la generazione distribuita: novità regolatorie

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La generazione distribuita:novità regolatorie

Solarexpo – Fiera di Verona5 maggio 2011

Direzione MercatiUnità fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale

Autorità per l’energia elettrica e il gas

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PREMESSA

TEMI IMPORTANTI PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA

ELETTRICA

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Chi regola il servizio Chi eroga il servizio

Autorizzazioni

Regioni o Stato (solo per impianti con potenza

termica superiore a 300 MWt e impianti eolici off

shore)

Regioni, enti locali o Stato (solo per impianti con

potenza termica superiore a 300 MWt e impianti eolici

off shore)

Connessioni Autorità Gestore di rete (imprese distributrici o Terna)Trasporto: imprese distributrici e TernaDispacciamento in immissione: Terna

Misura Autorità Gestore di rete (imprese distributrici o Terna)

Cessione dell'energia Autorità Libero mercato o GSE per

il ritiro dedicatoScambio sul

posto (in alternativa alla

cessione)

AutoritàImprese distributrici fino al 31 dicembre 2008, GSE

dall'1 gennaio 2009

Ince

ntiv

i

Incentivi (ove previsti)

MSE, MATTM e Autorità ove previsto GSE

Ces

sion

e o

scam

bio

dell'

ener

gia

Elementi fondamentali per la produzione di energia elettrica

Trasporto e dispacciamento Autorità

Acc

esso

ai s

ervi

zi d

i si

stem

a

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Vantaggi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

priorità di dispacciamento dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete (d. lgs. n. 79/99); semplificazioni nelle procedure per la connessione (delibera ARG/elt99/08 dall’1 gennaio 2009); per impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per le fonti rinnovabili non programmabili di ogni taglia, semplificazioni per la cessione dell’energia elettrica, nel caso in cui il produttore scelga di cederla al GSE (ritiro dedicato, delibera n. 280/07 dall’1 gennaio 2008); in alternativa alla cessione dell’energia immessa in rete, scambio sul posto (delibera ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009). Questa possibilità èprevista per gli impianti fino a 200 kW; incentivi economici, tra cui certificati verdi, incentivi in conto energia (feed in premium), tariffa fissa onnicomprensiva (feed in tariff).

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Tipo di incentivo A quali impianti si applica Durata del periodo di incentivazione Quantità di energia incentivata

Certificati verdi

Impianti alimentati da fonti rinnovabili e impianti ibridi entrati in esercizio dall'1

aprile 1999

12 anni per gli impianti entrati in esercizio tra l'1 aprile 1999 e il 31 dicembre 2007; 15 anni per gli impianti entrati in esercizio

dall'1 gennaio 2008

Energia elettrica prodotta netta per gli impianti entrati in esercizio tra l'1 aprile 1999 e il 31

dicembre 2007; energia elettrica prodotta netta moltiplicata per un coefficiente per gli impianti

entrati in esercizio dall'1 gennaio 2008. Nel caso di impianti ibridi, la produzione incentivata è

quella attribuibile alle fonti rinnovabili.

Conto energia per impianti fotovoltaici

Impianti fotovoltaici entrati in esercizio dopo il 30

settembre 200520 anni Energia elettrica prodotta.

Conto energia per impianti solari termodinamici

Impianti solari termodinamici entrati in

esercizio dopo il 18 luglio 2008.

25 anniEnergia elettrica prodotta netta. Nel caso di

impianti ibridi, la produzione incentivata in conto energia è quella attribuibile alla fonte solare.

Tariffa fissa onnicomprensiva

Impianti entrati in esercizio dall'1 gennaio 2008:

alimentati da fonte eolica fino a 200 kW; alimentati dalle altre fonti rinnovabili, ad eccezione della solare,

fino a 1 MW.

15 anniEnergia elettrica immessa. Nel caso di impianti

ibridi, l'immissione incentivata in conto energia è quella attribuibile alle fonti rinnovabili.

Descrizione sintetica degli strumenti incentivanti esistenti in Italia per le fonti rinnovabili

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Vantaggi per la produzione di energia elettrica da impianti cogenerativi ad alto rendimento

esonero dall’obbligo di acquisto dei certificati verdi e priorità di dispacciamento dell’energia elettrica immessa in rete (d. lgs. n. 79/99);

semplificazioni per le connessioni (delibera ARG/elt 99/08 dall’1 gennaio 2009);

per impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per le fonti rinnovabili non programmabili di ogni taglia, semplificazioni per la cessione dell’energia elettrica, nel caso in cui il produttore scelga di cederla al GSE (ritiro dedicato): non è quindi conseguenza della qualifica di cogenerazione ad alto rendimento (delibera n. 280/07 dall’1 gennaio 2008);

in alternativa alla cessione dell’energia immessa in rete, scambio sul posto (delibera ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009). Questa possibilità èprevista per gli impianti fino a 200 kW;

certificati bianchi (in fase di revisione e ridefinizione a cura del MSE).

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Totale

Modalità di cessione Quali impianti Contratti da siglare Tipo di incentiviQuali fonti tra

quelle rinnovabili

Ricavi per il produttore

Certificati verdi

Tutte, ad eccezione della fonte

solare

Conto energia Solare

Certificati verdi


solare


3 Ritiro a tariffa fissa onnicomprensiva

Alimentati da fonte eolica fino a 200 kW; alimentati dalle altre fonti rinnovabili, ad

eccezione della solare, fino a 1 MW

Unica convenzione con il GSE inclusiva di tutto, compresi gli incentivi

Conto energia, già incluso nel prezzo di ritiro

dell'energia elettrica


solare

Vendita (a un prezzo che già

include l'incentivo)

Certificati verdi


solare


Contratto di scambio con il GSE relativo all'energia elettrica immessa e allo scambio sul posto. Non

sostituisce la regolazione dell'energia elettrica

prelevata

Libero mercato (partecipazione diretta in Borsa o tramite trader)

Alimentati da fonti rinnovabili e

cogenerativi ad alto rendimento di

potenza fino a 200 kW

Ritiro dedicato, secondo modalità e condizioni economiche definite

dall'Autorità

2

Tutti

Di potenza < 10 MVA o di potenza qualsiasi se alimentati da fonti

rinnovabili non programmabili

Unica convenzione con il GSE che comprende anche

il dispacciamento in immissione e il trasporto

dell'energia elettrica immessa

Accesso alla rete e modalità di cessione dell'energia elettrica immessa

Incentivi (per le fonti rinnovabili)

Accesso alla rete, modalità di cessione dell'energia elettrica e incentivi previsti per le fonti rinnovabili (esclude le connessioni e la misura)

Scambio sul posto4

Compensazione tra l'energia

elettrica immessa e

quella prelevata + incentivo

Vendita + incentivo

Vendita + incentivo

Dispacciamento in immissione con Terna + Compravendita con la propria controparte +

Regolazione trasporto con Terna e impresa

distributrice per impianti connessi in MT o BT

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QUESTIONI GENERALI RELATIVE ALL’ACCESSO E ALL’UTILIZZO

DELLE RETI

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Il problema della saturazione virtuale delle reti

Complessivamente in Italia sono stati accettati preventivi di connessione per 128 GW sulla rete di trasmissione nazionale e per circa 22 GW sulla rete di distribuzione (dati aggiornati al 31 dicembre 2010), a fronte di una potenza complessivamente installata pari a circa 111 GW alla fine del 2010 e di una domanda di energia elettrica alla punta inferiore a 57 GW. In alcune regioni i preventivi accettati superano di gran lunga la capacitàinstallabile sulla base dei piani energetici regionali. Appare pertanto impossibile che vengano effettivamente realizzati impianti per potenze complessive così elevate. Tale situazione, soprattutto nelle zone dove la rete è una risorsa maggiormente scarsa, porta alla saturazione virtuale della capacità di rete che, pur essendo una saturazione “sulla carta”, rende impossibile lo sviluppo di nuove iniziative.

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Riduzione dei fenomeni associati all’occupazione della capacità di trasporto sulla rete - 1

Al fine di risolvere tale problema, l’Autorità, nei limiti dei propri poteri e del proprio ambito di intervento, con il documento per la consultazione DCO 15/10, ha proposto due linee di intervento tra loro alternative: la prima consiste nella previsione che il diritto alla prenotazione della capacità di trasporto sulle linee elettriche si venga a consolidare soltanto a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni necessarie per la realizzazione dell’impianto di produzione; la seconda consiste nella definizione di una garanzia (depositocauzionale o fideiussione) da presentare al gestore di rete, in aggiunta al versamento dei corrispettivi per la richiesta del preventivo e per la realizzazione della connessione.

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L’Autorità, con la delibera ARG/elt 125/10, partendo dalla seconda proposta contenuta nel documento per la consultazione (da quasi tutti ritenuta la più indicata anche perché di più semplice attuazione), ha previsto che nelle aree critiche e per le linee critiche (definite nella medesima deliberazione), il richiedente, qualora diverso da un cliente finale domestico, renda disponibile al gestore di rete, con cadenza annuale, un corrispettivo a garanzia della prenotazione della capacità di rete, sotto forma di fideiussione bancaria o di deposito cauzionale. Le garanzie hanno funzione di corrispettivo per la prenotazione della retee, pertanto, sono correlate alla durata della prenotazione. Per lo stesso motivo, vengono restituite (o non escusse) solo se l’impianto di produzione viene completato. Tale misura deve essere estesa anche agli iter di connessione già in corso perché, diversamente, il problema non può trovare soluzione.

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Valori della garanzia: AT e AAT: 20.250 €/MW MT: 60.000 €/MW BT: 110 €/kWI valori delle garanzie che si intendono determinare sono convenzionali e devono essere tali da riflettere i costi medi sostenuti dal sistema e le infrastrutture di rete coinvolte nei casi più frequenti. Pertanto, i modelli utilizzati non sono finalizzati alla determinazione puntuale dei costi associati ad uno specifico intervento, ma alla determinazione di valori medi convenzionali.

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In data 11 gennaio il Tar Lombardia, su istanza di diversi operatori del settore, ha emanato un’ordinanza sospensiva delle disposizioni del TICA in materia di garanzia (avente funzione di corrispettivo) per l’occupazione della capacità di trasporto per le linee e le aree critiche. Il provvedimento amministrativo sopra menzionato non costituisce una valutazione sul merito della delibera dell’Autorità, ma rappresenta solamente una misura cautelare, motivata dalla presenza di elementi di ambiguità in merito alla casistica relativa all’escussione della garanzia. Il giudizio definitivo è atteso per il 30 giugno p.v.

