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Le novità regolatorie nel settore fotovoltaico

Gervasio Ciaccia

Direzione Mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica

Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico

Indice

• Dispacciamento e sbilanciamenti delle FER: la delibera 522/2014/R/efr;

• I sistemi di accumulo e la delibera 574/2014/R/eel;

• I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo e la delibera 578/2013/R/eel: i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

Dispacciamento e sbilanciamenti delle FER: la delibera 522/2014/R/efr

Il dispacciamento (1/3)

L’energia elettrica, di norma, non è un bene immagazzinabile: è quindi necessario

produrre la quantità richiesta e smistarla nel sistema in modo che l’offerta e la

domanda di elettricità siano sempre in equilibrio, garantendo così la continuità della

fornitura del servizio in condizioni di sicurezza di funzionamento del sistema

elettrico.

In sintesi, la gestione coordinata delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica e dei flussi di

energia elettrica sulla rete di trasmissione ai fini del mantenimento del bilanciamento del sistema

elettrico in condizioni di sicurezza è ciò che si chiama servizio di dispacciamento. Tale

servizio è erogato da Terna secondo condizioni definite dall’Autorità.

Il dispacciamento (2/3) Nel contesto del mercato liberalizzato dell’energia elettrica, il servizio di dispacciamento

consente la traduzione delle posizioni commerciali in acquisto e vendita in impegni in immissione e

in prelievo di energia elettrica nella/dalla rete elettrica nel rispetto della sicurezza di

funzionamento del sistema elettrico.

Qualora, infatti, ad impegni commerciali assunti sul mercato corrispondano

impegni fisici incompatibili con la sicurezza del sistema elettrico, Terna agisce in

maniera tale da ricostituire le condizioni di sicurezza acquisendo la disponibilità a

correggere le posizioni fisiche in esito al mercato in maniera tale che l’azione

combinata delle modifiche introdotte ricrei le condizioni di sicurezza di

funzionamento del sistema elettrico nei termini sopra indicati.

L’acquisizione di tale disponibilità rappresenta l’acquisizione delle risorse per il

dispacciamento e avviene per il tramite di un mercato (mercato per i servizi di

dispacciamento) dove la disponibilità è acquisita sulla base di offerte formulate dai

soggetti aventi titolo.

Gli oneri che derivano da tali movimentazioni sono allocate agli utenti tramite i

corrispettivi di sbilanciamento e il corrispettivo uplift.

L’utente che sigla con Terna il contratto di dispacciamento si chiama utente del

dispacciamento. Tale utente è il produttore o un suo delegato (trader). Nel caso di

cessione dell’energia elettrica al GSE, quest’ultimo è l’utente del dispacciamento.

Ai fini del dispacciamento, le unità di produzione (UP) si distinguono in:

abilitate o non abilitate a partecipare al mercato dei servizi di dispacciamento;

rilevanti o non rilevanti: in particolare, sono rilevanti se hanno una potenza

superiore a 10 MVA.

Le unità non rilevanti, ai fini del dispacciamento, vengono aggregate per ogni

utente del dispacciamento e per ogni zona di mercato.

Il dispacciamento (3/3)

Gli sbilanciamenti (1/4)

Ogni utente del dispacciamento è tenuto a presentare un programma in merito alle

proprie immissioni di energia in rete (per gli impianti di potenza inferiore ai 10

MVA il programma viene presentato in forma aggregata).

Tale programma viene commercializzato sul mercato del giorno prima, può essere

modificato sul mercato infragiornaliero e può essere ulteriormente modificato sul

mercato dei servizi di dispacciamento (nel caso di impianti abilitati a partecipare a

tale mercato).

Al termine dei mercati, il programma finale prende il nome di programma

vincolante modificato e corretto: questo è il programma che l’utente del

dispacciamento è tenuto a rispettare.

La differenza, in MWh, tra l’energia elettrica effettivamente immessa e quella

risultante nel programma vincolante modificato e corretto prende il nome di

sbilanciamento. Esso può risultare positivo o negativo.

Gli sbilanciamenti nascono quindi dopo la chiusura di tutti i mercati, decorso il tempo reale.


