1 Politiche energetiche e ambientali per un futuro di sviluppo e progresso 2009 Impianti...

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Politiche energetiche e ambientaliper un futuro di sviluppo e progresso

2009

Impianti FotovoltaiciImpianti Fotovoltaici

3 anni di incentivazione in 3 anni di incentivazione in Conto EnergiaConto Energia

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1I risultati dell’incentivazione

Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia

3


• Il costo dell’energia prodotta da impianti fotovoltaici è ancora di gran lunga non competitivo rispetto alle altre fonti di produzione

• Di conseguenza sono indispensabili politiche di incentivazione al fine di favorire la diffusione di questi impianti che presentano indubbi vantaggi ambientali

• In Italia, dopo una prima fase di incentivi “a fondo perduto”, è stata scelto il meccanismo degli incentivi “in conto energia” sull’esempio positivo della Germania

Primo conto energia (DM 28/07/2005 e DM 06/02/2006)

• Impianti entrati in esercizio dal 1° ottobre 2005, ormai esaurito

• Potenza finanziata 500 MW

Secondo conto energia(DM 19/02/2007)

• Impianti entrati in esercizio dal 13 aprile 2007

• Potenza finanziata 1200 MW con moratoria di ulteriori 14 mesi (24 per gli enti pubblici)

4

Impianti fotovoltaici installati nel 2008 nel mondo

• Nel 2008 l’Italia risulta al terzo posto nel mondo per potenza installata (338 MW) dietro la Spagna e la Germania e insieme agli USA

fonte gse.it


5

L’Italia è al 5° posto per potenza cumulata installata nel mondo

fonte gse.it


6

Potenza cumulata nelle aree geografiche del mondo

fonte gse.it


7

Nuovo Conto Energia33776 impianti347 MW10,3 kW medi per impianto

Vecchio Conto Energia5428 impianti148 MW27,3 kW medi per impianto

Impianti in esercizio ammessi agli incentivi

Conto Energia - Impianti in esercizio al 05/06/2009 fonte GSE

Totale•39204 impianti•495 MW


8

Potenza incentivabile e Potenza già in esercizio

Nuovo Conto Energia: potenza incentivabile e potenza già in esercizio, dati in tempo reale pubblicati sul sito del GSE (al 5 giugno 2009)

Potenza incentivabile (MW) Potenza in esercizio

(MW)

1200

330

Il Contatore Fotovoltaico1200 MW incentivabili + mora di 14 mesi (24 per enti pubblici)

347 MW già in esercizio

Dati: fonte gse.it


9

Il GSE prevede che nel 2010 verrà raggiunta la soglia di 1200 MW di potenza incentivabile

fonte gse

Raggiunta la soglia di 1200 MW scatta il periodo di moratoria per la messa in esercizio di ulteriori impianti (14 mesi per la generalità dei soggetti e 24 mesi per gli enti pubblici)


Al 1° giugno

installati 203 MW

10

Situazione del Nuovo Conto Energia al 01/06/2009


IMOLAImpianti = 63Potenza totale = 628 kWPotenza media = 10 kW

Per 100000 abitantiImpianti per 100000 ab.= 97Potenza per abitante = 9,7 W

Valle D'Aosta 42 244 5,8 35 2Piemonte 2945 35120 11,9 70 8Lombardia 5326 49027 9,2 59 5Trentino-Alto Adige 1524 22825 15,0 162 24Friuli-Venezia G. 1776 12155 6,8 150 10Veneto 3160 27898 8,8 70 6Liguria 441 3393 7,7 28 2Emilia-Romagna 3278 31230 9,5 82 8Toscana 2564 24269 9,5 73 7Marche 1243 16091 12,9 85 11Umbria 686 13959 20,3 83 17Abruzzo 624 5775 9,3 49 5Molise 92 716 7,8 29 2Lazio 2045 17867 8,7 40 3Campania 621 7637 12,3 11 1Puglia 2558 37134 14,5 64 9Basilicata 273 3109 11,4 46 5Calabria 662 9291 14,0 33 5Sardegna 1800 12537 7,0 110 8Sicilia 1643 11734 7,1 33 2Italia 33303 342009 10,3 58 6

Impianti per

100000 abitanti

Potenza per

abitante (W)

ItaliaPotenza

(kW)P media

(kW)Impianti

fonte gse

Piacenza 156 1528 9,8 59 6Parma 251 2227 8,9 64 6Reggio Emilia 397 2954 7,4 87 7Modena 614 5557 9,1 97 9Bologna 650 8496 13,1 71 9Ferrara 168 1239 7,4 49 4Ravenna 393 3501 8,9 113 10Forlì - Cesena 391 3885 9,9 109 11Rimini 258 1842 7,1 95 7Emilia-Romagna 3278 31230 9,5 82 8

Impianti per

100000 abitanti

Potenza per

abitante (W)

ImpiantiPotenza

(kW)P media

(kW)Emilia-Romagna

24

17

11 10 9 8 8 8 7 6 5 5 5 5 3 2 2 2 2 1

Tre

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D'A

ost

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Cam

pan

ia

Nuovo Conto Energia: potenza per abitante (W)Italia = 6 W

49,0

37,1 35,131,2

24,3 22,817,9 16,1 14,7 14,0 12,5 12,2 11,7 9,3 7,6 5,8 3,4 3,1 0,7 0,2

Lo

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Nuovo Conto Energia: potenza in esercizio (MW)tot = 329 MW

11

Nuovo Conto Energia: Potenza in esercizio al 01/06/2009 fonte GSE


Emilia Romagna = 31 MW - Italia = 329 MW

Per abitanteEmilia Romagna = 7,8 W - Italia = 6 W

162150

110

85 83 8273 70 70 64 59

49 46 40 35 33 33 29 2811

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Nuovo Conto Energia: impianti ogni 100'000 abitantiItalia = 49

5326

327831602945

2564 25582045 1800 1776 1643 1524 1243

686 662 624 621 441 273 92 42

Lo

mb

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Nuovo Conto Energia: impianti in esercizioItalia= 28178

12

Nuovo Conto Energia: Impianti in esercizio al 01/06/2009 fonte GSE

Emilia Romagna = 3278 - Italia = 33303

Ogni 100’000 abitantiEmilia Romagna = 82 - Italia = 58


13

Incremento medio mensile impianti (su 12 mesi)15%

Incremento medio mensile potenza (su 12 mesi) 20%

Situazione del Nuovo Conto Energia al 01/06/2009

Incremento annuo impianti 417%

Incremento annuo potenza 664%


100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

500%

550%

giu-08

lug-08

ago-08

set-08

ott-08nov-08

dic-08

gen-09

feb-09

mar-09

apr-09

mag-09

giu-09

Incremento Impianti

Italia

Emilia-Romagna

100%

200%

300%

400%

500%

600%

700%

800%

900%

giu-08

lug-08

ago-08

set-08

ott-08nov-08

dic-08

gen-09

feb-09

mar-09

apr-09

mag-09

giu-09

Incremento Potenza (kW)