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L’Autorità, con delibera ARG/elt 9/11, ha sospeso l’efficacia dell’applicazione del corrispettivo, nelle more dei giudizi pendenti dinanzi al Tar Lombardia, ferma restando la piena efficacia delle altre disposizioni del TICA. Inoltre l’Autorità ha disposto che i gestori della rete nelle more dei suddetti giudizi pendenti: non richiedano ai soggetti richiedenti la connessione il versamento del corrispettivo per la prenotazione della capacità di rete; non provvedano all'escussione delle fideiussioni bancarie o al trattenimento dei depositi cauzionali; restituiscano, su richiesta del soggetto interessato, il corrispettivo giàversato, sotto forma di fideiussione bancaria o deposito cauzionale, salva eventuale ripetizione all’esito del giudizio.

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Il problema della saturazione reale delle reti Già oggi esistono reti elettriche realmente sature e, pertanto, non in grado di veicolare tutta la produzione elettrica immessa.

Il problema si è manifestato soprattutto lungo alcune dorsali appenniniche caratterizzate dalla presenza di numerosi impianti (per lo più eolici) e carichi limitati o nulli.

Per risolvere tale problema occorre sviluppare le reti elettriche e, congiuntamente, valutare la realizzazione di sistemi di accumulo (in particolare i sistemi di pompaggio) che consentano di sfruttare al meglio la rete disponibile. In tal senso il decreto legislativo n. 28/11 introduce elementi importanti, anche finalizzati ad accelerare l’iter autorizzativo delle reti.

L’Autorità, nell’ambito dei propri poteri, sta cercando di promuovere (seppur in via sperimentale) l’accelerazione nella realizzazione delle reti o degli elementi di rete nelle zone più critiche (delibera ARG/elt 87/10).

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Il dispacciamento delle fonti rinnovabili - 1 Le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili hanno diritto alla priorità di dispacciamento, compatibilmente con la sicurezza del sistema elettrico.

Tra di esse, per quelle alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, qualora l’energia elettrica effettivamente immessa in rete da tali unità sia diversa da quella prevista, non vengono attribuiti a tali unità i maggiori costi indotti sul sistema che, pertanto, vengono socializzati. L’aleatorietà della disponibilità delle fonti non programmabili, infatti, comporta la necessità di impianti sempre disponibili ad entrare in produzione (capacità di riserva).

Per contenere la necessità (e il costo) di capacità di riserva, è essenziale, tra l’altro, promuovere la corretta previsione della produzione di energia elettrica.

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Il dispacciamento delle fonti rinnovabili - 2

L’Autorità sta già assumendo provvedimenti volti a ottimizzare l’utilizzo della rete elettrica anche attraverso il miglioramento delle previsioni delle immissioni di energia elettrica da parte dei produttori, e quindi a ridurre i costi complessivi di dispacciamento, favorendo l’incremento della produzione da fonti rinnovabili non programmabili e garantendo la sicurezza della rete. In particolare:

nel caso di impianti > 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, è stata definito un premio in caso di corretta previsione;

nel caso di impianti fino a 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, il GSE ha il compito di effettuare previsioni aggregate per zona di mercato: ad oggi questo è il massimo beneficio che il sistema può trarre con riferimento alla cosiddetta “generazione distribuita”.

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Il dispacciamento delle fonti rinnovabili - 3 Al fine di ridurre i costi complessivi di dispacciamento e di favorire l’incremento della produzione da fonti rinnovabili non programmabili, gli impianti eolici devono fornire una serie di servizi di rete (peraltro giàintrodotti nei Paesi europei con maggior diffusione di impianti eolici), tra cui la regolazione di potenza attiva e reattiva, la riduzione di potenza, l’insensibilità agli abbassamenti di tensione.

Fino ad oggi non sono state definite disposizioni analoghe per gli altri impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili.

Infine, per il periodo compreso tra il 2008 e il 2011, l’Autorità ha definito una nuova regolamentazione tariffaria volta a promuovere gli investimenti in sistemi di automazione, protezione e controllo delle reti attive (con la possibilità di coinvolgere l’utenza con interventi di efficientamento della domanda). Ci si aspettano effetti positivi sull’intero sistema elettrico, promuovendo ulteriormente lo sviluppo della generazione distribuita e della piccola generazione e, in ultima istanza, delle fonti rinnovabili.

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LE CONNESSIONI DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

ALLE RETI:

LA DELIBERA ARG/ELT 99/08COME MODIFICATA

DALLA DELIBERA ARG/ELT 125/10

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Obiettivi della delibera ARG/elt 125/10 - 1

I punti principali possono essere così sintetizzati:

definizione di interventi finalizzati ad annullare i fenomeni associati all’occupazione della capacità di trasporto sulla rete. Tali fenomeni sono dannosi al corretto sviluppo del sistema elettrico soprattutto nelle zone in cui, anche per effetto dello sviluppo delle fonti rinnovabili, la capacità di trasporto richiesta è di gran lunga superiore alla capacità di trasporto attualmente disponibile sulla rete (si vedano le slides precedenti);

analisi più puntuale delle procedure che al momento non trovano regolazione nel TICA, con particolare riferimento al coordinamento tra gestori di rete, al coordinamento tra produttori e all’attivazione della cosiddetta open season nelle aree critiche;

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Obiettivi della delibera ARG/elt 125/10 - 2 definizione e razionalizzazione delle procedure che, pur non essendo

direttamente correlate alla connessione tecnica di un impianto alla rete, sono necessarie affinché la connessione possa essere attivata (ad esempio, affinché un impianto possa entrare in esercizio commerciale ènecessaria la stipula di alcuni contratti con cui viene regolato l’utilizzo della rete). A tal fine si propone l’introduzione di un vero e proprio “pannello di controllo” unico, realizzato e gestito da Terna nell’ambito del progetto GAUDÌ, atto ad evidenziare la sequenza delle attività da svolgere e dove i vari soggetti coinvolti (impresa distributrice, GSE, richiedente la connessione/produttore, Terna) possano registrare i relativi esiti rendendo monitorabile e trasparente la situazione dell’accesso di un impianto di produzione di energia elettrica alla rete;

definizione di principi finalizzati a garantire uno sviluppo più razionale del sistema elettrico, per promuovere l’accesso alla rete degli impianti di produzione realizzati e di futura realizzazione.

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Strumenti finalizzati a migliorare la trasparenza delle connessioni

Terna e le imprese distributrici definiscono e pubblicano sui propri siti internet degli atlanti relativi alle reti in alta e altissima tensione e alle cabine primarie AT/MT per fornire indicazioni qualitative aggiornate, in relazione alle disponibilità di capacità di rete, individuando le linee e le aree critiche.

Terna e le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti, entro il 31 dicembre 2011, predispongono un portale informatico finalizzato alla gestione dell’iter di connessione.

Le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti, entro il 30 giugno di ogni anno, pubblicano e trasmettono all’Autorità e al Ministero dello Sviluppo Economico i propri piani per lo sviluppo delle reti, anche tenendo conto dello sviluppo atteso della produzione di energia elettrica.

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Attivazione dell’open season in bt e MT

Nelle aree critiche (come definite nel TICA) le imprese distributrici possono prevedere l’attivazione dell’open season di ampiezza trimestrale, al fine di consentire l’analisi congiunta di più richieste di connessione e per poter pianificare in modo più adeguato e razionale il necessario sviluppo di rete. L’open season non riguarda i clienti domestici e le richieste di connessione per le quali la potenza ai fini della connessione è pari a zero. In caso di attivazione dell’open season le tempistiche previste per la

messa a disposizione del preventivo e le tempistiche relative alcoordinamento tra gestori di rete, qualora si renda necessaria l’attivazione, decorrono dal giorno lavorativo successivo a quello di chiusura dell’open season.

Le imprese distributrici che intendono attivare l’open season lo comunicano all’Autorità e ne danno informativa sui propri siti internet con almeno un mese di anticipo, specificando, tra l’altro, la data di inizio e la data di conclusione.

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Procedure per la richiesta della connessione

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La regolazione delle connessioni attive:il quadro d’insieme

Regole tecniche

Procedure Livello di erogazione del servizio

Corrispettivo di connessione

bt Norme dei distributori

Unico iter per la

richiesta di connessione

Procedure comuni e

dettagliate

Fino a 100 kW

Convenzionale per FER e CAR

MTCEI 0-16 o Codice di Rete (nel caso di Terna)

Fino a 6.000 kW

AT-

AAT

Come in del. n. 281/05

OltreProporzionalità

alla potenza della rete

impegnata per FER e CAR +

sconto per FER

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Richiesta di connessione - 1

Le richieste di nuove connessioni:a) riguardanti una potenza in immissione richiesta inferiore a 10.000

kW, devono essere presentate all’impresa distributrice competente nell’ambito territoriale;

b) riguardanti una potenza in immissione richiesta uguale o superiore a 10.000 kW, devono essere presentate a Terna.

Le richieste di valutazione di adeguamento della connessione esistente devono essere presentate a Terna nel caso in cui l’impianto sia già connesso alla rete di trasmissione e all’impresa distributrice competente per ambito territoriale nel caso in cui l’impianto sia giàconnesso alla rete di distribuzione.

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Il richiedente può indicare nella richiesta di connessione un punto esistente della rete con obbligo di connessione di terzi al quale il gestore di rete dovrà riferirsi per la determinazione della soluzione per la connessione.

Terna e le imprese distributrici elaborano e pubblicano un modello standard per la presentazione della richiesta di connessione.

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La scelta del punto di connessione preferenziale

Si può indicare nella richiesta un punto esistente della rete al quale il gestore di rete dovrà riferirsi per la soluzione di connessione. In tali casi: il preventivo deve prevedere la connessione nel punto di rete indicato

dal richiedente; se quel punto non accetta l’intera potenza richiesta in immissione, il

preventivo deve indicare la massima potenza che può essere connessa, con relativa giustificazione;

il gestore di rete può proporre soluzioni alternative finalizzate a connettere l’intera potenza richiesta in immissione;

il richiedente, se rinuncia alla soluzione per la connessione relativa al punto di rete indicato, può optare per l’elaborazione di un nuovo preventivo, senza ripresentare la documentazione che già aveva inviato ai fini del primo preventivo.

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All’atto della presentazione della richiesta di connessione il richiedente ètenuto a versare a Terna o all’impresa distributrice un corrispettivo per l’ottenimento del preventivo pari a: 100 euro per potenze in immissione richieste fino a 50 kW; 200 euro per potenze in immissione richieste superiori a 50 kW e fino

a 100 kW; 500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 100 kW e

fino a 500 kW; 1.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 500 kW e

fino a 1.000 kW; 2.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 1.000 kW.

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Il livello di tensione di erogazione del servizio di connessione

Oltre i valori indicati, è facoltà del gestore di rete connettere comunque il richiedente al livello di tensione inferiore: ad esempio, per una potenza richiesta pari a 120 kW, il distributore, se lo ritiene compatibile con la propria rete, può realizzare la connessione in bt.

Nel caso di connessione esistente, il servizio di connessione èerogato al livello di tensione della connessione esistente nei limiti di potenza già disponibile per la connessione.