Sui tre mercati (MGP, MI e MSD limitatamente alle UP abilitate), l’utente del

dispacciamento ha negoziato l’energia elettrica risultante nel programma vincolante

modificato e corretto (sulla base di prezzi risultanti dai rispettivi mercati).

Se l’unità di produzione ha immesso più energia di quella indicata dal programma

vincolante (sbilanciamento positivo), il valore complessivo dell’energia sbilanciata

è positivo. Il produttore sta cioè vendendo più energia elettrica.

Viceversa, se l’energia immessa è inferiore a quella indicata nel programma

vincolante (sbilanciamento negativo), il valore complessivo dell’energia

sbilanciata è negativo. Il produttore sta riacquistando parte dell’energia elettrica già

venduta.

Poiché l’energia elettrica oggetto di sbilanciamento NON è stata commercializzata

nei mercati, non ha necessariamente lo stesso valore unitario dell’energia

programmata. Quindi nascono maggiori costi o maggiori ricavi rispetto al caso in

cui, a parità di immissioni, non ci siano stati sbilanciamenti.


Il prodotto tra lo sbilanciamento e il prezzo unitario dell’energia sbilanciata prende

il nome di corrispettivo di sbilanciamento.

Il corrispettivo di sbilanciamento non è una “penalizzazione” per non aver

rispettato un programma ma rappresenta la valorizzazione di mercato dell’energia

elettrica in tempo reale che, quindi, internalizza parte dei costi indotti sul sistema

elettrico per effetto degli sbilanciamenti.

È compito degli utenti del dispacciamento (a cui si rivolge la regolazione in materia

di dispacciamento) e, in particolare dei grossisti, la definizione di soluzioni e

strumenti finalizzati a minimizzare il rischio associato alla variabilità della

valorizzazione complessiva dell’energia elettrica programmata e immessa in rete

(pari, in ogni ora, al prodotto tra la quantità di energia elettrica immessa e il prezzo

zonale orario) e dell’energia sbilanciata (pari, in ogni ora, al prodotto tra lo

sbilanciamento e il prezzo di sbilanciamento che dovrebbe sempre più allinearsi al

valore di mercato dell’energia elettrica in tempo reale).


Il mancato rispetto degli impegni fisici costituisce uno sbilanciamento che viene

corretto mediante il ricorso ad azioni di modifica in tempo reale dei livelli di

immissioni e di prelievo sempre sfruttando la disponibilità acquisita nel mercato

per il servizio di dispacciamento.

Gli sbilanciamenti sono valorizzati tramite il corrispettivo di sbilanciamento che:

per le unità abilitate è sempre penalizzante e tiene conto del prezzo di

acquisto o vendita su MSD (è un prezzo ≤ prezzo MGP), riflettendo il valore di

mercato di tale energia;

per le unità non abilitate corrisponde al prezzo medio di acquisto o vendita su

MSD (può essere maggiore o minore del prezzo MGP), approssimando il

valore di mercato di tale energia;

per le fonti rinnovabili non programmabili storicamente (e fino al 2014 per

effetto di una serie di contenziosi) era pari al prezzo MGP, senza tenere conto

del valore di mercato di tale energia e allocando ai clienti finali la differenza.

Sbil.

positivo

30 MWh

Programma

70 MWh

Immissione

100 MWh

Caso di sbilanciamento positivo

nel punto di dispacciamento

Programma

100 MWh Immissione

80 MWh

Caso di sbilanciamento negativo


Ipotesi:

prezzo zonale orario: 75 €/MWh

prezzo più basso delle offerte di acquisto

accettate in MSD: 35 €/MWh

prezzo più alto delle offerte di vendita


Valorizzazione programma

70 MWh * 75 €/MWh = 5.250 €

Valorizzazione sbilanciamento

30 MWh * 75 €/MWh = 2.250 €

se sbilanciamento aggregato zonale negativo

oppure

30 MWh * min (35; 75) €/MWh = 1.050 €

se sbilanciamento aggregato zonale positivo

Ipotesi:


prezzo più basso delle offerte di acquisto


prezzo più alto delle offerte di vendita



100 MWh * 75 €/MWh = 7.500 €


- 20 MWh * max (75: 105) €/MWh = - 2.100 €


oppure

- 20 MWh * 75 €/MWh = - 1.500 €


Sbil.