Italia

Emilia-Romagna

fonte gse

14

Confronto tra Nuovo e Vecchio Conto Energia


0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

set-07nov-07gen-08mar-08mag-08lug-08set-08nov-08gen-09mar-09mag-09

Potenza tot. (kW) - Vecchio e Nuovo Conto Energia

Vecchio CE

Nuovo CE

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

set-07nov-07gen-08mar-08mag-08lug-08 set-08nov-08gen-09mar-09mag-09

Impianti - Vecchio e Nuovo Conto Energia

Vecchio CE

Nuovo CE

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

set-07nov-07gen-08mar-08mag-08lug-08 set-08nov-08gen-09mar-09mag-09

Pot. media (kW) - Vecchio e Nuovo Conto Energia

Vecchio CE

Nuovo CE

fonte gse

15

Potenza installata a fine 2008 (1° e 2° Conto Energia)


% P tot

fonte gse.it

% P tot

Italia

Emilia-Romagna

16


Impianti installati a fine 2008 (1° e 2° Conto Energia)

% Tot

fonte gse.it

Italia

fonte gse.it

Emilia-Romagna

% Tot

17


Watt per kmq

fonte gse.it

Watt pro capite

18


Grado di integrazione architettonica degli impianti

Totalmente integrati 20%

Parzialmente integrati 53%

Non integrati 27%

fonte gse.it

19


fonte gse.it

Tipologia dei pannelliSilicio monocristallino 41%

Silicio policristallino 52%

Silicio amorfo 7%

fonte gse.it

20


L’industria italiana del fotovoltaico

Fonte: Asso Solare

Il giro d’affari dell’industria italiana del fotovoltaico coinvolge circa 400 aziende

800 milioni di euro

1250 milioni di euro

2008

2009 previsione

Produzione di inverter

Produzione di moduli

I più grossi produttori sono italiani ed esportano principalmente all’estero

Alcuni produttori coprono circa il 10% della potenza installata

Produzione di silicioSono in fase di realizzazione alcuni progetti per la produzione in Italia di silicio

21

2Il quadro legislativo e normativo


22

• Riferimenti legislativi sugli incentivi in conto energia– Vecchi decreti: DM 28/07/2005, modificato dal DM 06/02/2006- Nuovo decreto: DM 19/02/2007 (GU n.45 del 23/02/2007), modificato dal

Decreto 2 marzo 2009 (GU n. 59 del 12/03/2009)- Legge 24/12/2007 n. 244-Finanziaria 2008 (GU n.300 del 28/12/2007)

• Delibere dell’Autorità per l’Energie Elettrica e il Gas (AEEG)- 90/07 attuativa del DM 19/02/2007, modificata dalla ARG/elt 161/08 che

ammette impianti suddivisi in più sezioni- 88/07 e ARG/elt 150/08 misura dell’energia prodotta da impianti di

generazione- ARG/elt 74/08 disciplina di scambio sul posto in vigore dal 01/01/2009 in

sostituzione della delibera n. 28/06- ARG/elt 99/08 condizioni tecnico economiche per la connessione degli

impianti di produzione, in vigore dal 01/01/2009 in sostituzione delle delibere n. 281/05 (MT e AT) e n. 89/07 (BT)

- 188/05 (modificata con le delibere n. 40/06 e n. 260/06) attuativa dei vecchi decreti

- 280/07 ritiro dell’energia prodotta da fonti rinnovabili (sostituisce la delibera 34/05)

- ARG/elt 1/09 estensione dello scambio sul posto fino a 200 kW

Principali riferimenti legislativi e delibere AEEG


23

Nuovo Conto Energia – Principali aspetti

Unico punto di connessione con la

rete non condiviso con altri impianti FV

Energia incentivata per vent’anni a cifra costante TUTTA quella misurata all’uscita dell’inverter

Rete di distribuzione pubblica

kWh

Carichi

Impianto fotovoltaicokWh

P ≥ 1 kW

• Impianti nuovi, rifacimenti, potenziamenti

• Conformi alle norme tecniche richiamate dal DM

Novità Possibilità di suddividere l’impianto in più sezioni messe in esercizio in

tempi successivi

24

Classificazione degli impianti per fascia di potenza e per grado di integrazione architettonica

≥1 P ≤3 kW

>3 P ≤20 kW

>20 kW b3Integrati

b1Non integrati

b2Parzialmente

integratiTetto piano

Tetto piano

Tetto non piano

(> 3°)

Tetto piano

Al suolo


Gli impianti realizzati dagli enti locali sono sempre considerati INTEGRATI (Finanziaria 2008)

25

Incentivi previsti dal nuovo conto energia (euro/kWh)

Non integratoParzialmente

integratoIntegrato

Data di messa in esercizio dell’impianto

2009 2010 2009 2010 2009 2010

1 ÷ 3 kW 0,392 0,384 0,431 0,422 0,480 0,470

> 3 ≤ 20 kW 0,372 0,365 0,412 0,403 0,451 0,442

> 20 kW 0,353 0,346 0,392 0,384 0,431 0,422

• Con successivi decreti saranno stabilite le tariffe per gli impianti messi in esercizio dopo il 2010


26

Gli incentivi sono erogati dal GSE


Mensilmente, nel mese successivo a quello in cui l’ammontare cumulato del corrispettivo supera i 500 euro

Scambio sul posto

Vendita

Bimestralmente, nel mese successivo in cui l’ammontare bimestrale cumulato supera il valore di 250 euro

Mensilmente, quando il corrispettivo cumulato supera 250 euro

Vendita

Fino a 20 kW

Oltre 20 kW

27


Incentivi non cumulabili con:

• Detrazione fiscale per ristrutturazione edilizia

• Incentivi pubblici in conto capitale e in conto interessi superiori al 20% dell’investimento(questo limite non vale per strutture sanitarie pubbliche e scuole pubbliche)

• Certificati verdi e Titoli di efficienza energetica

Incentivi non applicabili:

• All’elettricità prodotta da impianti fotovoltaici entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2010 e realizzati ai fini del rispetto:

- del D. Lgsl. 19 agosto 2005 n. 192

- della legge 27 dicembre 2006 n. 296 (finanziaria 2007), cioè l’obbligo, per i nuovi edifici, di installare impianti fotovoltaici per almeno 0,2 kW per ogni unità abitativa

Dal 2010, ai fini del rilascio del permesso di costruire, per gli edifici di nuova costruzione deve essere prevista l’installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di almeno 1 kW per ogni unità abitativa civile e 5kW per i fabbricati industriali di superficie > 100 m2 (Finanziaria 2008 - legge 244 del 24/12/2007, prorogata dal Decreto “Milleproroghe”)

28

Maggiorazione del 5% degli incentivi


Condizioni per usufruire della maggiorazione

del 5%

• Impianti non integrati > 3 kW se almeno il 70% dell’energia prodotta è consumata sul posto

• Scuole pubbliche o paritarie

• Strutture sanitarie pubbliche

• Impianti integrati in sostituzione di eternit

• Edifici pubblici di piccoli comuni (meno di 5000 abitanti)

Le maggiorazioni non sono cumulabili tra loro

29


Novità delibera ARG/elt 161/08

• È possibile suddividere un impianto in diverse sezioni, le quali possono: avere diversa tipologia di integrazione

architettonica; entrare in esercizio in tempi diversi, ma

comunque entro 2 anni dall’entrata in esercizio della prima sezione.