Livello di erogazione del serviziobt

MTAT/AAT

Potenza richiesta in immissionefino a 100 kW

fino a 6.000 kWoltre 6.000 kW

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Modalità e Condizioni Contrattuali

I gestori di rete pubblicano le modalità e condizioni contrattuali (MCC) per l’erogazione del servizio di connessione. Le MCC definiscono, tra l’altro: le modalità e i tempi di risposta relativi alle varie richieste, ove

previsto, conformemente a quanto disposto nel TICA; le soluzioni tecniche convenzionali adottate dal gestore di rete per la

realizzazione della connessione; gli standard tecnici e le specifiche di progetto essenziali per la

realizzazione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti di rete per la connessione;

le modalità di pagamento dei corrispettivi di connessione e per la determinazione dei corrispettivi a copertura dei costi sostenuti dal gestore di rete per la gestione dell’iter autorizzativo.

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Condizioni per la connessione alle reti in bassa e media tensione

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GAUDÌ

t0

Preventivo Accettazione preventivo

Presentazione richieste

autorizzazioni

• 20 gg se Pi 100 kW • 45 gg se 100 kW < Pi 1.000 kW • 60 gg se Pi > 1.000 kWmaggiorati di 15 gg se necessari interventi al livello di tensione superiore

t1 t2 t3

In capo all’impresadistributrice• max 30 gg per bt• max 60 gg per MT

-In capo al richiedente• max 60 gg per bt• max 90 gg per MT

Fine lavori produttore per connessione

Completamento connessione

t4 t5

• max 30 gg (lavori semplici)• max 90 gg (lavori complessi) maggiorati di 15 gg/km di linea MT per distanze superiori al km

TEMPITEMPIgg = giorni lavorativi

RESPONSABILITRESPONSABILITÀÀ

richiedente impresa distributrice richiedente

impresa distributrice

-richiedente

richiedente impresa distributrice

t6

richiedente impresa distributrice

Completamento lavori impianto di produzione

Attivazioneconnessione

t7

max 10 gg

Pagamento del 70% del corrispettivo per la connessione

Pagamento del 30% del corrispettivo per la connessione: viene restituito, maggiorato

degli interessi legali, se l’iter autorizzativo ha esito negativo + eventuale garanzia

Pagamento corrispettivo per ottenimento

preventivo

Tempistiche e responsabilità

Richiesta di connessione

max 45 gg

max2 gg

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Interpretazione autentica della definizione di “data di completamento della connessione”

(delibera ARG/elt 51/11)

“La data di completamento della connessione, che pone fine al tempo per la realizzazione della connessione, è la data di invio del documento relativo al completamento della realizzazione e alla disponibilità all'entrata in esercizio della connessione. Ciò presuppone che il gestore di rete abbia completato tutte le attivitàpreliminari di propria competenza, rendendosi reperibile per definire, d'accordo con il richiedente, la data dell'attivazione. Tra le attività preliminari necessarie ai fini dell'attivazione della connessione rientra anche la predisposizione e l'invio al richiedente del regolamento d'esercizio nonché, qualora tale attività non sia effettuata dal richiedente, l'installazione dei misuratori necessari.”

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Corrispettivo per la connessione - 1 Il corrispettivo per la connessione di impianti alimentati da fonti rinnovabili

o cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti dalla deliberazione n. 42/02 è il minor valore tra:

dove:CPA = 35 €/kW CMA = 90 €/(kW km) CPB = 4 €/kW CMB = 7,5 €/(kW km)P è la potenza ai fini della connessioneDA è la distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione MT/btDB è la distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione AT/MT

Il corrispettivo esclude i costi di gestione delle autorizzazioni che dovranno essere versati separatamente ai gestori di rete, se gestite dai medesimi.

6000100

BBB

AAA

DPCMPCPBDPCMPCPA

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Corrispettivo per la connessione - 2

Il corrispettivo per la connessione di impianti non alimentati da fonti rinnovabili né cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti dalla deliberazione n. 42/02 è pari al massimo tra il corrispettivo convenzionale definito nella slide precedente e il costo determinato sulla base di soluzioni tecniche standard, pubblicate dall’impresa distributrice unitamente ai relativi costi medi.

Il corrispettivo esclude i costi di gestione delle autorizzazioni che dovranno essere versati separatamente ai gestori di rete, se gestite dai medesimi.

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Priorità di trattamento

Le imprese distributrici trattano in via prioritaria le richieste e la realizzazione delle connessioni di impianti di produzione da fonte rinnovabile e da cogenerazione ad alto rendimento rispetto agli impianti di produzione diversi dai predetti impianti.

I limiti temporali stabiliti dalle condizioni procedurali di cui al presente provvedimento riferite a connessioni di impianti di produzione da fonti diverse dalle fonti rinnovabili e dalla cogenerazione ad alto rendimento possono subire modifiche, stabilite dalle imprese distributrici non oltre un tempo massimo pari al doppio dei tempi previsti, per effetto dell’attuazione del predetto principio di priorità.

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Gli indennizzi automatici - 1In caso di mancato rispetto dei tempi previsti per:

la messa a disposizione del preventivo;

la messa a disposizione del preventivo per il quale è stata richiesta la modifica prima dell’accettazione;

la messa a disposizione dell’eventuale preventivo aggiornato a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni;

la presentazione di eventuali richieste di autorizzazione in capo all’impresa distributrice;

la messa a disposizione delle informazioni necessarie alla predisposizione della documentazione da presentare nell’ambito del procedimento autorizzativo;

l’invio al richiedente, nel caso si avvalga della facoltà di realizzazione in proprio dell’impianto per la connessione, degli elementi necessari alla realizzazione della connessione secondo gli standard realizzativi;

l’attivazione della connessione;

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Gli indennizzi automatici - 2 il collaudo per la messa in esercizio dell’impianto di rete, nel caso in cui il richiedente si avvalga della facoltà di realizzazione in proprio dell’impianto per la connessione;

la restituzione del 30% del corrispettivo per la connessione, maggiorato degli interessi legali, versato dal richiedente, nel caso in cui il procedimentoautorizzativo unico o l’iter per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto di produzione abbia avuto esito negativo;

la restituzione del 30% del corrispettivo per la connessione, maggiorato degli interessi legali, già versato dal richiedente, nel caso in cui il richiedente si avvalga della facoltà di realizzazione in proprio dell’impianto per la connessione;

la restituzione, qualora positiva, della differenza tra il costo relativo alle opere realizzate dal richiedente, come individuato nella STMG, e il corrispettivo per la connessione, nel caso in cui il richiedente si avvalga della facoltà di realizzazione in proprio dell’impianto per la connessione,

l’impresa distributrice è tenuta a corrispondere al richiedente 20 euro/giorno per ogni giorno lavorativo a titolo di indennizzo automatico.

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Gli indennizzi automatici - 3

Per ogni giorno lavorativo di ritardo della realizzazione della connessione, fino a un massimo di 120 giorni lavorativi, l’impresa distributrice è tenuta a corrispondere al soggetto che richiede la connessione un indennizzo pari al maggior valore tra:

Realizzazione della connessione

5% del corrispettivo per la realizzazione della connessione

e 20 euro

Se il ritardo supera i 120 giorni lavorativi, il richiedente segnala l’inadempienza all’Autorità, per l’adozione dei provvedimenti di propria competenza.

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Il lotto di impiantiIl lotto di impianti di produzione è un gruppo di impianti di produzione distinti, alimentati da fonti rinnovabili e/o in assetto cogenerativo che soddisfano i requisiti della deliberazione n. 42/02, ubicati sullo stesso terreno o su terreni adiacenti eventualmente separati unicamente da strada, strada ferrata o corso d’acqua. Gli impianti che compongono il lotto devono avere una potenza in immissione tale da consentire, per ciascuno di essi, l’erogazione del servizio di connessione esclusivamente in bt o MT. In tali casi: richiesta di connessione unica; ai fini del preventivo si considera una potenza in immissione richiesta pari alla somma delle potenze in immissione richieste per i vari impianti; unico preventivo; il livello di tensione a cui è erogato il servizio dipende dalle potenze in immissione richieste per ciascun impianto; qualora la potenza in immissione richiesta totale per il lotto sia maggiore di 6.000 kW, si applicano le condizioni relative alle connessioni alle reti in AT e AAT; altrimenti si applicano le condizioni relative alle connessioni alle reti in bt e MT.

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La realizzazione in proprio della connessione - 1

E’ possibile nel caso di connessioni di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti dalla deliberazione n. 42/02 e qualora la connessione sia erogata ad un livello di tensione nominale superiore ad 1 kV;

il soggetto richiedente la connessione può realizzare in proprio l’impianto per la connessione nelle parti che non implichino l’effettuazione di interventi sulla rete elettrica esistente, vale a dire, di norma, la realizzazione dell’eventuale linea elettrica e dell’impianto per la consegna;

le imprese distributrici possono consentire al soggetto richiedente la connessione di intervenire anche sulla rete esistente fatte salve le esigenze di sicurezza e la salvaguardia della continuità del servizio elettrico;

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gli impianti per la connessione realizzati dal soggetto richiedente la connessione sono resi disponibili all’impresa distributrice per il collaudo e la conseguente accettazione;

l’impresa distributrice, entro 60 giorni lavorativi dal completamento del collaudo e comunque non prima dell’atto di acquisizione delle opere realizzate, restituisce al richiedente il corrispettivo di connessione giàversato, maggiorato degli interessi legali. L’impresa distributrice versa anche un corrispettivo pari alla differenza, se positiva, tra il costo determinato sulla base di soluzioni tecniche standard e il corrispettivo per la connessione convenzionale. Qualora detta differenza sia negativa, viene versata dal richiedente all’impresa distributrice entro le medesime tempistiche.

La realizzazione in proprio della connessione - 2

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Disposizioni finali

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Modifica del preventivo prima dell’accettazione Il richiedente può chiedere al gestore di rete una modifica del preventivo

entro il termine di accettazione del preventivo. In questi casi, il richiedente, all’atto della richiesta di modifica del preventivo, versa al gestore di rete un corrispettivo pari alla metà di quello per la messa a disposizione del preventivo. Il gestore di rete, entro le medesime tempistiche di messa a disposizione del preventivo a decorrere dalla data di ricevimento della richiesta completa di modifica del preventivo, elabora un nuovo preventivo o rifiuta la richiesta di modifica del preventivo. In caso di rifiuto, il gestore di rete è tenuto ad evidenziare le motivazioni.

Qualora il richiedente preferisca una soluzione tecnica per la connessione più costosa di quella inizialmente indicata dal gestore di rete e qualora tale soluzione sia realizzabile, il gestore di rete, nel ridefinire il preventivo, determina il corrispettivo per la connessione sulla base dei costi convenzionali (articolo 13 del TICA), anche nei casi di impianti alimentati da fonti rinnovabili e/o impianti cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti dalla deliberazione n. 42/02.