negativo

20 MWh

Il caso delle unità

abilitate

Il caso delle

unità non abilitate

Sbil.

positivo

30 MWh

Programma

70 MWh

Immissione

100 MWh

Caso di sbilanciamento positivo


Programma

100 MWh Immissione

80 MWh

Caso di sbilanciamento negativo


Ipotesi:


prezzo medio delle offerte di acquisto


prezzo medio delle offerte di vendita



70 MWh * 75 €/MWh = 5.250 €


30 MWh * max (75; 90) €/MWh = 2.700 €


oppure

30 MWh * min (50; 75) €/MWh = 1.500 €


Ipotesi:


prezzo medio delle offerte di acquisto


prezzo medio delle offerte di vendita



100 MWh * 75 €/MWh = 7.500 €


- 20 MWh * max (75; 90) €/MWh = - 1.800 €


oppure

- 20 MWh * min (50; 75) €/MWh = - 1.000 €


Sbil.

negativo

20 MWh

Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (1/7)

Le unità di produzione non programmabili sono definite dal decreto legislativo

387/03 come le unità di produzione che utilizzano l’energia solare, eolica,

maremotrice, del moto ondoso, del gas di discarica, dei gas residuati dei processi di

depurazione, del biogas, l’energia geotermica o l’energia idraulica, limitatamente in

quest’ultimo caso alle unità ad acqua fluente.

La “non programmabilità” di tali fonti non comporta l’impossibilità di prevedere

la disponibilità della fonte e, di conseguenza, la produzione di energia elettrica,

quanto piuttosto la difficoltà di controllare e modificare, sulla base di un

programma predefinito, la quantità di energia immessa in rete.

In generale, tutte le forme di produzione di energia elettrica non programmabili

(nel senso sopra detto) sono caratterizzate dalla possibilità di prevedere le

immissioni in rete, ancorché con un diverso grado di precisione in dipendenza dalla

fonte.


Con la sentenza n. 2936/14, il Consiglio di Stato ha confermato le decisioni del

Tar Lombardia e ha annullato la delibera 281/2012/R/efr nelle sole parti relative

alla definizione del corrispettivo di sbilanciamento, con le seguenti motivazioni:

la non prevedibilità tecnica delle fonti non programmabili ne impedisce

l’equiparazione a quelle programmabili, ai fini dell’applicazione dei

corrispettivi per gli sbilanciamenti, in ossequio al principio di non

discriminazione (Capo 6);

ciò, tuttavia, non implica che i costi degli sbilanciamenti delle fonti non

programmabili debbano essere socializzati su soggetti diversi dai medesimi

(cioè sui clienti finali o sui produttori da fonti programmabili come preteso

in giudizio dalle controparti), in quanto ciò realizzerebbe una

discriminazione non giustificabile (Capo 7);


pertanto, l’Autorità ha piena discrezionalità nel trovare una soluzione che:

“da un lato, tuteli il mercato nella sua interezza mediante l’imposizione anche alle unità

di produzione in esame dei costi di sbilanciamento, dall’altro, introduca meccanismi

calibrati sulla specificità della fonte in grado di tenere conto della modalità di produzione

dell’energia elettrica e delle conseguenti difficoltà di effettuare una previsione di immissione

in rete che raggiunga il medesimo grado di affidabilità che devono garantire le unità di

produzione di energia programmabile.” (Capo 7);

Con la delibera 522/2014/R/efr (che ha sostituito la delibera 281/2012/R/efr

nelle parti in cui è stata annullata) si è previsto di allocare all’insieme dei produttori

da fonti rinnovabili non programmabili il medesimo totale che sarebbe stato

allocato applicando i criteri previsti per i piccoli impianti programmabili, al fine di

evitare distorsioni sui mercati, come indicato dal Consiglio di Stato.

Non vengono più allocati alla collettività oneri aggiuntivi rispetto a quelli usualmente rientranti nell’uplift.