• Al momento della richiesta dell’incentivo occorre dichiarare la potenza totale dell’impianto e la potenza delle singole sezioni

• Ogni sezione deve essere dotata di autonoma apparecchiatura per la misura dell’energia prodotta

• Questa possibilità offre evidenti benefici per:gli impianti di grossa taglia che possono essere realizzati e messi in

esercizio gradualmentegli impianti con parti a diversa integrazione architettonica, al fine di

ottimizzare la tariffa incentivante

30

Premio fino al 30% per impianti abbinati ad un uso efficiente dell’energia (solo scambio sul posto)

Incentivo maggiorato del 50% rispetto al

miglioramento ottenuto

Edifici esistenti sui quali vengono effettuati interventi di risparmio energetico

PRIMO attestato di certificazione

energetica

Interventi con miglioramento di

efficienza almeno del 10%

SECONDO attestato di certificazione

energetica

Nuovi edifici con indice di prestazione energetica inferiore al 50% rispetto ai valori del D. Lgsl. n. 192

Incentivi maggiorati del 30%

(da subito)


31


Novità Decreto 2

marzo 2009

•È consentito l’impiego di componenti nuovi o comunque “non già utilizzati per impianti incentivati“

Questa precisazione consente di poter richiedere gli incentivi per impianti che erano stati esclusi per vizi di forma (ad es. richiesta inoltrata dopo 60 gg dalla messa in esercizio)

•I premi previsti per il miglioramento dell’efficienza energetica degli edifici sono estesi a tutti gli impianti con Scambio Sul Posto fino a 200 kW (rispetto ai precedenti 20 kW)

32

Richiede la connessione e paga il corrispettivo per il preventivo

Invia comunicazione di fine lavori e l’attestazione di TERNA e paga la connessione

Soggetto responsabile

GSE

Comunica accettazione del preventivo (entro 6 mesi per BT)

Entro 60 gg comunica la tariffa riconosciuta

Nuovo Conto Energia – Adempimenti previsti

TERNA

Attesta l’avvenuta comunicazione (vedi sito Terna) https://procedure.terna.it/censimp/

Comunica a TERNA i dati dell’impianto

Entro 60 gg dalla messa in esercizio richiede l’incentivo e inoltra la documentazione finale

Ulteriori 10 gg per l’attivazione (se l’impianto di produzione non era ultimato al completamento della connessione)

Entro 20 gg (fino 100 kW) comunica preventivo valido 45 gg

FINE

Stipula e invia la convenzione (stampata dal portale GSE)

Restituisce la convenzione firmata

Procedura di stipula Scambio Sul Posto

Realizza la connessione- entro 30 gg se lavori semplici- entro 90 gg se lavori complessi +15 gg ogni km di linea MT oltre il 1° km

Eventualmente: richiede Convenzione di Scambio Sul Posto al GSE

Impresa distributrice

https://procedure.terna.it/censimp/

33

Guida all’integrazione architettonica del GSE

• La “Guida all’integrazione architettonica” scaricabile dal sito del GSE http://www.gse.it/attivit%c3%a0/ContoEnergiaF/PubblInf/Documents/20071210_SCHEDENEW.pdf costituisce il documento di riferimento, con numerosi esempi, per stabilire il grado di integrazione degli impianti

• Tra l’altro viene stabilito che, per TETTO PIANO si intende una copertura con pendenza fino al 5% (circa 3 - norma UNI8627)

• Il GSE valuta l’impianto in base alla documentazione finale di progetto inviata. Eventuali modifiche della configurazione dell’installazione a valle del riconoscimento della tariffa, non saranno prese in considerazione.

• Al fine di ottenere il riconoscimento della parziale o totale integrazione degli impianti fotovoltaici su pensiline, tettoie, pergole e serre è necessario allegare alla domanda un documento che comprovi la loro effettiva destinazione d’uso (per esempio la Dichiarazione di inizio attività, il permesso a costruire o il certificato catastale)

• Nel caso in cui l’impianto sia suddiviso in più parti di diversa tipologia d’installazione verrà riconosciuta una tariffa incentivante pari la tipologia d’installazione con tariffa più bassa.


http://www.gse.it/attivit%C3%A0/ContoEnergiaF/PubblInf/Documents/20071210_SCHEDENEW.pdf

http://www.gse.it/attivit%C3%A0/ContoEnergiaF/PubblInf/Documents/20071210_SCHEDENEW.pdf

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Impianti non integrati


Tetto non piano

(> 3°)

Tetto piano

Al suolo

35

Integrazione architettonica parziale


Tetto piano

Tetto piano

36

Integrazione architettonica parziale


Tetto piano

Tetto piano

37

Integrazione architettonica totale


38

Integrazione architettonica totale


Il pannello può superare il filo superiore delle tegole per meno del proprio spessore

39

3Condizioni tecnico economiche di

connessione alla rete pubblica


40

MONOFASE TRIFASE

≤ 6 kW

fino a 100 kW

Criteri di allacciamento alla rete pubblica

Dal 1° gennaio 2009:• La delibera ARG/elt 1/09 estende lo Scambio Sul Posto da 20 a

200 kW• La delibera ARG/elt 99/08 aumenta da 50 a 100 kW la potenza

che può essere connessa alla rete BT

> 6000 kW

MT

> 100 kW fino 6000 kW

AT

> 6 kW

BT

Fino a 200 kW

È possibile loSCAMBIO SUL POSTO

41

Schema generale di connessione di un impianto di produzione alla rete pubblica

La Norma CEI 11-20


G ru p p o d i co n ve rs io ne(even tua le )

Dispositivo di interfacciaDDI

Dispositivo di generatoreDDG

Dispositivo generaleDG

R E T E D I D IS T R IB U Z IO N E P U B B L IC A

Punto d iconsegna

G E N E R AT O R E

P a rte d i re te u te nte ab ilita taa l fu n zio n a m en to in iso la

U te nze priv ileg ia te(even tua le )

P a rte d i re te u te nte n o n a bilita ta

a l fu n zio n a m en to in iso la

Separa l’intero impianto dalla rete

Separa l’impianto di produzione dalla rete

Separa il singolo generatore dalla rete

Possono essere riunite in un unico dispositivo che svolge le due funzioni DDI + DDG