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Modifica del preventivo accettato Il preventivo accettato, per il quale il gestore di rete ha riservato la capacità

di rete, può essere ulteriormente modificato, previo accordo tra il gestore di rete e il richiedente, nei casi in cui la modifica del preventivo non comporta alterazioni della soluzione tecnica per la connessione o al fine di proporre nuove soluzioni tecniche che tengano conto dell’evoluzione del sistema elettrico locale.

È consentito lo spostamento dell’impianto di produzione, qualora tale spostamento sia direttamente attribuibile all’iter autorizzativo ovvero imputabile ad atti normativi (anche di carattere regionale), ovvero imputabile ad altre cause fortuite o di forza maggiore non dipendenti dalla volontà del richiedente e opportunamente documentabili.

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Validità del preventivo accettato

Il preventivo accettato dal richiedente cessa di validità qualora il medesimo soggetto non comunichi al gestore di rete l’inizio dei lavori per la realizzazione dell’impianto di produzione di energia elettrica entro: 6 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel

caso di connessioni in bt; 12 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo,

nel caso di connessioni in MT; 18 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo,

nel caso di connessioni in AT e AAT,fatti salvi ritardi causati dall’iter autorizzativo, cause di forza maggiore e cause non imputabili al richiedente.

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Coordinamento tra gestori di rete - 1Nel caso in cui la connessione debba essere effettuata a una rete diversa dalla rete gestita dal gestore di rete a cui è presentata la richiesta di connessione:

1) il gestore di rete che riceve la richiesta di connessione (primo gestore) trasmette, entro 15 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta di connessione, al gestore della rete a cui potrebbe essere connesso l’impianto di produzione (secondo gestore) le informazioni necessarie e contestualmente informa il richiedente dell’avvio della procedura di coordinamento;

2) il secondo gestore, entro 20 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della comunicazione di cui al punto 1), si coordina con il primo gestore anche in relazione alla fattibilità della connessione sulla propria rete. La connessione potrebbe avvenire sulla rete del secondo gestore e in caso di mancato coordinamento l’erogazione del servizio di connessione rimane in capo al primo gestore;

3) entro i successivi 5 giorni lavorativi, il gestore di rete che erogherà il servizio di connessione a seguito del coordinamento di cui al punto 2) ne dàinformazione al richiedente. A decorrere da questa data si applicano le tempistiche previste dal TICA.

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Coordinamento tra gestori di rete - 2

Nel caso in cui la connessione venga effettuata alla rete del gestore a cui viene richiesta la connessione (primo gestore) ma siano necessari degli interventi di rete(sviluppi di rete, adeguamenti delle infrastrutture per rendere la rete idonea a una gestione attiva ovvero realizzazione di nuovi punti di interconnessione) che interessano la rete a monte, gestita da un diverso gestore (secondo gestore):

1) il primo gestore richiede al secondo gestore l’attivazione della procedura di coordinamento, entro 25 giorni lavorativi dalla data di ricevimento dalla richiesta di connessione, dandone comunicazione al richiedente entro la medesima data, in particolare indicando le tempistiche entro cui il secondo gestore dovrà fornire al primo gestore gli elementi di propria competenza;

2) il primo gestore, entro 20 giorni lavorativi dalla data di ricevimento degli elementi di cui al punto 1), trasmette al richiedente il preventivo completo delle tempistiche di realizzazione e dei relativi corrispettivi secondo quanto previsto dal TICA.

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Adeguamento di ufficio della potenza in immissione

Qualora, durante l’esercizio dell’impianto di produzione, il gestore di rete rileva, in almeno due distinti mesi nell’anno solare, immissioni di energia elettrica eccedenti la potenza in immissione richiesta, il gestore di rete, ove tecnicamente possibile: modifica il valore della potenza in immissione richiesta; ricalcola il corrispettivo per la connessione, sulla base della

regolazione vigente al momento del ricalcolo, applicando al richiedente il triplo della differenza tra il corrispettivo per la connessione ricalcolato e il corrispettivo per la connessione determinato nel preventivo, provvedendo a modificare di conseguenza il contratto di connessione.

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Regole tecniche di connessione La realizzazione e la gestione della connessione è effettuata nel rispetto

delle regole tecniche di connessione adottate dalle imprese distributrici conformemente alle disposizioni dell’Autorità e alle norme e guide tecniche del Comitato elettrotecnico italiano. Dette regole tecniche devono indicare, almeno: a) le soluzioni tecniche standard per la connessione e i criteri per la

determinazione della soluzione tecnica per la connessione a fronte di una richiesta di connessione;

b) le condizioni tecniche che devono essere rispettate dall’utente di rete ai fini della gestione della connessione;

c) le condizioni da applicarsi nei casi di necessità di adeguamento di una connessione esistente.

Per le connessioni alle reti di distribuzione con tensione superiore a 1 kV, tali regole tecniche sono state definite con la delibera ARG/elt 33/08 e ARG/elt 119/08 (Norma CEI 0-16).

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Casi di decadenza del preventivo - 1 Rinuncia da parte del richiedente.

Mancata presentazione della richiesta di avvio del procedimentoautorizzativo unico (o del procedimento autorizzativo per la costruzione e l’esercizio dell’impianto di produzione qualora non si applichi il procedimento autorizzativo unico) comprensiva di tutta la documentazione necessaria, ivi compreso il progetto dell’impianto di rete per la connessione e degli eventuali interventi sulla rete esistente (ove previsti)validato dal gestore di rete, entro:

• 60 giorni lavorativi per connessioni in bassa tensione;

• 90 giorni lavorativi per connessioni in media tensione;

• 120 giorni lavorativi per connessioni in alta tensione;

• 180 giorni lavorativi per connessioni in altissima tensione,

dalla data di accettazione del preventivo per la connessione (commi 9.3, 9.5, 21.3 e 21.5 del TICA).

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Casi di decadenza del preventivo - 2

Esito negativo del procedimento autorizzativo unico o dell’iter per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto di produzione, a decorrere dalla data di ricevimento dell’informativa inviata dal richiedente (commi 9.11 e 21.11 del TICA).

Esito negativo dell’iter di autorizzazione per la realizzazione dell’impianto di rete per la connessione e/o l’iter di autorizzazione per gli interventi sulla rete esistente ove previsti, qualora disgiunti dall’iter per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto di produzione, nei casi in cui il richiedente non opti per la definizione di una nuova soluzione tecnica per la connessione (commi 9.12 e 21.12 del TICA).

Mancata realizzazione dell’impianto di produzione entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio, ivi incluse eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante (commi 9.14 e 21.14 del TICA).

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Casi di decadenza del preventivo - 3 Mancato invio della comunicazione, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di

notorietà, di inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, entro:

• 6 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel caso di connessioni in bassa tensione;

• 12 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel caso di connessioni in media tensione;

• 18 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel caso di connessioni in alta e altissima tensione,

ovvero di mancato inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto entro i medesimi termini, a causa della mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi o per cause di forza maggiore o per cause non imputabili al richiedente: in questi casi occorre aggiornare il gestore di rete con cadenza periodica di 120 giorni, fino all’effettivo inizio dei lavori (comma 31.3 del TICA);

Mancata presentazione della garanzia all’atto di accettazione del preventivo o alle successive scadenze (comma 33.5 e 33.6 del TICA).

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Applicazione dell’Allegato B alla delibera ARG/elt 125/10

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Ambito di applicazione dell’Allegato B

L’Allegato B alla delibera ARG/elt 125/10 si applica a tutte le richieste di connessione inviate ai gestori di rete entro il 31 dicembre 2010, ivi incluse quelle presentate ai sensi della deliberazione n. 281/05, e relative a impianti di produzione per cui non è stata ancora completata la connessione.

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Comunicazione di avvio del procedimento autorizzativoIl richiedente è tenuto ad avviare il procedimento autorizzativo unico previsto dall’articolo 12 del decreto legislativo n. 387/03 o il procedimentoautorizzativo per la costruzione e l’esercizio dell’impianto di produzione entro:• 60 giorni lavorativi per connessioni in bassa tensione;• 90 giorni lavorativi per connessioni in media tensione;• 120 giorni lavorativi per connessioni in alta tensione;• 180 giorni lavorativi per connessioni in altissima tensione.I termini decorrono dall’1 ottobre 2010, nel caso in cui la richiesta di connessione sia stata inviata al gestore di rete entro il 7 agosto 2010 e alla data del 30 settembre 2010 il richiedente abbia già accettato il preventivo ma non abbia ancora presentato la richiesta di avvio del procedimentoautorizzativo, o dalla data di accettazione del preventivo negli altri casi.

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Comunicazione di inizio lavori di realizzazione dell’impianto di produzione - 1

Nel caso in cui il richiedente non abbia inoltrato al gestore di rete la comunicazione di cui all’articolo 31, commi 31.1 o 31.2, del TICA, il medesimo gestore, prima di rendere esecutiva la decadenza del preventivo, è tenuto a darne comunicazione al richiedente secondo modalità che permettano di verificare l’avvenuto recapito. Il richiedente, entro 30 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della predetta comunicazione, invia al gestore di rete una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà attestante: l’avvenuto inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, come evidenziato da comunicazioni di pari oggetto trasmesse alle autorità competenti, ovvero il mancato rispetto dei termini per l’inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, indicando la causa del mancato inizio e il tipo di procedimentoautorizzativo al quale è sottoposto l’impianto di produzione, qualora la causa del mancato inizio dei lavori sia la mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi.Il contenuto della dichiarazione non può comunque essere riferito a eventi avvenuti in data successiva a quella entro cui il richiedente era tenuto ad inviare la comunicazione di cui ai predetti commi 31.1 o 31.2 del TICA.

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Comunicazione di inizio lavori di realizzazione dell’impianto di produzione - 2

L’articolo 31 del TICA si applica a decorrere dall’1 ottobre 2010. In particolare, da tale data, le comunicazioni da inviare ai gestori di rete devono essere effettuate tramite dichiarazione sostitutiva di atto di notorietàattestante: l’avvenuto inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, allegando eventuali comunicazioni di pari oggetto trasmesse alle autoritàcompetenti, ovvero il mancato rispetto dei termini per l’inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, indicando la causa del mancato inizio e il tipo di procedimento autorizzativo al quale è sottoposto l’impianto di produzione, qualora la causa del mancato inizio dei lavori sia la mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi.I richiedenti sono tenuti a conservare i documenti necessari ad attestare le informazioni trasmesse ai gestori di rete ai sensi di quanto detto nella slide precedente e in questa slide.

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Casi in cui l’impianto di produzione non venga realizzato entro le tempistiche previste

dall’autorizzazioneDall’1 novembre 2010, nei casi in cui l’impianto di produzione non venga realizzato entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio, ivi incluse eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante, oltre all’autorizzazione ottenuta decade anche il preventivo accettato per la connessione.