Tuttavia, tale totale è stato ridistribuito tra i produttori da fonti non programmabili,

tenendo conto delle specificità delle diverse fonti, come indicato dal Consiglio di

Stato:

al di sopra di una banda differenziata per fonte (più elevata per le fonti più

aleatorie), per ogni produttore è stato applicato lo stesso criterio previsto per i

piccoli impianti programmabili;

al di sotto della banda, il totale residuo non già allocato ai produttori viene

redistribuito, consentendo aggregazioni commerciali e compensando le partite

economiche di segno opposto (significa cioè che in capo ai produttori rimarrà un

costo unitario ridotto perché i maggiori costi di alcuni si compensano con i

maggiori ricavi di altri).


Il prezzo unitario di sbilanciamento per la valorizzazione degli sbilanciamenti

effettivi per ciascun punto di dispacciamento relativo a unità non abilitate

alimentate da fonti rinnovabili non programmabili è calcolato, per ciascun periodo

rilevante e per ogni zona di mercato, come di seguito indicato.

Per una quantità di energia elettrica pari a:

è posto pari alla somma algebrica di due componenti:

i)

ii)

i

iiMGP

sbil

sbilprezzo ,

i

i

i i

iiiMGPi

progsbil

sbil

sbilprogsbilprezzoprezzo

);min(

);min(,


Per una quantità di energia elettrica pari a:

è posto pari al prezzo unitario di sbilanciamento definito per le UP non abilitate

alimentate dalle fonti programmabili.

A tal fine:

prezzoMGP è il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta su MGP;

prezzo è il prezzo di sbilanciamento definito per le UP non abilitate alimentate

dalle fonti programmabili;

sbil è lo sbilanciamento effettivo riferito a ciascun periodo rilevante;

prog è il programma vincolante modificato e corretto riferito a ciascun periodo

rilevante;


il pedice “i” è riferito a ciascun punto di dispacciamento afferente alla zona di

mercato a cui ci si riferisce;

è una soglia differenziata per fonte e pari a:

• 49% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione

rilevanti alimentate dalla fonte eolica;


rilevanti alimentate dalla fonte solare fotovoltaica;


rilevanti alimentate dalla fonte idrica ad acqua fluente;


non rilevanti;

• 1,5% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione

rilevanti alimentate dalle altre fonti rinnovabili non programmabili.

Ulteriori elementi relativi agli sbilanciamenti (1/2)

Il termine

prende il nome di quota residua. Rappresenta il maggior ricavo o il maggiore

costo in capo al produttore rispetto al caso in cui, a parità di energia elettrica

immessa, non ci fossero stati sbilanciamenti.

Terna applica all’utente del dispacciamento l’intero corrispettivo di

sbilanciamento che si somma algebricamente alla negoziazione dei programmi di

immissione di energia elettrica. Non viene quindi esplicitamente applicata la quota

residua.

Se l’utente del dispacciamento è un grossista, questi regola l’energia elettrica

immessa con il proprio produttore, secondo modalità concordate tra le parti.

sbilprezzoprezzo iMGPi ,

Ulteriori elementi relativi agli sbilanciamenti (2/2)

Se l’utente del dispacciamento è il GSE (ritiro dedicato, tariffe fisse

onnicomprensive, scambio sul posto), l’Autorità disciplina anche il rapporto

contrattuale tra GSE e produttore.

Nel caso di scambio sul posto e “vecchie” tariffe fisse onnicomprensive (Cip 6

e l. 244/07) tutta l’energia elettrica immessa in rete (non solo quella

programmata) viene valorizzata ai rispettivi prezzi. Le quote residue dei

corrispettivi di sbilanciamento sono poste in capo alla collettività (componente

A3).

Nel caso di ritiro dedicato e “nuove” tariffe fisse onnicomprensive (D.M. 5 e 6

luglio 2012) tutta l’energia elettrica immessa in rete (non solo quella

programmata) viene valorizzata ai rispettivi prezzi. In più le quote residue dei

corrispettivi di sbilanciamento sono poste in capo ai produttori, secondo criteri

definiti dal GSE nel rispetto dei principi definiti dall’Autorità.

mercoledì 17 dicembre 2014 Corso di formazione professionale dei giornalisti 22

Effetti delle FER sul SE

Domanda Residua: quota di

domanda non già soddisfatta dalle

risorse non comprimibili (es. FRNP).