42

Gruppo di misura

dell’energia prodotta

Gruppo di misura dell’energia

scambiata con la rete

Inverter

• Unico dispositivo di interfaccia e di generatore integrato nell’inverter

Linea B T E NEL

D ispositivogenera le

Q uadro generale

P unto d iconsegna

Confine d i proprie tà

kW h

Dispositivod i generatore

e d i interfaccia

kW h

Allacciamento di impianto fotovoltaico alla rete BT

43

Norma CEI 0-16 e prescrizioni dei Distributori


• Dal 1° settembre 2008 i criteri di connessione in MT e AT sono uguali in tutt’Italia, in quanto tutte le imprese distributrici devono applicare le Regole Tecniche di Connessione (RTC) stabilite dalla norma CEI 0-16 seconda edizione, pubblicata dall’Autorità con la delibere ARG/elt 33/08 (e successive modifiche della delibera ARG/elt 119/08)

• Anche per la connessione alle reti BT, l’Autorità ha avviato le iniziative per unificare le regole tecniche su tutto il territorio nazionale. Nel frattempo rimangono valide le prescrizioni delle imprese distributrici:

Per Enel il documento di riferimento è la “Guida per le connessioni alla rete elettrica di Enel Distribuzione”

Questo documento costituisce una guida per le connessioni MT e AT, ma diventa prescrittivo nella sezione F “Regole Tecniche di Connessione dei produttori alle reti BT di Enel” (ex DK5940)

44

Iter per la connessione alla rete pubblica

• 20 gg (fino 100 kW)• 45 gg (fino 1500 kW)• 60 gg (oltre 1500 kW)

Preventivo valido 45 gg

Accettazione preventivo + pagamento

30%

•entro 6 mesi (BT)•entro12 mesi (MT)•entro 18 mesi (AT)

Comunicazione di inizio lavori

• 30 gg (lavori semplici)• 90 gg (lavori complessi) + 15 gg ogni km di linea MT necessaria oltre il 1° km

Tempo non soggetto a vincolo

45 gg

10 gg

Attivazione della connessione se la comunicazione di fine lavori è successiva alla realizzazione

della connessione stessa

Comunicazione fine lavori impianto

di connessione + pagamento 70%

Comunicazione di ultimazione della

connessione e attivazione della

connessione

Comunicazione fine lavori impianto di produzione

Delibera ARG/elt 99/08

• Regolamento di esercizio

• Dichiarazione di conferma allacciamento

Richiesta di nuova

connessione, oppure di

adeguamento di connessione esistente + pagamento preventivo

45

Costi del preventivo (delibera 99/08)

Potenza richiesta in immissione

Corrispettivo per il preventivo

Tempo max per il preventivo

Fino a 50 kW 100 euro20 ggOltre 50 e fino a 100 kW 200 euro

Oltre 100 e fino a 500 kW 500 euro45 ggOltre 500 e fino a 1000 kW 1500 euro

Oltre 1000 kW 2500 euro 60 gg

• Il preventivo deve avere validità pari a 45 giorni lavorativi

• Non potrà essere richiesto nessun corrispettivo che non sia stato indicato nel preventivo, fatti salvi gli adeguamenti a seguito di eventuali modifiche della soluzione per derivanti dalla procedura autorizzativa

• Il preventivo accettato cessa di validità se il richiedente non comunica l’inizio dei lavori entro 6 mesi per la BT o 12 mesi per la MT

46

Tempi di connessione a carico del Distributore

• I tempi sono in giorni lavorativi e devono essere rispettati se non ci sono ulteriori tempistiche dovute a pratiche autorizzative, ma anche su questo aspetto la delibera 99/08 impone dei precisi vincoli ai Distributori e consente anche che le pratiche siano seguite dal richiedente

• Ai tempi della tabella si devono aggiungere i tempi per eventuali pratiche autorizzative

• (*) per i lavori complessi bisogna aggiungere 15 gg lavorativi per ogni km di linea MT eventualmente necessario oltre il 1° km


Tempo per il preven-

tivo

Tempo per la realizzazione della

connessioneTotale

Tempo di attivazione (eventuale)

Fino a 100 kW 20 gg Lavori semplici 30 gg 50 gg 10 ggSe il produttore comunica la fine

lavori dopo il completamento

della connessione da parte del

Distributore

Lavori complessi 90 gg 110 gg *

Oltre 100 e fino a 1500 kW

45 gg Lavori semplici 30 gg 75 gg


Oltre 1500 kW 60 gg Lavori semplici 30 gg 90 gg


47

Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08

Condizioni economicheIl corrispettivo per la connessione degli impianti alimentati da fonte rinnovabile o impianti cogenerativi ad alto rendimento è il minore tra i due valori A o B così calcolati:

Realizzazione con linea aerea: Realizzazione con linea in cavo:

60005,74 BDPPB

1009035 ADPPA 10018035 ADPPA

6000154 BDPPB

P = potenza ai fini della connessione espressa in kW, cioè il maggiore valore tra zero e la differenza tra la potenza in immissione richiesta e la potenza eventualmente già disponibile

DA = km di distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione MT/BT in servizio da almeno 5 anni

DB = km di distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina stazione di trasformazione AT/MT dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 anni

48


(kW)

Costo della connessione (in cavo)per distanza dalla cabina MT/BT

(euro , esclusa iva 20%)0,1 km 0,3 km 0,5 km 0,7 km

0 2005 465 645 825 1005

10 730 1090 1450 181050 2850 4650 6450 8250

Esempi di costi in funzione della potenza in immissione richiesta(totale compreso il costo del preventivo)


49


Indennizzi automatici da parte del Distributore per mancato rispetto dei tempi

Ritardo del preventivo

20 euro per ogni gg lavorativo di ritardo

Per ritardi superiori a 60 gg lavorativi, il richiedente può fare una segnalazione all’AEEG per l’adozione di provvedimenti

Ritardo della connessione

Maggior valore tra:

•20 euro per ogni gg lavorativo di ritardo (max 120 gg)

•5% del costo della connessione

Per ritardi superiori a 120 gg lavorativi, il richiedente può fare una segnalazione all’AEEG per l’adozione di provvedimenti

Ritardo nella richiesta delle autorizzazioni 20 euro per ogni gg lavorativo di ritardo

Gli indennizzi non sono dovuti se i ritardi sono causati da forza maggiore, ma in questo caso l’impresa distributrice deve darne tempestiva comunicazione al richiedente

50


Eventuali pratiche autorizzative necessarie per i lavori di connessione

• Il gestore di rete deve fornire, senza oneri, tutte le informazioni per la predisposizione della documentazione necessaria

• Il richiedente può richiedere al gestore di rete, a titolo oneroso, di predisporre la documentazione necessaria

• Impianti per i quali ci si avvale del procedimento unico previsto dal DLgsl 387/03

• Il gestore di rete deve fornire, senza oneri, tutte le informazioni per le pratiche a carico del richiedente