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Delibera ARG/elt 181/10: indennizzi - 1 Nei casi in cui il mancato rispetto, da parte del gestore di rete, dei tempi

per la connessione previsti dal TICA comporti la perdita del diritto a una determinata tariffa incentivante, il produttore (che è il Soggetto Responsabile ai fini degli incentivi) può richiedere l’erogazione di indennizzi aggiuntivi a quelli già previsti dal TICA.

Nel caso in cui i giorni lavorativi di ritardo imputabili al gestore di rete siano al più pari a 25, l’indennizzo, aggiuntivo rispetto a quelli previsti dal TICA, è pari al valore degli indennizzi che sono stati e devono essere complessivamente erogati ai sensi del TICA, moltiplicato per la differenza tra 1,3 e il rapporto tra la potenza ai fini della connessione e la potenza in immissione richiesta.

Nel caso in cui i giorni lavorativi di ritardo imputabili al gestore di rete siano superiori a 25, l’indennizzo, aggiuntivo a quelli previsti dal TICA, è pari al massimo tra l’indennizzo di cui al precedente punto e il seguente:

I = 1.000 • (inc_ottenibile – inc_ottenuto) • 20 • (Pimm – 0,8 • P)

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Delibera ARG/elt 181/10: indennizzi - 2

Qualora l’indennizzo da riconoscere sia al più pari a 2.000 euro, il gestore di rete eroga al Soggetto Responsabile il medesimo indennizzo entro 60 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta completa di tutti gli elementi necessari.

Negli altri casi, il gestore di rete eroga al Soggetto Responsabile:

- 2.000 euro entro 60 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta completa di tutti gli elementi necessari;

- la differenza, se positiva, tra il 40% dell’indennizzo e 2.000 euro entro 90 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta completa di tutti gli elementi necessari;

- la parte rimanente in rate annuali definite dal gestore di rete e comunque entro 3 anni dalla data di ricevimento della richiesta completa di tutti gli elementi necessari.

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Futuri ambiti di intervento in materia di connessioni

L’Autorità, con delibera VIS 42/11, ha avviato un’istruttoria conoscitiva inerente l’erogazione del servizio di connessione. A seguito della chiusura dell’istruttoria conoscitiva potrebbe manifestarsi la necessitàdi apportare correttivi al TICA.

Potrebbe essere necessario valutare l’implementazione di nuovi strumenti per contenere il problema delle saturazioni virtuali delle reti: ciò anche a seguito della sentenza del Tar Lombardia in relazione all’applicabilità delle garanzie (l’udienza è prevista per il 30 giugno).

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CONDIZIONI PER L’ACCESSO E L’UTILIZZO DELLA RETE

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Produttori: condizioni per immettere energia elettrica in rete

Una volta realizzato l’impianto, i produttori, direttamente o attraverso l’interposizione di un terzo (grossista), per poter immettere energia elettrica in rete e, quindi, mettere nelle condizioni il gestore di rete di attivare la connessione e mettere in esercizio l’impianto, devono stipulare il contratto per il servizio di dispacciamento in immissione con Terna.

In più devono concludere con il distributore il contratto per il servizio di trasporto (per eventuali prelievi). Inoltre, se connessi in MT o BT, essi riceveranno dai distributori la componente CTR (pari a 0,416 c€/kWh nel 2011 per l’energia elettrica immessa aumentata del 9,9% in BT e del 4,2% inMT: le perdite convenzionali sono oggetto di prossima revisione).

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CONFIGURAZIONI DI RETE

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I sistemi semplici di produzione e consumo

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Il cosiddetto “caso 1 a 1”: l’atto n. 54/07

Nel solo caso in cui il cliente finale sia un cliente del mercato libero, ai fini della stipula o del trasferimento della titolarità dei contratti per l’accesso al sistema elettrico, … l’interposizione di un soggetto terzo ai fini della conclusione dei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione e per il servizio di dispacciamento ha la forma di un mandato senza rappresentanza e il soggetto che stipula i due contratti deve essere il medesimo.

Rete

M1

e

u

Qualora l’impianto per la produzione di energia elettrica sia realizzato all’interno della proprietà di un unico cliente finale, anche da un soggetto diverso dal cliente finale, e sia collegato all’impianto del medesimo cliente, il trasferimento dell’energia elettrica prodotta alle apparecchiature di consumo del cliente non si configura come attività di distribuzione.

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La presenza di un soggetto terzo all’interno della proprietà di un solo cliente finale – primo caso

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La presenza di un soggetto terzo all’interno della proprietà di un solo cliente finale – secondo caso

Da approfondire

Da approfondire

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Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 definisce i Sistemi di Auto-Approvvigionamento Energetico (SAAE).

In particolare, il Sistema di Auto-Approvvigionamento Energetico èuna “configurazione impiantistica in cui uno o più impianti di produzione di energia elettrica, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di uncollegamento privato, agli impianti per il consumo di un unico soggetto giuridico, o di più soggetti appartenenti al medesimo gruppo societario, e sono realizzati all’interno dell’area di proprietà o nella disponibilità del medesimo cliente o gruppo societario”.

I sistemi di auto-approvvigionamento energetico sono esclusi dal novero delle reti elettriche. Sono sistemi “semplici” caratterizzati dalla presenza di un unico cliente finale (o di più clienti finali solo se appartenenti allo stesso gruppo societario) e un produttore eventualmente terzo.

Definizioni: i Sistemi di Auto-Approvvigionamento Energetico (SAAE)

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Il decreto legislativo n. 115/08, come modificato dal decreto legislativo n. 56/10 ha definito i Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU).

I SEU sono sistemi “in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con potenza non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, èdirettamente connesso, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’impianto per il consumo di un solo cliente finale ed è realizzato all’interno dell’area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente”.

Appaiono quindi come un sottoinsieme dei sistemi di auto-approvvigionamento energetico.

Definizioni: i Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU)

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L’articolo 6, comma 1, del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede che “i sistemi di auto-approvvigionamento energetico non sono soggetti all’obbligo di connessione di terzi e all’obbligo di libero accesso al sistema”;

l’articolo 6, comma 2, del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede che “nei sistemi di auto-approvvigionamento energetico in cui è presente un unico soggetto giuridico, o più soggetti appartenenti allo stesso gruppo societario, i corrispettivi tariffari […] si applicano esclusivamente all’energia elettrica prelevata nei punti di connessione alla rete pubblica o a parametri relativi al medesimo punto di connessione […] ”;

l’articolo 33, comma 5, della legge n. 99/09 prevede, in generale, che “i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonché quelli a copertura degli oneri generali di sistema […] sono determinati facendo esclusivo riferimento al consumo di energia elettrica dei clienti finali o a parametri relativi al punto di connessione dei medesimi clienti finali”;

Regolazione dei SAAE e dei SEU: i vincoli normativi - 1

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i corrispettivi tariffari […] sono “i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonché quelli a copertura degli oneri generali di sistema di cui all’articolo 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e degli oneri ai sensi dell'articolo 4, comma 1, del decreto-legge 14 novembre 2003, n. 314, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 dicembre 2003, n. 368”;

l’articolo 10, comma 2, del decreto legislativo n. 115/08 prevede che, nel caso dei SEU, “la regolazione dell’accesso al sistema elettrico sia effettuata in modo tale che i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonché quelli di dispacciamento e quelli a copertura degli oneri generali di sistema […] siano applicati all’energia elettrica prelevata sul punto di connessione”.

Regolazione dei SAAE e dei SEU: i vincoli normativi - 2

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Le reti elettriche

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Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 individua due fattispecie di obblighi:

a) “l’obbligo di connessione di terzi” in senso stretto, inteso come “l’obbligo, posto in capo ad un gestore di una rete elettrica, di connettere alla propria rete tutti i soggetti che ne fanno richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche all’uopo previste” a cui sono sottoposti i soli gestori di rete titolari di una concessione di trasmissione o di distribuzione;

b) “l’obbligo di libero accesso al sistema elettrico”, inteso come “il diritto di un soggetto connesso ad una rete privata di accedere, su richiesta, alla rete pubblica, a garanzia della libertà di scelta del proprio fornitore di energia elettrica” a cui sono sottoposti i gestori di reti private, ivi inclusi i gestori delle reti interne di utenza. Tali gestori non hanno l’obbligo di connettere alla propria rete tutti i soggetti che ne fanno richiesta (obbligo di connessione di terzi), attribuito solo ai gestori di rete titolari di una concessione pubblica.

Definizioni: obblighi in capo ai gestori di reti

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Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 distingue le Reti Elettriche in:

- Reti Pubbliche, intese come le reti elettriche gestite da soggetti titolari diuna concessione di trasmissione o di distribuzione di energia elettrica i quali, essendo esercenti di un pubblico servizio, hanno l’obbligo di connettere alla propria rete tutti i soggetti che ne fanno richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche previste;

- Reti Private, intese come tutte le reti elettriche diverse dalle reti pubbliche. Le reti private sono reti con obbligo di libero accesso al sistema elettrico: ciòimpone al soggetto gestore di tali reti l’obbligo di garantire ai soggetti connessi alla propria rete la possibilità di accedere liberamente al sistema elettrico.

Definizioni: Reti Pubbliche vs Reti Private

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Nell’ambito delle Reti Pubbliche si distinguono:

a) la Rete di trasmissione nazionale gestita da Terna ai sensi dell’articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99 e definita dal decreto ministeriale 25 giugno 1999 e successivi. In relazione alle reti che rientrano nella definizione di rete di trasmissione nazionale ai sensi del decreto ministeriale 25 giugno 1999 e successivi, esse possono essere di proprietà di Terna o di soggetti diversi da Terna stessa. In ogni caso tali reti, in base a quanto previsto dall’articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99, si configurano a tutti gli effetti come rete pubblica, indifferentemente dalla proprietà di tale rete;

b) le Reti di distribuzione, definite come l’insieme delle reti elettriche gestite dalle imprese distributrici al fine dello svolgimento e dell’erogazione del pubblico servizio di distribuzione come disciplinato dall’articolo 9 del decreto legislativo n. 79/99.

Definizioni: le Reti Pubbliche

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Nell’ambito delle Reti Private si distinguono:

- le Reti Interne d’Utenza (RIU) definite dall’articolo 33 della legge n. 99/09 e il cui elenco (Elenco delle Reti Interne d’Utenza) è riportato nella Tabella 1 allegata alla deliberazione ARG/elt 52/10, come modificata dalla deliberazione ARG/elt 66/10;

- le Altre Reti Private definite come tutte le reti private diverse dalle RIU.

Tutte le reti private sono reti con obbligo di libero accesso al sistema elettrico.

Ciò significa che ogni cliente finale e ogni produttore operante all’interno delle reti private può accedere ad uno o più servizi resi disponibili dal sistema elettrico, qualora ricorrano le condizioni affinché il servizio sia operabile.