L’apporto della generazione non

comprimibile ha determinato un sensibile

aumento della rampa di carico serale

(differenza tra il picco di «domanda

residua» serale e la minima «domanda

residua» diurna), che è passata da quasi

7 GW del 2011 a oltre 9 GW nel 2013.

2013

Rampa

Serale

(9 GW)

Rampa

Serale

(7 GW)

Rischio di taglio

della produzione

Ore (h) Ore (h)

Marzo 2010 – giorno festivo Marzo 2013 – giorno festivo

Modifica del profilo di carico orario zonale nella zona Sud

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Effetti dell’introduzione di una disciplina di valorizzazione degli sbilanciamenti

Modifica del carico residuo nel

profilo di carico orario zonale

Aumento della pendenza delle

rampe di carico durante il giorno.

Non è possibile prevedere

adeguatamente la produzione di tali

impianti da offrire su MGP né di

prevedere adeguatamente i fabbisogni

orari zonali residui.

Aleatorietà e parziale

“invisibilità” degli impianti eolici e

fotovoltaici

L’influenza sull’approvvigionamento di risorse su MSD

Necessarie azioni rapide di

bilanciamento realizzate da impianti

programmabili con elevate capacità di

modulazione, rapidi tempi di riposta e

trascurabili vincoli di permanenza in

servizio

Incremento della necessità di margini

di riserva e dei costi su MGP e MSD,

oltre che della loro variabilità.

I sistemi di accumulo e la delibera 574/2014/R/eel

I sistemi di accumulo possono prestare servizi utili per la gestione delle reti

elettriche.

Il ruolo dei sistemi di accumulo

Riduzione delle rampe

Maggiore prevedibilità

Minore rischio di tagli

della produzione

I sistemi di accumulo possono contribuire alla riduzione o ad un minor

incremento dei costi di dispacciamento determinati dalla presenza di FER

Accumulo

Stand alone Coupled

Impianto di

produzione

Centro di consumo

Cosa & Come ?

I sistemi di accumulo

Il Comitato Elettrotecnico Italiano ha recentemente evidenziare le diverse modalità e

configurazioni secondo cui possono essere installati i sistemi di accumulo :

Possibili configurazioni (1/2)

Possibili configurazioni (2/2)

Regolazione dei sistemi di accumulo La delibera 574/2014/R/eel, definisce le modalità di accesso e di utilizzo della rete

pubblica nel caso di sistemi di accumulo, nonché le misure dell’energia elettrica ulteriori

eventualmente necessarie per la corretta erogazione di strumenti incentivanti o di regimi

commerciali speciali.

La regolazione riguarda i seguenti

aspetti: • Connessione alla rete pubblica

• Trasmissione e dispacciamento

• Misura

• Erogazione di strumenti incentivanti

Il Regolatore non distingue tra le diverse tecnologie per i sistemi di accumulo

hyp. Il sistema di accumulo viene considerato come un’unità di generazione ai fini

regolatori

In passato il Regolatore ha definito regole per i soli sistemi di pompaggio

idroelettrico come sistema di accumulo.

Connessione alla rete pubblica

Accumulo Flusso bidirezionale di energia con la rete

Nel caso di un sistema di accumulo, la procedura per la connessione alla rete pubblica

é la medesima di quella applicata per gli impianti di produzione tradizionali. Il

soggetto che applica per la richiesta di connessione deve include nella richiesta:

valore della potenza nominale dei sistemi di accumulo

nello schema unifilare, i dispositivi rilevanti ai fini della connessione dei medesimi

sistemi di accumulo

l’eventuale nuova potenza richiesta in prelievo per effetto della presenza del sistema

di accumulo

Si applicano, transitoriamente, le condizioni procedurali ed economiche semplificate

previste oggi per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento e impianti FER

(procedure e tempistiche standard con indennizzi automatici e corrispettivi a forfait).