• Entro 30 gg lavorativi (BT) o 60 gg (MT) dall’accettazione del preventivo, il Distributore deve presentare le richieste di autorizzazione di sua pertinenza, informandone il richiedente e tenendolo successivamente informato

• Il richiedente ha facoltà di curare tutti gli adempimenti connessi alle procedure autorizzative

• Negli altri casi

51


Realizzazione in proprio della connessione MT

• Per gli impianti di produzione da fonte rinnovabile o cogenerativi ad alto rendimento, il richiedente ha la facoltà di realizzare l’impianto di connessione in proprio

• Per le 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

• È data facoltà alle imprese distributrici di consentire al richiedente di intervenire anche sulla rete esistente fatte salve le esigenze di sicurezza e la salvaguardia della continuità del servizio elettrico

• Gli impianti per la connessione realizzati dal richiedente sono resi disponibili, a titolo gratuito, all’impresa distributrice per il collaudo e la conseguente accettazione

52


Procedure sostitutive in caso di inerzia, da parte del gestore di rete, per la connessione di impianti alimentati da fonte rinnovabile

•A seguito di segnalazione del richiedente, l’AEEG può attivare la procedura sostitutiva prevista dal DLgs 387/03 (art.14, comma 2, f-bis)

•L’impresa distributrice invia la documentazione all’AEEG, la quale, se i ritardi non sono per forza maggiore, prende provvedimenti:

L’Autorità definisce le modalità e i tempi di connessione

Ritardo del preventivo superiore a 60 gg lavorativi

L’Autorità individua le attività che l’impresa distributrice deve eseguire e i rispettivi tempi di esecuzione;

Inoltre dispone che l’impresa distributrice esegua le suddette attività entro i rispettivi tempi.

Ritardo della connessione superiore a 120 gg lavorativi

53

Risoluzione controversie tra produttori da FER e gestori di rete

Delibera ARG/elt 123/08 – Schema della proceduraIl produttore da FER presenta istanza alla Direzione Mercati dell’AEEG

L’AEEG designa il responsabile della procedura, il quale comunica alle parti l’avvio della procedura

Istanza ammissibile

A seguito delle verifiche dell’AEEG:

Istanza non ammissibile

Entro 5 giorni il gestore di rete comunica il nominativo del proprio referente al responsabile della procedura

Il responsabile della procedura, al termine della fase istruttoria, comunica alle parti le risultanze con un’ipotesi di risoluzione

Entro 10 gg le parti possono presentare una memoria

Il Collegio dell’AEEG adotta la decisione vincolante e ne dà comunicazione alle parti entro 120 gg dalla presentazione dell’istanza

Pubblicazione della decisione sul sito dell’Autorità(le parti possono chiedere modalità di salvaguardia per esigenze di riservatezza)

• Il produttore può chiedere e motivare misure urgenti temporanee al fine di garantire il servizio di connessione oppure per far cessare forme di abuso da parte del gestore di rete

• Il Collegio dell’Autorità può decidere l’applicazione di misure cautelari, le quali cesseranno in ogni caso al momento della decisione finale oppure se la decisione non è adottata nei termini previsti

Il responsabile della procedura presenta una relazione al Collegio dell’AEEG con una proposta di risoluzione

54

Impianti fotovoltaici – Corso di formazione

4

Scambio sul posto oppure vendita dell’energia immessa in rete

55

Scambio Sul Posto oppure Vendita

Il soggetto responsabile si configura

come produttore

Il soggetto responsabile si configura

come normale cliente finale

Delibera ARG/elt 74/08

Delibera 280/07

Delibera 168/03

Usufruire del servizio di scambio sul posto, facendone richiesta al GSE

Richiedere al GSE il ritiro dedicato dell’energia immessa in rete

Vendere l’energia elettrica prodotta sul mercato libero:

• attraverso contratti bilaterali con grossisti o clienti finali liberi;

• attraverso la Borsa elettrica

Oltre i200 kW

è possibile:

Fino a200 kW

è possibile:

56

Servizio di scambio sul posto

La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto

nuova

kW h

kWh incentivati

kWh immessi in rete

Fino al 2008

•Fino al 2008, l’energia prodotta in eccedenza rispetto ai consumi, veniva immessa in rete e immaggazzinata per rimanere a disposizione fino a 3 anni

57


kW h

kWh prelevati


Fino al 2008•Fino al 2008,

l’energia immaggazzinata nella rete veniva riprelevata quando la produzione dell’impianto fotovoltaico non era sufficiente

•L’eventuale credito di energia residuo scadeva dopo 3 anni

58



nuova

• Dal 2009 l’energia immessa in rete viene valorizzata dal GSE in base al prezzo zonale orario

• L’energia immessa in BT viene aumentata del 10,8%, quella immessa in MT del 5,1%

• A fine anno viene fatta una compensazione con l’importo dovuto per l’energia prelevata (solo parte energia) e l’eventuale credito economico non scade più dopo 3 anni

€

kWh incentivati

kWh immessi in rete

Dal 2009

L’energia immessa viene valorizzata

59



• Il contributo in conto scambio comprende la parte energia (che non può superare la spesa per l’energia annua prelevata) e la Quota Servizi per l’energia scambiata

• L’energia prelevata dalla rete viene pagata per intero in base al contratto di fornitura

• È possibile stipulare dei contratti di fornitura orari (ad es. biorari per pagare meno l’energia prelevata di notte)

€

Dal 2009

Bolletta

Contributo in conto scambio

60


Parte della bolletta che viene considerata per stabilire l’onere di acquisto dell’energia prelevata

Imposte14%

Oneri generali di

sistema8%

Costi di rete e di misura

13%

PED=Prezzo Energia +

Prezzo Dispacciamento

60%

Commercializzazione

3%

UC12%

Costi di approvvigionam

ento65%

Composizione della spesa elett rica dell'utente tipo domestico (3°trim. 2008) fonte AEEG

Onere per l’approvvigionamento dell’energia elettrica prelevata (OPR) inclusiva degli oneri relativi al trasporto e al dispacciamento dell’anno precedente

Inoltre:

a) se l’utente non ha la partita iva:

Si considerano anche le accise e l’iva

b) se l’utente ha la partita iva:

Si considerano solo le accise

L’onere OPR sostenuto per l’energia prelevata, deve essere evidenziato in bolletta “qualora esplicitamente richiesto” (art. 4.2 lettera C delibera 74/08)

61


Valorizzazione dell’energia immessa in rete

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

gen-

08

feb-

08

mar

-…

apr-

08

mag

-…

giu-

08

lug-

08

ago-

08

set-

08

ott-0

8

nov-

…

dic-

08

gen-

09

feb-

09

Fascia F1Fascia F2Fascia F3Media

• L’energia immessa in rete (misurata dal contatore bidirezionale) viene aumentata del 10,8% se immessa in BT, oppure del 5,1% se immessa in MT (per il fatto che le valorizzazioni sono considerate sul livello AT e, di conseguenza, le immissioni in BT o MT sono aumentate delle perdite di trasformazione)