Definizioni: le Reti Private - 1

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Le Reti Interne d’Utenza (RIU) sono definite dall’articolo 33 della legge n. 99/09 come le reti “il cui assetto è conforme a tutte le seguenti condizioni:

a) è una rete esistente alla data di entrata in vigore della presente legge, ovvero è una rete di cui, alla medesima data, siano stati avviati i lavori di realizzazione ovvero siano state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla normativa vigente;

b) connette unità di consumo industriali, ovvero connette unità di consumo industriali e unità di produzione di energia elettrica funzionalmente essenziali per il processo produttivo industriale, purchè esse siano ricomprese in aree insistenti sul territorio di non più di tre comuni adiacenti, ovvero di non più di tre province adiacenti nel solo caso in cui le unità di produzione siano alimentate da fonti rinnovabili;

c) è una rete non sottoposta all’obbligo di connessione di terzi, fermo restando il diritto per ciascuno dei soggetti ricompresi nella medesima rete di connettersi, in alternativa alla rete con obbligo di connessione di terzi; ….

Definizioni: le Reti Interne d’Utenza (RIU) - 1

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……

d) è collegata tramite uno o più punti di connessione a una rete con obbligo di connessione di terzi a tensione nominale non inferiore a 120 kV;

e) ha un soggetto responsabile che agisce come unico gestore della medesima rete. Tale soggetto può essere diverso dai soggetti titolari delle unità di consumo o di produzione, ma non può essere titolare di concessioni di trasmissione e dispacciamento o di distribuzione di energia elettrica.”

Definizioni: le Reti Interne d’Utenza (RIU) - 2

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Le reti private (incluse le RIU) possono essere distinte tra:

a) reti private per cui vige l’obbligo, da parte del gestore non concessionario, di messa a disposizione delle proprie infrastrutture per l’esecuzione di attività legate al servizio di pubblica utilità. Tali reti possono essere utilizzate dal gestore di rete concessionario per l’erogazione del pubblico servizio senza possibilità di diniego da parte del gestore della rete privata. Ogni rapporto tra il gestore di rete concessionario e il gestore della rete privata deve essere regolato nell’ambito di una opportuna convenzione;

b) reti private per cui non vige l’obbligo di messa a disposizione. Eventualmente il gestore di rete concessionario può avvalersi anche di queste reti per l’erogazione del pubblico servizio previo accordo con il relativo gestore di tali reti che, non avendo alcun obbligo, può opporre diniego.

Limitatamente agli utenti per cui il gestore di rete concessionario usufruisce della rete privata, la medesima rete privata è come se fosse rete pubblica.

Definizioni: le Reti Private - 2

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Appare opportuno effettuare una distinzione sostanziale tra:

a) gli utenti della rete privata propriamente detti e cioè i clienti finali e i produttori che hanno deciso autonomamente di connettersi a tali reti prescindendo dalla rete pubblica e che quindi si rivolgono al gestore privato per richiedere l’accesso alla sua rete;

b) gli utenti virtualmente connessi alla rete dell’impresa distributrice competente nel territorio o alla rete di trasmissione nazionale. Tali utenti sono quelli che ritengono opportuno rivolgersi alle imprese distributrici o a Terna per l’erogazione del pubblico servizio pur essendo fisicamente connessi ad una rete privata. Tali utenti non sono utenti della rete privata, ma sono a tutti gli effetti “utenti della rete pubblica”. Agli utenti della rete pubblica già oggi si applica, in tutte le sue parti, la regolazione vigente.

Definizioni: utenti delle Reti Private

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Articolo 33 della legge n. 99/09:

il comma 2 prevede che “Ai fini della qualità del servizio elettrico e dell’erogazione dei servizi di trasmissione e di distribuzione, la responsabilitàdel gestore di rete con obbligo di connessione di terzi è limitata, nei confronti delle unità di produzione e di consumo connesse alle RIU, al punto di connessione con la rete con obbligo di connessione di terzi, ferma restando l’erogazione, da parte della società Terna Spa, del servizio di dispacciamento alle singole unità di produzione e di consumo connesse alla RIU. Resta in capo al soggetto responsabile della RIU il compito di assicurare la sicurezza di persone e cose, in relazione all’attività svolta”;

il comma 5 prevede che “a decorrere dalla data di entrata in vigore della presente legge (15 agosto 2009, n.d.r.) i corrispettivi tariffari […] sono determinati facendo esclusivo riferimento al consumo di energia elettrica dei clienti finali o a parametri relativi al punto di connessione dei medesimi clienti finali”;

Regolazione delle Reti Private e delle RIU:i vincoli normativi - 1

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il comma 6 prevede che “Limitatamente alle RIU […], i corrispettivi tariffari […] si applicano esclusivamente all’energia elettrica prelevata nei punti di connessione”;

il comma 3 prevede che, tra l’altro, l’Autorità “b) stabilisce le modalità con le quali è assicurato il diritto dei soggetti connessi alla RIU di accedere direttamente alle reti con obbligo di connessione di terzi; c) fissa le condizioni alle quali le singole unità di produzione e di consumo connesse nella RIU fruiscono del servizio di dispacciamento; d) definisce le modalitàcon le quali il soggetto responsabile della RIU provvede alle attività di misura all’interno della medesima rete, in collaborazione con i gestori di rete con obbligo di connessione di terzi deputati alle medesime attività”.

Inoltre, l’articolo 7 del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede, tra l’altro, che l’Autorità “individua apposite misure per monitorare l’aggiornamento dei soggetti appartenenti ad una Rete Interna di Utenza, prevedendo opportuni accorgimenti atti a contenere l’estensione territoriale di tali reti”.

Regolazione delle Reti Private e delle RIU:i vincoli normativi - 2

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Le reti private diverse dalle RIU, ad oggi, non sono definite.

Tali reti private potrebbero essere oggetto di successiva definizione (ad esempio in occasione del recepimento della direttiva 2009/72/CE, e di successiva regolazione secondo modalità che verranno definite).

L’articolo 28, comma 1, della predetta direttiva prevede che “Gli Stati membri possono stabilire che le autorità nazionali di regolamentazione o altre autorità competenti classifichino come sistema di distribuzione chiuso, un sistema che distribuisce energia elettrica all’interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi geograficamente limitato e, […], non rifornisce clienti civili, se:

a) per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza, le operazioni o il processo di produzione degli utenti del sistema in questione sono integrati oppure

b) il sistema distribuisce energia elettrica principalmente al proprietario o al gestore del sistema o alle loro imprese correlate.”

Definizioni: le Reti Private diverse dalle RIU

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Quadro di sintesi delle Reti elettriche

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Futuri ambiti di intervento

Definizione delle modalità di erogazione dei servizi di connessione, misura, dispacciamento, trasporto, ritiro dell’energia elettrica nel caso di Sistemi di Auto-Approvvigionamento Energetico (tra cui i Sistemi Efficienti d’Utenza - SEU), con particolare riferimento al caso in cui operano due soggetti diversi (cliente unico e produttore).

Definizione delle modalità di erogazione dei servizi di connessione, misura, dispacciamento, trasporto, ritiro dell’energia elettrica nel caso di Reti Private (tra cui le Reti Interne d’Utenza – RIU).

89 di 131

LA MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA IMMESSA E

PRELEVATA DALLA RETE(ALLEGATO A ALLA DELIBERA

DELL’AUTORITÀ N. 348/07 - TIT)

LA MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA

(DELIBERA DELL’AUTORITÀ N. 88/07)

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Quali misure servono ai fini dell’accesso alla rete

La quasi totalità dei flussi di energia elettrica che rilevano ai fini tecnici ed economici nel sistema elettrico è relativa all’energia elettrica scambiata con la rete, vale a dire all’energia elettrica immessa e prelevata (misuratore M1).

ReteM1

e

u

Se l’incentivo è erogato per l’energia elettrica prodotta (come il conto energia fotovoltaico o il certificato verde) occorre misurare l’energia elettrica prodotta (misuratore M2).

Serve misurare l’energia elettrica prodotta anche nei casi in cui, a monte di un unico punto di connessione, vi siano più impianti a cui spetta un trattamento economico diverso.

M2

u

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La misura dell’energia scambiata con la rete

Se il punto di connessione è asservito ad un impianto di produzione di energia elettrica e se i prelievi che avvengono attraverso tale punto sono finalizzati esclusivamente all’attività di produzione di energia elettrica, il punto di connessione medesimo viene considerato punto di immissione.

In tutti gli altri casi, il punto di connessione viene considerato punto di prelievo.

Impresa distributrice


Punto di prelievo

Gestore di rete

-Titolare impianto di produzione

Punto di immissione

Tariffa[€/punto]

Raccolta, registrazione e validazionedelle misure

Tariffa[€/punto]

Installazione e della

manutenzione dei misuratori

Impresa distributriceTab. 8.2

del TIT


Punto di prelievo

Gestore di rete

-Titolare impianto di produzione

Punto di immissione

Tariffa[€/punto]

Raccolta, registrazione e validazionedelle misure

Tariffa[€/punto]

Installazione e della

manutenzione dei misuratori

Tab. 8.3+

Tab. 8.4del TIT

Tab. 8.3+

Tab. 8.4del TIT

92 di 131

Tabella 8.1 = Tab. 8.2 + Tab. 8.3 + Tab. 8.4

93 di 131

94 di 131

Le responsabilità per la misura dell’energia elettrica prodotta

Potenza ≤ 20 kW

L’impresa distributriceterritorialmente competente

(o Terna per gli impianti connessi alla RTN).

Potenza > 20 kW

RESPONSABILITÀ

Il produttore paga al soggetto responsabile il corrispettivo MIS1, pari, nel 2011, a 25,19 euro/anno.

COSTO

Il produttore (fermi restando gli obblighi relativi alle dichiarazioni in materia fiscale).

RESPONSABILITÀ

Nel caso in cui la misura sia effettuata dall’impresa distributrice, il produttore paga un corrispettivo definito e reso pubblico dalla stessa impresa distributrice.

COSTO

Il produttore, pur restando responsabile per la misura, puòavvalersi dell’impresa distributrice.

95 di 131

Futuri ambiti di intervento in materia di misura

La regolazione del servizio di misura, in termini di responsabilità e di tariffe, è oggetto di revisione, previa consultazione, in occasione del nuovo periodo regolatorio (che inizia l’1 gennaio 2012).

Lo schema di decreto ministeriale in materia di incentivi per ilfotovoltaico prevede che il servizio di misura dell’energia elettrica prodotta sia erogato solo dai gestori di rete. Occorrerà quindi adeguare, previa consultazione, la regolazione oggi vigente.