Trasmissione e distribuzione Nel caso in cui i prelievi di energia elettrica siano destinati ad alimentare esclusivamente

i sistemi di accumulo (cioè non ci sono altre utenze):

• Non si applica il corrispettivo di trasmissione

• Non si applica il corrispettivo di distribuzione

• Non si applicano le componenti A, MCT, UC

•L’energia assorbita è valorizzata come se fossero immissioni negative (MGP)

La stessa regolazione già si applica nel caso di impianti di pompaggio.

Nel caso in cui i prelievi di energia elettrica siano destinati ad alimentare anche altre

utenze diverse dal solo sistema di accumulo, trovano applicazione tutte le

componenti tariffarie, così come in vigore nel caso di un consumatore finale.

Servizio di Dispacciamento Obiettivi: • Flessibilità

• Semplicità

I sistemi di accumulo sono considerati

sistemi di generazione

L’utente del dispacciamento, o il

produttore, ha la facoltà di definire una

unità di produzione specifica per i sistemi

di accumulo installati, separata dagli altri

gruppi di generazione, o di considerare i

predetti sistemi come uno dei gruppi di

generazione che costituiscono l’unità di

produzione

A regime, un’unità di produzione

caratterizzata da sistemi di accumulo

dovrebbe essere considerata un’unità di

produzione programmabile.

Misuratore M2 installato tra l’impianto e il sistema di accumulo

M1

M2

ESS

Se l’incentivo é della tipologia feed in tariff, é necessario distinguere l’energia immessa

nella rete e prodotta direttamente dall’impianto da quella prelevata, accumulata e re-

immessa in rete

Ai fini dell’ammissibilità agli strumenti incentivanti, viene considerata esclusivamente

la produzione di energia elettrica effettivamente prodotta da fonti rinnovabili.

Se l’incentivo é della tipologia feed in premium, é sufficiente far riferimento alla sola

misura M2.

Necessario algoritmo

PP

Utilizzo di sistemi di accumulo in presenza di impianti incentivati (1/2)

Misuratore M2 installato dopo l’impianto e il sistema di accumulo

M1

M2

ESS

Sia nel caso di un incentivo feed in tariff o feed in premium, é necessario far riferimento

al misuratore bidirezionale M2 e a un algoritmo specifico.

Infatti é necessario definire la quantità di energia elettrica effettivamente prodotta

dall’impianto (feed in premium) e distinguere l’energia immessa nella rete e prodotta

direttamente dall’impianto da quella prelevata, accumulata e re-immessa in rete (feed

in tariff).

PP

Utilizzo di sistemi di accumulo in presenza di impianti incentivati (2/2)

I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo

e la delibera 578/2013/R/eel: i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

Un sistema semplice di produzione e consumo (SSPC) dovrebbe consentire

un’efficiente produzione e consumo di energia elettrica nel medesimo sito.

Quali sono le configurazioni realizzabili in presenza di concessioni rilasciate ad alcuni soggetti

per erogare il servizio di trasmissione e di distribuzione?

Come e a quali fattispecie possono essere applicati gli oneri generali di sistema?

Queste discussioni hanno condotto a numerose definizioni, disegnando un quadro

normativo complesso.

La stesse discussioni hanno riguardato anche le reti private, su cui sono ancora in

corso dibattiti in merito alla possibilità di realizzazione (si vedano i sistemi di

distribuzione chiusi).

Elementi oggetto di discussione

Il complesso quadro normativo di riferimento

Il decreto legislativo n. 115/08 come modificato dal decreto legislativo n. 56/10;

La legge n. 99/09;

Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010;

Il decreto legislativo n. 93/11;

La sentenza Tar Lazio 13 luglio 2012;

Il decreto legge n. 91/14 e la legge n. 116/14.

DCO 33/11: primi orientamenti in merito alle modalità per l’accesso ai servizi del

sistema elettrico.

DCO 183/2013/R/eel: orientamenti finali per l’applicazione delle definizioni dei

diversi sistemi semplici di produzione e consumo e delle reti private (incluse le

RIU).

DCO 209/2013/R/eel: orientamenti finali per la regolazione del servizio di

connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita

dell’energia elettrica nel caso di sistemi semplici di produzione e consumo, con

particolare riferimento ai SEU.

