energia rinnovabile da biomasse: aspetti normativi e...

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Energia rinnovabile da biomasse:aspetti normativi e regolatori

Ecomondo – Fiera di RiminiVerona

11 novembre 2011

Gervasio Ciaccia

Direzione Mercati

Unità 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 AutoritàGestore di rete (imprese

distributrici o Terna)

Trasporto: imprese distributrici e TernaDispacciamento in immissione: Terna

Misura AutoritàGestore di rete (imprese

distributrici o Terna)

Cessione dell'energia

AutoritàLibero mercato o GSE per

il ritiro dedicato

Scambio sul posto (in

alternativa alla cessione)

AutoritàImprese distributrici fino al 31 dicembre 2008, GSE

dall'1 gennaio 2009

Inc

en

tiv

i

Incentivi (ove previsti)

MSE, MATTM e Autorità ove previsto

GSE

Ce

ss

ion

e o

s

ca

mb

io

de

ll'e

ne

rgia

Elementi fondamentali per la produzione di energia elettrica

Trasporto e dispacciamento

Autorità

Ac

ce

ss

o a

i se

rviz

i di

sis

tem

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/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, 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 applicaDurata del periodo di

incentivazioneQuantità 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 (decreto ministeriale 5 settembre 2011).

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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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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;

� 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’insiemeRegole

tecnicheProcedure 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

MT

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

Fino a 6.000 kW

AT

-

AAT

Come in del. n. 281/05

Oltre

Proporzionalitàalla 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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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 servizio

bt

MT

AT/AAT

Potenza richiesta in immissione

fino a 100 kW

fino a 6.000 kW

oltre 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

PreventivoAccettazione 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

richiedenteimpresa

distributricerichiedente

impresa distributrice

-richiedente

richiedenteimpresa

distributrice

t6

richiedenteimpresa

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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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 connessione

DA è la distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione MT/bt

DB 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.

6000

100

+⋅⋅+⋅=

+⋅⋅+⋅=

BBB

AAA

DPCMPCPB

DPCMPCPA

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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 - 1

In 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 procedimento autorizzativo 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 impianti

Il 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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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, M 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 [M] si applicano esclusivamente all’energia elettrica prelevata nei punti di connessione alla rete pubblica o a parametri relativi al medesimo punto di connessione [M] ”;

� 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 [M] 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 [M] 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 [M] siano applicati all’energia elettrica prelevata sul punto di connessione”.

Regolazione dei SAAE e dei SEU:

i vincoli normativi - 2

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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).

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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


Tab. 8.2del 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

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

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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, può avvalersi dell’impresa distributrice.

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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.

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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. 280/071 COME MODIFICATA DALLA

DELIBERAZIONE ARG/ELT 103/11

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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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� Prima dell’approvazione della deliberazione ARG/elt 103/11 i prezzi minimi garantiti erano uguali per ogni fonte:

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

I prezzi minimi garantiti - 1

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

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FonteQuantità di energia elettrica ritirata su base

annuaPrezzo minimo garantito (**)

[€/MWh]

Biogas e biomasse, esclusi i biocombustibili liquidi ad

eccezione degli oli vegetali puri tracciabili attraverso il

sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal

regolamento CE n. 73/09 del Consiglio del 19 gennaio 2009

fino a 2.000.000 kWh 113*(1+ FOI 2011/100)

Gas da discarica, gas residuati dai processi di depurazione

e biocombustibili liquidi ad eccezione degli oli vegetali puri

tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di

controllo previsto dal regolamento CE n. 73/09 del

Consiglio del 19 gennaio 2009

fino a 2.000.000 kWh 76,2*(1+ FOI 2011/100)

Eolica fino a 2.000.000 kWh 76,2*(1+ FOI 2011/100)

fino a 3.750 kWh 100*(1+ FOI 2011/100)oltre 3.750 kWh fino a 25.000 kWh 90*(1+ FOI 2011/100)oltre 25.000 kWh fino a 2.000.000 kWh 76,2*(1+ FOI 2011/100)

Geotermica fino a 2.000.000 kWh 76,2*(1+ FOI 2011/100)

fino a 250.000 kWh 150*(1+ FOI 2011/100)oltre 250.000 kWh fino a 500.000 kWh 95*(1+ FOI 2011/100)oltre 500.000 kWh fino a 1.000.000 kWh 82*(1+ FOI 2011/100)oltre 1.000.000 kWh fino a 2.000.000 kWh 76,2*(1+ FOI 2011/100)

(**) 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 per l'anno 2012 riconosciuti per impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW (*)

Solare fotovoltaica

(*) La taglia è espressa in termini di potenza nominale elettrica, con l'eccezione degli impianti idroelettrici per i quali è espressa in termini di potenzanominale media annua (potenza di concessione). Tali potenze sono definite nell'articolo 1 della deliberazione n. 280/07.

Idrica

I prezzi minimi garantiti - 2

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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

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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

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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.

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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 restituitele 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 OPR

al 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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TESTO UNICO RICOGNITIVO DELLA PRODUZIONE ELETTRICA

(TUP)

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Il TUP

Reca 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 regolatorieattualmente 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 - Indice

1. Introduzione

2. Connessioni

3. Misura dell’energia elettricaMisura dell’energia elettrica immessa e prelevata

Trattamento delle misure dell’energia elettrica immessa

Misura 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 dedicato

Scambio 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 gas

Direzione mercati

Unità fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto

ambientale

Piazza Cavour, 5

20121 Milano

[email protected]

www.autorita.energia.it

Tel: 02 – 655 65 284/290

Fax: 02 – 655 65 265

energia rinnovabile da biomasse: aspetti normativi e...

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