96 di 131

IL “RITIRO DEDICATO”DELL’ENERGIA ELETTRICA

PRODOTTA DA IMPIANTI FINO A 10 MVA E DA IMPIANTI ALIMENTATI

DA FONTI RINNOVABILI NON PROGRAMMABILI:

LA DELIBERA N. 280/07 E IL DCO N. 9/11 RELATIVO ALLE NUOVE

PROPOSTE IN MATERIA DI PREZZI MINIMI GARANTITI

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Il “ritiro dedicato”

• Il ritiro dedicato è la cessione dell’energia elettrica immessa in rete dagli impianti individuati dal d.lgs. n. 387/03 e dalla legge n. 239/04, su richiesta del produttore e in alternativa al libero mercato, secondo principi di semplicità procedurale e applicando condizioni economiche di mercato, come previsto dalle medesime leggi.

• Il ritiro dedicato prevede quindi semplificazioni, non incentivi.

• Le medesime leggi sopra richiamate assegnano all’Autorità il compito di definire le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dedicato, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.

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Il GSE è la controparte commerciale dei produttori e colloca tale energia sul mercato.

Il GSE, per gli impianti che si avvalgono del ritiro dedicato, è utente del dispacciamento in immissione e utente del trasporto. A tal fine gestisce i rapporti con Terna e con le imprese distributrici applicando la regolazione vigente, senza deroghe.

Il GSE, al tempo stesso, regola il ritiro commerciale e l’accesso alla rete dell’energia elettrica con i produttori applicando le semplificazioni proposte nel documento per la consultazione.

Le differenze tra costi e ricavi del GSE sono a carico della collettività (tramite la componente A3).

Il ruolo di intermediazione commerciale del GSE

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Produttori

GSE

Impresedistributrici

CCSE(conto A3)

Terna

GME

Distributori(Terna per

RTN)CTR

Dispacciamento

Vendita energia

Rapporto regolatoe semplificato

(sulla base di unaconvenzione

unica)

ConnessioniMisura

Interrelazioni tra i diversi soggetti coinvolti nel ritiro dedicato dell’energia elettrica

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Nell’ambito dell’unica convenzione, il GSE:a) riconosce i prezzi definiti dall’Autorità (sono i prezzi zonali orari di

mercato) per l’energia elettrica immessa in rete e maggiorata delle perdite standard (pari al 5,1% in MT e al 10,8% in BT: le perdite convenzionali sono oggetto di prossima revisione). Per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili fino a 1 MW, limitatamente ai primi 2.000.000 kWh ritirati all’anno, il produttore può scegliere i prezzi minimi garantiti;

b) applica il CTR (è un ricavo per il produttore);c) per i soli impianti alimentati da fonti programmabili, applica i

corrispettivi di sbilanciamento;d) applica un corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore dell’energia

elettrica ritirata a copertura dei costi amministrativi, fino a un massimo di 3.500 euro all’anno per impianto.

La convenzione tra produttore e GSE

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Grafico tratto da GME (www.mercatoelettrico.org) “Rapporto mensile sulle contrattazioni”, marzo 2011

Prezzi medi zonali mensili

102 di 131

Marzo 2011

103 di 131

I prezzi minimi garantiti sono stati introdotti con la delibera n. 34/05, a seguito dell’entrata in vigore del decreto legislativo n. 387/03, nell’ambito del cosiddetto ritiro dedicato, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW (nel caso di impianti idroelettrici tale limite era ancora riferito alla potenza di concessione) e limitatamente ai primi 2 GWhannui.

I prezzi di ritiro dell’energia elettrica per i mini-idro, differenziati per scaglioni progressivi, esistevano già. Erano stati introdotti nel 1998 e perfezionati nel 1999, con la delibera n. 82/99. Erano inizialmente riferiti agli impianti idroelettrici ad acqua fluente con potenza di concessione fino a 3 MW. Con la delibera n. 60/02 tali prezzi sono stati estesi anche agli impianti idroelettrici a bacino con potenza di concessione fino a 3 MW.

I prezzi minimi garantiti - 1

104 di 131

I prezzi minimi garantiti hanno una duplice finalità:1) la prima è quella di assicurare la sopravvivenza economica agli

impianti di minori dimensioni che sfruttano risorse marginali o residuali che, in quanto tali, non potrebbero essere altrimenti utilizzate;

2) la seconda è quella di garantire una remunerazione minima, qualunque sia l’andamento del mercato elettrico.

I prezzi minimi garantiti sono applicati sulla base di scaglioni progressivi di produzione al fine di coniugare i prezzi ai costi specifici degli impianti in esame, tenendo conto dell’effetto scala. Gli scaglioni progressivi, soprattutto nel caso di fonti rinnovabili non programmabili, consentono di attenuare gli effetti delle stagionalità nella disponibilità della fonte, riconoscendo prezzi medi più alti negli anni di scarsità della fonte, pur mantenendo un forte incentivo alla massimizzazione della produzione, del grado di utilizzazione e della efficienza degli impianti.


105 di 131

Con la delibera n. 317/06, l’Autorità ha avviato un procedimento finalizzato alle determinazioni di propria competenza aventi ad oggetto i costi di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (tra cui i prezzi minimi garantiti).

Con il successivo documento per la consultazione n. 6/07, l’Autorità ha:

espresso l’intenzione di rivedere i valori dei prezzi minimi garantiti e gli scaglioni per i quali si applicano, anche sulla base dei costi di produzione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili;

invitato gli operatori interessati, anche in forma associata, apresentare agli Uffici dell’Autorità una stima dei costi unitari di produzione da fonti rinnovabili, specificando la fonte e le ipotesi adottate per il calcolo.


106 di 131

Con il documento per la consultazione n. 26/07, l’Autorità ha ribadito l’utilità dei prezzi minimi garantiti, evidenziando l’opportunità di definire, uno scaglione in più rispetto a quelli già applicati (in particolare uno scaglione fino a 200 MWh annui).

Con la successiva delibera n. 280/07, l’Autorità ha ridefinito le regole per il ritiro dedicato, mantenendo i prezzi minimi garantiti ed evidenziando l’utilità di differenziarli per fonte in modo da tenere conto delle peculiaritàdelle fonti e delle rispettive tecnologie.

Nell’ambito del procedimento avviato con la delibera n. 317/06, in relazione ai prezzi minimi garantiti, sono pervenuti solo i dati di costo relativi agli impianti mini-idroelettrici.

A seguito di analisi interna, l’Autorità ha pubblicato la delibera ARG/elt109/08, rivedendo i prezzi minimi garantiti per gli impianti idroelettrici con potenza di concessione fino a 1 MW.


107 di 131

Il Consiglio di Stato, con decisione n. 1444/10, ha annullato definitivamente la delibera ARG/elt 109/08 per difetto di istruttoria.

L’Autorità intende ottemperare alla decisione del Consiglio di Stato ridefinendo i prezzi minimi garantiti per gli impianti idroelettrici, previa consultazione. Per ora si applicano i valori base:

oltre 2 milioni di kWh annui, il prezzo zonale orario di mercato.


Quantità di energia elettrica ritirata Anno 2005 Anno 2006 Anno 2007 Anno 2008 Anno 2009 Anno 2010 Anno 2011

base annua Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWh

fino a 500.000 di kWh 95,0 95,65 96,4 98,0 101,1 101,8 103,4oltre 500.000 fino a 1 milione di kWh 80,0 80,54 81,2 82,6 85,2 85,8 87,2oltre 1 fino a 2 milioni di kWh 70,0 70,48 71,0 72,2 74,5 75,0 76,2

Valori unitari dei prezzi minimi garantiti

Prezzi minimi garantiti definiti e aggiornati ai sensi della deliberazione

n. 34/05

Prezzi minimi garantiti definiti e aggiornati ai sensi della deliberazione n. 280/07

108 di 131

Applicazione dei prezzi minimi garantiti nell'anno 2009

(Totali: 5503 impianti, 1193 MW, 2,67 TWh)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

Biogas Biomasse Eolica Gas di discarica Gas residuati daiprocessi di

depurazione

Idrica Solare fotovoltaico

Numero Impianti

Potenza nominale

Produzione lorda

Alcuni dati statistici: l’anno 2009

109 di 131

Applicazione dei prezzi minimi garantiti nell'anno 2010

(Totali: 8516 impianti, 1960 MW, 3,41 TWh)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

Biogas Biomasse Eolica Gas di discarica Gas residuati daiprocessi di

depurazione

Idrica Solare fotovoltaico

Numero Impianti

Potenza nominale

Produzione lorda

Alcuni dati statistici: l’anno 2010

110 di 131

I prezzi minimi garantiti non sono incentivi (non sono finalizzati al recupero dei costi di investimento) e, come tali, si potrebbero sommare agli incentivi eventualmente riconosciuti ai singoli impianti. In effetti, ai sensi della regolazione ad oggi vigente, i prezzi minimi garantiti corrisposti nell’ambito del ritiro dedicato si sommano agli incentivi.

Tuttavia, gli incentivi oggi vigenti dovrebbero mediamente consentire la sopravvivenza economica degli impianti anche in assenza dei prezzi minimi garantiti.

Per questo motivo, in attesa dei sopra richiamati indirizzi, si propone che, a decorrere dall’1 gennaio 2012, i prezzi minimi garantiti proposti nel presente documento per la consultazione si applichino solo all’energia elettrica che non è oggetto di incentivazione in conto energia (che comprende certificati verdi e incentivi per il fotovoltaico).

I prezzi minimi garantiti: applicabilità per il futuro

111 di 131

Il punto di partenza per la consultazione è il rapporto sviluppato dal Politecnico di Milano. Esso evidenzia i puri costi di produzione distinti fra costi di investimento e costi di gestione (costi di combustibile, ove presenti, e costi operativi) al netto di eventuali costi di remunerazione del capitale investito. Per le finalità dei prezzi minimi garantiti ci si riferisce esclusivamente ai costi di gestione.

Dal rapporto del Politecnico emerge che, per alcune fonti e per alcune taglie, gli attuali prezzi medi di mercato sono sufficienti per la copertura, in condizioni di economicità e redditività, dei costi di gestione. In questi casi può comunque essere opportuno mantenere il concetto dei prezzi minimi garantiti per evitare che la copertura dei costi di gestione venga meno qualora i prezzi di mercato dovessero ridursi e per semplificare le condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica prevedendo un prezzo fisso almeno per i primi due milioni di kWh ritirati annualmente da ciascun impianto, pari a 70 €/MWh.

I prezzi minimi garantiti proposti: criteri di calcolo - 1

112 di 131

I prezzi minimi garantiti sono proposti pari ai costi di gestione delle singole tipologie e fonti, come individuati nel rapporto del Politecnico, maggiorati dell’8% al fine di tenere conto delle oscillazioni dei costi di gestione effettivi rispetto a quelli medi assunti come riferimento nel medesimo rapporto.