• La quota di energia così ottenuta viene moltiplicata per prezzo zonale orario, variabile secondo l’orario e la zona di riferimento• Se il contatore è di tipo orario, la grande

maggioranza dell’energia sarà valorizzata nella fascia F1 di maggior pregio

• Se il contatore è monorario, verrà considerato il prezzo medio delle 3 fasce F1, F2, F3

L’Italia è suddivisa in zone della rete rilevante stabilite da Terna. L’Emilia Romagna si trova nella ZONA NORD

Andamento del prezzo zonale orario per l’area Nord da gen-08 a feb-09

• Oltre a tale valore, per la quota di energia scambiata, vengono riconosciuti anche ii servizi di trasporto e dispacciamento CUS (circa 0,045 euro/kWh)

62


Valorizzazione dell’energia immessa in rete (BT)• Oltre al valore dell’energia immessa, vengono riconosciuti al produttore

anche i servizio di trasporto e dispacciamento CUS (stima 0,045 euro/kWh fonte presentazione GSE) per la quota dell’energia scambiata con la rete

Relativamente all’anno solare, è valore minimo tra il totale dell’energia immessa e il totale dell’energia prelevata

• Cosa si intende per la quota di energia scambiata?

Esempio 1

Energia prelevata=5000 kWhEnergia immessa=3500 kWhEnergia scambiata=3500 kWh, cioè pari a quella immessaValorizzazione energia= 3500*1,108*prezzo zonale + 3500*CUS

Esempio 1

Energia prelevata=5000 kWhEnergia immessa=7000 kWhEnergia scambiata=5000 kWh, cioè pari a quella prelevataValorizzazione energia= 7000*1,108*prezzo zonale + 5000*CUS

63

F1 – Ore di punta

Da lunedì a venerdìdalle 8.00 alle 19.00

F2 – Ore intermedieDa lunedì a venerdìdalle 7.00 alle 8.00 e dalle 19.00 alle 23.00

Sabatodalle 7.00 alle 23.00

F3 – Ore fuori puntaDa lunedì a venerdìDalle 23.00 alle 7.00

Domenica e festiviTutte le 24 ore

Fasce orarie (delibera 181/06)

Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07

64


Calcolo del contributo in conto scambio CS

• Esempio 1

• Energia immessa Ei > Energia prelevata Ep• Controvalore dell’energia immessa Cei > Onere energia prelevata OPR

Energia immessa

KWh euro

Energia prelevata

Energia scambiata

Controvalore Cei

Onere acquisto OPR

Oneri servizi CUs

Credito per gli anni successivi

Contributo in conto scambio CS pagato dal GSE

65


Calcolo del contributo in conto scambio CS

• Esempio 1

• Energia immessa Ei < Energia prelevata Ep• Controvalore dell’energia immessa Cei < Onere energia prelevata OPR

Energia immessa

KWh euro

Energia prelevata

Energia scambiata

Controvalore Cei

Onere acquisto OPR

Oneri servizi CUs

Contributo in conto scambio CS pagato dal GSE

66

Scambio sul posto e fotovoltaico

Quanto costa il servizio di scambio sul posto

30 euroall’anno

(da gennaio 2009 riscossi dal GSE)

30 euro

all’anno

Totalecirca

57 euroall’anno

Si deve aggiungere la remunerazione annua del servizio di misura dell’energia prodotta (riscossi dal GSE per conto dei Distributori)

27,1 euro

Costo del servizio di scambio sul posto

67


Erogazione del corrispettivo in conto scambio

• In acconto su base trimestrale (minimo 100 euro) utilizzando le misure trasmesse dai distributori e effettuando una stime sull’onere sostenuto per il prelievo di energia elettrica da parte dell’utente

• A conguaglio su base annuale solare utilizzando le misure trasmesse dai distributori e l’onere sostenuto in prelievo trasmesso dalle imprese di vendita e valorizzando l’eventuale credito riportabile dagli anni precedenti

• I soggetti con Partita IVA dovranno emettere fattura al GSE, sulla base della proposta fattura pubblicata sul sito del GSE

• Come viene pagato il corrispettivo in conto scambio da parte del GSE ?

Regime Transitorio

In base alle disposizioni transitorie stabilite dalla delibera ARG/elt 184/08, il GSE anticipa la cifra di 50 euro per ogni kW di potenza dell’impianto fotovoltaico (entro 30 gg dal termine del trimestre in cui è stata stipulata la convenzione di Scambio Sul Posto)

68


Vantaggi e Svantaggi del nuovo sistema

VANTAGGI

L’eventuale credito annuo non ha più scadenza

È possibile stipulare un contratto di fornitura più conveniente, scegliendo tra le varie opzioni biorarie o multiorarie offerte dal mercato

Per gli impianti fotovoltaici la valorizzazione dell’energia immessa è più conveniente rispetto ad altre fonti rinnovabili, in quanto l’energia viene prodotta nelle ore di maggior pregio (ma è necessario il contatore orario)

SVANTAGGI

La valorizzazione dell’energia immessa è inferiore rispetto al sistema precedente, perché non tiene conto di tutte le componenti della tariffa elettrica (comprese le imposte)

È più difficile ottimizzare il dimensionamento dell’impianto di produzione, in quanto occorre tenere conto di numerosi fattori. Ad es. diventa importante stimare la quantità di energia prodotta e immediatamente consumata. (vedi parte 12 con esempi di ritorno economico)

69


Vendita dell’energia (in alternativa allo scambio sul posto)

• Quando l’energia prodotta è superiore a quella consumata, può essere conveniente la vendita dell’energia immessa, richiedendo il “ritiro dedicato” da parte del GSE (delibera 280/07)

• Per gli impianti di sola produzione, la vendita è ovviamente l’unica possibilità

• Per gli impianti di grossa potenza, in alternativa al “ritiro dedicato”, l’energia può essere venduta direttamente, attraverso la “borsa elettrica” oppure con contratti bilaterali

70

Regime fiscale relativo all’energia venduta

Nuovo Conto Energia – Aspetti fiscali

Ma i costi dell’impiant

o non possono essere

messi in deduzione

Il provento derivante dalla vendita dell’energiacostituisce sempre reddito tassabile

I proventi sono tassati come

“redditi diversi” non soggetti né a IVA né a ritenuta

d’acconto

Impianti >20 kWImpianti ≤ 20 kW

Soggetto che non esercita attività d’impresa, arte o professione e che utilizzi l’impianto per sopperire ai

bisogni energetici dell’abitazione o della sede

In tutti gli altri casi viene riconosciuta l’esistenza di

un’impresa

I proventi della cessione

di energia costituiscono componenti positivi di reddito

Sono deducibili sia i costi, che l’IVA, sostenuti

per la realizzazione dell’impianto

71

Regime fiscale relativo allo scambio sul postoin relazione al Contributo in Conto Scambio erogato dal GSERisoluzione dell’Agenzia delle Entrate n. 13/E del 20 gennaio 2009 http://www.agenziaentrate.it/ilwwcm/resources/file/eb6d2e4f50e81a1/ris13Edel20gen2009.pdf