Deliberazione 578/2013/R/eel: regolazione per i sistemi semplici di produzione e

consumo.

La regolazione dell’Autorità

SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO (SSPC)

COOPERATIVE

STORICHECONSORZI

STORICI

SISTEMA EFFICIENTE

DI UTENZA

(SEU – dl 115/08)

SISTEMA ESISTENTE

EQUIVALENTE AI SISTEMI EFFICIENTI

DI UTENZA

(SEESEU – dl 115/08)

ALTRI SSPC

(ASSPC)

ALTRI SISTEMI

ESISTENTI

(ASE)

TICOOP

ALTRI SISTEMI

DI AUTOPRODUZIONE

(ASAP)

SEESEU –A SEESEU –B SEESEU –CV

I sistemi semplici di produzione e consumo

Rete

e

u

P

u

produzione

consumo

Misuratore dell’energia elettrica prodotta

Misuratore dell’energia elettrica immessa e prelevata dalla rete

E U

La deliberazione 578/2013/R/eel riguarda solo i sistemi semplici di produzione e

consumo (SSPC) che NON rientrano tra le reti elettriche.

In modo banale, tali sistemi possono essere ricondotti al seguente schema:

Alcune definizioni di base

Produttore di energia elettrica o produttore: persona fisica o giuridica che produce

energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell’impianto. Egli è l’intestatario

dell’officina elettrica di produzione, ove prevista dalla normativa vigente, nonché

l’intestatario delle autorizzazioni alla realizzazione e all’esercizio dell’impianto di

produzione;

Cliente finale: persona fisica o giuridica che non esercita l’attività di distribuzione e

che preleva l’energia elettrica, per la quota di proprio uso finale, da una rete

pubblica anche attraverso reti o linee private.

Non si fai mai riferimento ai titolari intesi come proprietari degli asset.

I SEU

Il sistema efficiente di utenza (SEU) è un sistema in cui

uno o più impianti di produzione di energia elettrica, con potenza

complessivamente non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo

stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto

rendimento, gestiti dal medesimo produttore, eventualmente diverso dal cliente

finale,

sono direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo

di connessione di terzi, all’unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica

o giuridica)

e sono realizzati all’interno di un’area, senza soluzione di continuità, al netto di

strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità

del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei

proprietari dei relativi impianti di produzione.

Sintesi della definizione di SEU

Applicazione delle tariffe nei

SSPC

Regolazione tariffaria dei SEU e vantaggi tariffari:

di cosa stiamo parlando

Costi di rete e di misura 15,54%

Oneri generali di sistema 22,14%

Imposte 13,27%

PED (prezzo energia + dispacciamento) + PPE

(perequazione) 44,76%

Commercializzazione 4,28%

Approvvigiona-mento e vendita 49.04%

IV trimestre 2014 Prezzo lordo = 19,29 c€/kWh

I corrispettivi tariffari a

copertura dei servizi di

trasporto e misura, nonché i

corrispettivi tariffari a

copertura degli oneri generali

di sistema, in generale,

presentano tre componenti:

quota per punto [c€/punto];

quota potenza [c€/kW]

quota energia [c€/kWh].

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Regolazione tariffaria dei SEU e vantaggi tariffari:

di cosa stiamo parlando

Alcune definizioni

Piena disponibilità di un’area: possesso, in relazione ad una determinata area, di un

diritto di proprietà o di altri titoli quali il possesso di un diritto di superficie o di

usufrutto, ovvero un titolo contrattuale quale un contratto di comodato d’uso o di

locazione. Il diritto di servitù non è un titolo idoneo a ritenere un’area nella piena

disponibilità di un soggetto;

Impianto di produzione in assetto cogenerativo ad alto rendimento: per un dato

anno n, un impianto di produzione che rispetta le condizioni di cui al decreto

legislativo 20/07 e al decreto 4 agosto 2011 e per il quale la grandezza ECHP, definita

dai medesimi decreti, è risultata nell’anno n-1, superiore o pari alla metà della

produzione totale lorda di energia elettrica.