Si propone che, fino ad una successiva ridefinizione sulla base di analisi dei costi di gestione e dei combustibili, i prezzi minimi garantiti siano aggiornati su base annuale, applicando ai valori in vigore nell’anno solare precedente, il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall’Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio commerciale.

Si propone inoltre che i nuovi prezzi minimi garantiti si applichino a decorrere dall’1 gennaio 2012, in sostituzione di quelli attualmente vigenti.

I prezzi minimi garantiti proposti: criteri di calcolo - 2

113 di 131

Fonte Taglia degli impianti (*) Quantità di energia elettrica ritirata su base annua

Prezzo minimo garantito (**)

[€/MWh]

Biogas da fermentatori anaerobici, biomasse solide e biomasse liquide Fino a 1 MW fino a 2.000.000 kWh 113 + FOI 2011

Biogas da discarica Fino a 1 MW fino a 2.000.000 kWh 70 + FOI 2011

Eolica Fino a 1 MW fino a 2.000.000 kWh 70 + FOI 2011

fino a 3.750 kWh 100 +FOI 2011oltre 3.750 fino a 25.000 kWh 90 + FOI 2011oltre 25.000 kWh 70 + FOI 2011

Superiore a 20 kW e fino a 1 MW fino a 2.000.000 kWh 70 + FOI 2011

Geotermica Fino a 1 MW fino a 2.000.000 kWh 70 + FOI 2011

fino a 250.000 kWh 150 + FOI 2011oltre 250.000 fino a 500.000 kWh 89 + FOI 2011oltre 500.000 kWh fino a 2.000.000 kWh 70 + FOI 2011

Superiore a 250 kW e fino a 1 MW fino a 2.000.000 kWh 70 + FOI 2011

(**) Con il termine "FOI 2011" si intende il tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall’Istat nel 2011.

Prezzi minimi garantiti proposti per l'anno 2012: tabella di sintesi

Solare

Idrica

(*) La taglia è in generale espressa in termini di potenza nominale elettrica, con l'eccezione degli impianti idroelettrici per i quali è espressa in termini dipotenza nominale media annua (potenza di concessione).

Fino a 20 kW

Fino a 250 kW

114 di 131

Prezzi minimi garantiti medi: il caso degli impianti fotovoltaici fino a 20 kW

87,0

88,0

89,0

90,0

91,0

92,0

93,0

94,0

95,0

96,0

97,0

98,0

99,0

100,0

101,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Produzione annua [MWh]

Prez

zo m

edio

rico

nosc

iuto

[€/M

Wh]

115 di 131

Prezzi minimi garantiti medi: il caso degli impianti idroelettrici fino a 250 kW

80,0

85,0

90,0

95,0

100,0

105,0

110,0

115,0

120,0

125,0

130,0

135,0

140,0

145,0

150,0

155,0

0 50 100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000


Prez

zo m

edio

rico

nosc

iuto

[€/M

Wh]

116 di 131

Prezzi minimi garantiti medi:

confronto tra i vecchi e i nuovi prezzi minimi garantiti per gli impianti idroelettrici fino a 250 kW

80,0

85,0

90,0

95,0

100,0

105,0

110,0

115,0

120,0

125,0

130,0

135,0

140,0

145,0

150,0

155,0

0 50 100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000


Prez

zo m

edio

rico

nosc

iuto

[€/M

Wh]

Prezzi minimi garantiti mediproposti (valori base 2011)

Prezzi minimi garantiti nondifferenziati per fonte (datiaggiornati al 2011)

117 di 131

Nel caso di impianti idroelettrici di potenza nominale media annua fino a 250 kW, si propone che il GSE riconosca a conguaglio, per i primi 2 milioni di kWh ritirati annualmente nel periodo compreso tra l’1 gennaio 2008 e il 31 dicembre 2011, il massimo tra:

a) il prodotto tra i prezzi minimi garantiti “vecchi” indifferenziati per fonte (slide 107) e la quantità di energia elettrica ad essi riferita;

b) il prodotto tra i prezzi minimi garantiti differenziati per fonte come rivisti, per gli impianti idroelettrici, e tenendo conto, per gli anni precedenti al 2011, del tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall’Istat(slide 118), e la quantità di energia elettrica ad essi riferita;

c) il prodotto tra i prezzi zonali orari e la stessa quantità di energia elettrica.

I prezzi minimi garantiti per i mini-idro: Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato - 1

118 di 131

Anno 2008 2009 2010 2011

Tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall'Istat

3,20% 0,70% 1,60%

Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWh Euro/MWhfino a 250.000 kWh 142,1 146,6 147,6 150,0oltre 250.000 fino a 500.000 kWh 84,3 87,0 87,6 89,0oltre 500.000 fino a 2 milioni di kWh 66,3 68,4 68,9 70,0

Prezzi minimi garantiti proposti per gli impianti idroelettrici

I prezzi minimi garantiti per i mini-idro: Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato - 2

119 di 131

Futuri ambiti di intervento in materia di ritiro dedicato

Implementazione dei nuovi prezzi minimi garantiti a seguito della consultazione.

120 di 131

LO SCAMBIO SUL POSTO PER GLI IMPIANTI ALIMENTATI DA FONTI

RINNOVABILI E/O COGENERATIVI AD ALTO RENDIMENTO FINO A 200 KW:

LA DELIBERA ARG/ELT 74/08

121 di 131

1) L’utente dello scambio è un cliente finale (libero o in maggior tutela) o un soggetto mandatario del cliente finale libero.

2) L’utente dello scambio è titolare o dispone di:a) impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kW.

Rientrano le centrali ibride qualora, su base annua, la produzione non imputabile alle fonti rinnovabili sia inferiore al 5% della produzione totale;

b) impianti di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kW.

3) L’utente dello scambio deve essere controparte del contratto di acquistoriferito all’energia elettrica prelevata sul punto di scambio.

4) Il punto di connessione dell’utente dello scambio (produzione e carico) alla rete è unico (eccetto il caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili e l’utente dello scambio sia un Comune con popolazione fino a 20.000 abitanti ovvero il Ministero della difesa).

Condizioni per accedere alla nuova disciplina per lo scambio sul posto

122 di 131

La disciplina per lo scambio sul posto - 1

Al fine di garantire maggiori certezze nelle procedure, lo scambio sul posto viene effettuato da un unico soggetto intermediario a livello nazionale (GSE). Lo scambio non riguarda la regolazione economica dei prelievi, che pertanto continua ad essere effettuata con i grossisti o con le società di vendita che operano in maggior tutela per gli aventi diritto. L’energia elettrica immessa viene presa in consegna dal GSE che lacolloca sul mercato (per tale energia, il GSE è utente di dispacciamento e utente del trasporto).

Lo scambio sul posto si concretizza nella regolazione economica con il GSE di un corrispettivo appositamente definito in modo da garantire, al più, la compensazione di quanto inizialmente pagato dall’utente dello scambio.

123 di 131


Impresa di vendita(libero mercato o

maggior tutela pergli aventi diritto)

Utente delloscambio

CCSE(Conto A3)

GSE

Terna

Impresedistributrici

GME

Erogazione delCorrispettivo inConto Scambio

Eventuale pagamentodel credito residuo

Acquistodell'energia

elettricaprelevata

Regolazione, neiconfronti del

sistema elettrico,dell'energia elettrica

immessa

Differenza tracosti e ricaviassociati alloscambio sul

posto

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Il criterio per il calcolo della compensazione tiene conto: sia della valorizzazione dell’energia immessa nei limiti del valore

dell’energia elettrica complessivamente prelevata (al netto degli oneri per l’accesso alla rete e dell’Iva per i clienti dotati di partita Iva);

sia degli oneri per l’accesso alla rete, nei limiti della quantità di energia elettrica scambiata. In particolare: nel caso di fonti rinnovabili, vengono restituite le componenti

variabili, espresse in c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, agli oneri generali (componenti A e UC) e al dispacciamento;

nel caso di cogenerazione ad alto rendimento, vengono restituite le componenti variabili, espresse in c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione e al dispacciamento.

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Nel caso in cui la valorizzazione dell’energia immessa sia superiore a quella dell’energia prelevata, tale maggiore valorizzazione può essere riportata a credito negli anni solari successivi (senza più il limite di tre anni) oppure tale credito può essere liquidato dal GSE.

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OPR = onere sostenuto per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata, al lordo delle accise e dell’Iva (al netto dell’Iva solo per i clienti dotati di partita Iva) [€];

OE = valore “pulito” dell’energia elettrica prelevata (cioè è il termine OPRal netto della parte relativa all’utilizzo della rete e agli oneri generali) [€];

CEi = valore “pulito” dell’energia elettrica immessa + eventuali crediti derivanti dagli anni precedenti [€];

CUs = somma delle componenti variabili (servizi) rimborsabili [c€/kWh].

CS [€] = contributo erogato dal GSE =

= MIN (OE; CEi) + CUs*Energia scambiata

Elementi per il calcolo

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Futuri ambiti di intervento in materia di scambio sul posto

Il decreto legislativo n. 28/11 ha previsto che il Ministero dello Sviluppo Economico definisca “le modalità con le quali è modificato il meccanismo dello scambio sul posto per gli impianti, anche in esercizio, che accedono a tale servizio, al fine di semplificarne la fruizione”;

in generale, la semplificazione implica l’introduzione di formulazioni standard non necessariamente correlate alla realtà di ogni singolo utente.

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TESTO UNICO RICOGNITIVO DELLA PRODUZIONE ELETTRICA

(TUP)

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Il TUPReca la raccolta delle principali disposizioni adottate dall’Autorità inerenti la produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione ad alto rendimento.

Ha finalità puramente ricognitive, non contenendo disposizioni di regolazione innovativa e ha principalmente la finalità di soddisfare esigenze di carattere conoscitivo ed esplicativo.

È organizzato per filoni di attività riguardanti le principali fasi della produzione elettrica e ciascuna sezione è preceduta da una serie di note esplicative che rimandano poi alle relative disposizioni regolatorie attualmente vigenti.

È predisposto dalla Direzione Mercati dell’Autorità e sarà periodicamente aggiornato dalla medesima Direzione. Scaricabile dall’indirizzo:

http://www.autorita.energia.it/it/elettricita/TUP.htm

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Il TUP - Indice1. Introduzione

2. Connessioni

3. Misura dell’energia elettricaMisura dell’energia elettrica immessa e prelevataTrattamento delle misure dell’energia elettrica immessaMisura dell’energia elettrica prodotta

4. Trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica

5. Dispacciamento dell’energia elettrica

6. Modalità di cessione dell’energia elettrica prodotta e immessa in reteRitiro dedicatoScambio sul posto

7. Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

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Grazie per l’attenzione

Autorità per l’energia elettrica e il gasDirezione mercati

Unità fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale

Piazza Cavour, 5 20121 Milano

[email protected]

Tel: 02 – 655 65 284/290Fax: 02 – 655 65 265

la generazione distribuita: novità regolatorie

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