Nuovo Conto Energia – Aspetti fiscali

Persona fisica o ente non commerciale

Impianto ≤ 20 kW

Impianto posto al servizio dell’abitazione o della sede dell’ente non

commerciale

Nessuna rilevanza fiscale

Lavoratore autonomo (professionista)

Deve emettere fattura al GSE e tenere una contabilità separata

Deve emettere fattura al GSE

(IVA + imposte dirette)

Imprenditore o soggetto passivo IRES

SI

NO

NO

SI

http://www.agenziaentrate.it/ilwwcm/resources/file/eb6d2e4f50e81a1/ris13Edel20gen2009.pdf

http://www.agenziaentrate.it/ilwwcm/resources/file/eb6d2e4f50e81a1/ris13Edel20gen2009.pdf

72


• In questi casi il soggetto responsabile si configura come “produttore” e gli adempimenti gestionali e fiscali sono più onerosi: Costi da riconoscere al GSE a copertura dei costi

amministrativi: 0,5% del valore dell’energia ritirata (max 3500/euro/anno

per impianto) 11 euro/mese per il servizio di aggregazione misure (solo per

P>50 kW)

Adempimenti fiscali verso UTF per P>20 kW (30 kW per comuni sede di comunità montane)

Denuncia diofficina (77,47 euro/anno) Registro mensile delle letture Liquidazione delle imposte (acconto + conguaglio a fine

anno) per l’energia prodotta e auconsumata Contatore certificato da laboratorio riconosciuto UTF


73

• Per impianti di potenza fino a 1 MW, il GSE remunera l’energia al Prezzo Minimo Garantito (PMG), come da delibera 280/07: Il prezzo minimo garantito varia in funzione dell’energia

annuale prodotta, fino ad un massimo di 2’000’000 di kWh all’anno, oltre tale limite l’energia viene pagata al prezzo zonale orario (: 0,1011 €/kWh per i primi 500’000 kWh all’anno 0,0852 €/kWh oltre 500’000 e fino a 1’000’000 kWh all’anno 0,0745 €/kWh oltre 1’000’000 e fino a 2’000’000 kWh Prezzo zonale orario oltre 2’000’000 kWh

Nel mese di febbraio 2009, per la Zona Nord (nella quale insiste l’Emilia-Romagna), il prezzo medio in euro/kWh è stato di: 0,09952 euro/kWh per la fascia F1 0,08539 euro/kWh per la fascia F2 0,05788 euro/kWh per la fascia F3



74

Impianti fotovoltaici – Corso di formazione

5

Investimento e ritorno economico atteso

75

Elementi da considerare per valutare l’investimento

Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico

Generalmente si considera l’1% annuo dell’investimento

Costi di manutenzione

• Tariffa incentivante alla quale si ha diritto• Risparmio sulla bolletta dell’energia prelevata• Valore in conto scambio o in conto vendita

dell’energia immessa in rete

Remunerazione dell’energia prodotta

• Tipo di installazione dei pannelli (a terra, su fabbricati nuovi o esistenti, in sovrapposizione o integrazione della copertura, complanari o inclinati, …)

• Eventuali spese per permessi di costruzione

• Modalità di allacciamento alla rete (distanza, attraversamento di strutture) e complessità dell’impianto elettrico

• Utilizzo di attrezzature speciali (gru, impalcature)

In media 5500-6500 euro/kW, ma con sensibili differenze in relazione alla tipologia

Costo di installazione per kilowatt

• Per lo SCAMBIO SUL POSTO circa 57 euro/anno

• Eventuale polizza assicurativa

Costi di esercizio

Calcolata dal progettista tenendo conto di tutte le variabili e caratteristiche del sito e dell’impianto

Producibilità (kWh/anno)

Regime fiscale Nel caso di attività d’impresa (vedi relative slides)

76

Risparmio dell’energia non prelevata dalla rete (prodotta e immediatamente

consumata)

+

Scambio sul posto

• Dipende dal contratto di fornitura

• Per un impianto domestico circa 0,20 €/kWh (residente 3 kW)

• L’energia prodotta e misura all’uscita dell’inverter

• Tutta l’energia prodotta viene incentivata indipendentemente dal consumo sul posto

Remunerazione dell’energia prodotta


+Tariffa

incentivante

• Prezzo zonale orario

• Media 2008 Zona Centro Nord Fascia F1 = 0,11 €/kWh

• Prezzo Minimo Garantito (oppure zonale orario se più conveniente)

• Per il 2009 PMG=0,1011 €/kWh (fino a 500’000 kWh)

Ritiro dedicato

Valore pagato dal GSE per l’energia immessa in rete

77

Cosa si intende per Prezzo zonale orario


• Dal punto di vista del fabbisogno elettrico, Terna ha suddiviso l’Italia in zone (Polo di Brindisi, Centro Nord, Centro Sud, Nord, Sardegna, Sicilia, Sud)

• In base ai fabbisogni e all’energia disponibile, i prezzi sono differenti per le varie aree

• L’Emilia-Romagna è compresa nella Zona Nord

• In base alla delibera ARG/elt 74/08 sullo Scambio Sul Posto, l’energia immessa in rete viene valorizzata dal GSE in base al Prezzo zonale orario

Andamento del prezzo zonale orario per l’area Nord da gen-08 a feb-09

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

gen-

08

feb-

08

mar

-…

apr-

08

mag

-…

giu-

08

lug-

08

ago-

08

set-

08

ott-0

8

nov-

…

dic-

08

gen-

09

feb-

09

Fascia F1Fascia F2Fascia F3Media

78

L’importanza delle fasce orarie


Al fine della valorizzazione dell’energia immessa in rete è molto importante stabilire se il contatore bidirezionale misura l’energia immessa per fasce orarie: per gli impianti fotovoltaici la misura oraria è molto vantaggiosa in quanto quasi tutta l’energia immessa sarà valorizzata nella fascia F1 di maggior pregio

F1 – Ore di puntaDa lunedì a venerdìdalle 8 alle 19

F2 – Ore intermedieDa lunedì a venerdìdalle 7 alle 8 e dalle 19 alle 23

Sabatodalle 7 alle 23

F3 – Ore fuori puntaDa lunedì a venerdìDalle 23 alle 7

Domenica e festiviTutte le 24 ore

• In base alla delibera ARG/elt 135/08 i Distributori hanno l’obbligo di misurare

• ENEL sta già programmando con le fasce orarie i punti di scambio BT, anche di potenza inferiore a 55 kW (i contatori si distinguono perché visualizzano nel display i 3 registri A1, A2, A3)

l’energia in fasce orarie per i punti di prelievo BT oltre 55 kW entro il 1° aprile 2009 (i punti di prelievo MT e AT hanno già da tempo la misura oraria)

79

• Il sistema di agevolazioni tariffarie per i clienti domestici residenti è notevolmente cambiato

Costo per kWh - Usi domestici (senza quote fisse)

12.3

13.9

16.1

18.1

19.3

20.1

10

12

14

16

18

20

22

2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000

Consumo annuo (kWh)

Cen

tesi

mi d

i eu

ro

3 kW residenti

Non residenti oppure P > 3 kW

Costo dell’energia–Usi domesticiServizio di Maggior Tutela (fonte enel.it)


Vecchio

sistema• Sono diminuite le agevolazioni tariffarie per bassi consumi, che erano valide per tutti gli usi domestici residenti fino a 3 kW indipendentemente dalle condizioni sociali

• Gli utenti disagiati (max 3 kW per nuclei fino a 4 persone e max 4,5 kW per nuclei con più di 4 persone) possono richiedere un bonus (per il 2009: 58 euro fino a 2 persone/nucleo, 75 euro per 3-4 persone/nucleo, 130 euro oltre 4 persone/nucleo)

Nuove tariffe della componente energia•Imposte comprese•Quote fisse escluse

0,13

0,16

0,19

0,21

0,27

0,190,20

0,220,23

0,27

0,100,120,140,160,180,200,220,240,260,28

1200 2700 3600 4600 7600

Euro

Consumo annuo (kWh)

Costo medio del kWh

3 kW residentiNon residenti oppure P>3 kW

80

Costo dell’energia: altri elementi da considerare


• Dal 1° luglio 2007 tutti i clienti possono acquistare l’energia elettrica sul mercato libero e ci sono numerose offerte che possono essere vantaggiose per la componente energia rispetto alle tariffe garantite dall’Autorità con il servizio di maggior tutela

• È possibile fare un contratto di fornitura con tariffa bioraria (o multioraria), oggi anche per chi usufruisce dello scambio sul posto

• La tariffa multioraria presenta generalmente dei vantaggi per chi ha un impianto fotovoltaico ed ha un basso consumo durante le ore diurne

• È possibile usufruire di un ulteriore notevole vantaggio riducendo la potenza impegnata, in quanto la produzione fotovoltaica consente di prelevare meno potenza dalla rete nelle ore diurne (o non prelevarne affatto) ed è quindi possibile utilizzare gli apparecchi più potenti nelle ore diurne (lavatrice, lavastovigle, ecc.) senza rischio di distacco del limitatore

Le quote fisse sono una componente importante della bolletta elettrica, ad esempio passando da 4,5 kW a 3 kW residente si risparmia circa 77 euro all’anno:•Per 3 kW residente = 30,1 euro/anno•Per 4,5 kW = 107,4 euro/anno

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In base alla valutazione dei diversi elementi sarà possibile scegliere il tipo di investimento più conveniente, cioè quello che garantisce il massimo ritorno economico

•Potenza dell’impianto (entro il limite della massima potenza installabile in base alle caratteristiche del sito)- Aumentando la potenza diminuisce

l’incentivo e potrebbe non essere più conveniente lo scambio sul posto

•Modalità di installazione dei pannelli- Compromesso tra rendimento, incentivo,

costi di installazione

•Destinazione dell’energia immessa in rete- Scambio sul posto oppure vendita

Scelta del tipo di impianto più conveniente


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• Il costo “chiavi in mano” per un’installazione standard è pari a circa 5’500-6’500 euro per kW + iva 10%

• La maggior parte del costo è dovuta all’investimento in materiali, di cui i moduli rappresentano la percentuale più alta

Moduli FV

Inverter

Struttura

Montaggio

Sviluppoprogetto

Fonte Enel.si

Costo iniziale di un impianto fotovoltaico


• I costi dei materiali sono in sensibile riduzione (in Germania i costi non superano i 5’000 euro/kW, ma con oneri procedurali inferiori)

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• Impianto di riferimento

• Potenza 3 kWp• Parzialmente integrato• Non richiesta attrezzatura speciale per il

montaggio (gru, impalcature)• Collegamento elettrico mediamente

complesso• Producibilità annua = 3450 kWh• Vita tecnica dell’impianto = 25 anni

Esempio di calcolo del ritorno economico


• Contratto = 3 kW residente monorario (Servizio di Maggior Tutela)

• Consumo annuo = 3600 kWh

• Scambio Sul Posto

• Contratto di fornitura e consumi

• Destinazione dell’energia immessa in rete

• Percentuale dell’energia immessa in rete (rispetto a quella prodotta)

• 60%

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1) Costo iniziale 19’800 euro (iva compresa)

2) Manutenzione 1% = 198 euro/anno



1487 euro/anno3) Incentivi

4) Risparmio bolletta

357 euro/anno

5) Contributo in conto scambio

6) Costo servizi di scambio sul posto e misura

57 euro/anno

307 euro/anno

Totale entrate annuali =

1896

Tempo di ritorno semplice = 19800/1896 = 10,4 anni

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• Nell’esempio, la remunerazione complessiva dello Scambio Sul Posto ammonta a 735,25 euro

Risparmio diretto per riduzione

della bolletta

330,15 euro

+

• Con la precedente disciplina di scambio sul posto, la remunerazione sarebbe stata leggermente superiore, pari a 659,74 euro vecchia bolletta di 680,40 euro (per 3600 kWh), meno

nuova bolletta di 20,76 euro (per 150 kWh)

=Totale

risparmio

637,40 euro

Contributo in conto scambio erogato dal GSE

307,25 euro(300,72 euro se titolare di p.iva)

Più aumenta la percentuale dell’energia immessa in rete (rispetto a quella prodotta), più si accentua la

minor convenienza rispetto alla precedente disciplina

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• Flusso di cassa non attualizzato

• Ritorno semplice del capitale investito = 10 anni

• Flusso di cassa attualizzato al 4%

• Tempo di ritorno = 13 anni



-22000

-17000

-12000

-7000

-2000

3000

8000

13000

18000

23000

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

-22000

-17000

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-7000

-2000

3000

8000

13000

18000

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

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Finanziamento degli impianti mediante la cessione del credito da parte del GSE

• Il GSE ha stipulato un accordo quadro con numerosi Istituti di credito al fine di facilitare il finanziamento degli impianti fotovoltaici mediante la cessione dei crediti derivanti dal riconoscimento delle tariffe incentivanti

• La cessione dei crediti è ammessa esclusivamente per la totalità degli stessi, a favore di un unico cessionario e sino ad eventuale revoca espressa

Nel sito www.gse.it sono riportate tutte le

informazioni necessarie

http://www.gse.it/

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Grazie per l’attenzione

www.idroltecsrl.com

1 Politiche energetiche e ambientali per un futuro di sviluppo e progresso 2009 Impianti...

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