Alcune definizioni

unità di consumo (UC): insieme di impianti per il consumo di energia elettrica

connessi ad una rete pubblica, anche per il tramite di reti o linee elettriche private,

tali che il prelievo complessivo di energia elettrica relativo al predetto insieme sia

utilizzato per un singolo impiego o finalità produttiva. Essa coincide con la singola

unità immobiliare o con l’insieme costituito dalla singola unità immobiliare e dalle

sue relative pertinenze. Il predetto insieme può anche coincidere con un insieme di

unità immobiliari a condizione che ricorrano entrambe le seguenti condizioni:

- sono unità immobiliari localizzate su particelle catastali contigue in un unico sito

produttivo e nella piena disponibilità della medesima persona giuridica;

- sono unità immobiliari utilizzate per attività produttive di beni e/o servizi

destinate in via esclusiva alla realizzazione, in quello stesso sito, di un unico

prodotto finale e/o servizio.

Applicazioni tariffarie per gli ASSPC

1 il 5% non trova applicazione nel caso di impianti < 20 kW in scambio sul posto.

Applicazioni tariffarie: SEU e SEESEU

Nel caso di SEU e SEESEU:

le imprese distributrici e le società di vendita continuano ad applicare le tariffe

con esclusivo riferimento all’energia elettrica prelevata da rete pubblica

occorre dare attuazione alle disposizioni di cui al DL 91/14, il che presuppone la

misurazione dell’energia consumata e non prelevata dalla rete (a partire dalla misura

dell’energia elettrica immessa, prelevata e prodotta), nonché interventi di revisione

dei sistemi di fatturazione delle imprese distributrici e delle società di vendita

attualmente i sistemi di fatturazione gestiscono solo immissioni e prelievi dalla

propria rete e risulta impossibile disporre sin dal 2015 dei dati relativi all’energia

elettrica consumata e dei dati che consentirebbero di stimare in modo preciso tale

quantità (con l’unica eccezione dei sistemi più rilevanti)

il DL 91/14 consente di definire, per il 2015, un sistema alternativo di

maggiorazioni delle parti fisse dei corrispettivi posti a copertura degli oneri generali

di sistema. Sistema estendibile finché le quote applicate sono inferiori al 10%.

Al riguardo…

Con il DCO 519/2014/R/eel, l’Autorità ha indicato l’opportunità di:

definire un sistema di maggiorazioni, applicato da parte delle imprese

distributrici, delle componenti tariffarie A2, A3 e A5 a valere dal 2015 (importo

definito da Autorità in concomitanza con l’aggiornamento) nel caso di:

SEU e SEESEU che presentano punti di prelievo in BT (30÷40 €/a),

SEU e SEESEU che presentano punti di prelievo in MT nella titolarità di

soggetti che non inclusi nell’elenco delle imprese a forte consumo di

energia elettrica (1 k€/a);

prevedere che le maggiorazioni siano determinate da CCSE nel caso di SEU e

SEESEU che presentano punti di prelievo in MT nella titolarità di soggetti

energivori e per tutti i punti di prelievo in AT e AAT, nell’ambito dei meccanismi

per il riconoscimento delle agevolazioni o procedure ad hoc.

a regime? Misura dell’energia elettrica consumata e applicazione del 5% da parte dei

distributori in tutti i casi? Il sistema di maggiorazioni può continuare ad essere usato per la BT?

La procedura di qualifica

Per godere dei benefici tariffari, occorre la qualifica rilasciata dal GSE.

a) Se il sistema usufruiva del servizio di scambio sul posto al 1 gennaio 2014 ed era

già in esercizio alla medesima data, il GSE procede in modo autonomo ed

automatico, senza alcun intervento da parte del produttore o del cliente finale, a

qualificare tale configurazione come SEESEU-B secondo le modalità definite dal

medesimo GSE;

b) altrimenti, il produttore e il cliente finale presentano al GSE secondo modalità e

tempistiche definite dal medesimo GSE la richiesta di qualifica;

c) nei casi di impianti che entreranno in esercizio la procedura di qualifica viene

attivata dopo la data di entrata in esercizio (entro 60 giorni);

Documento di consultazione del GSE 22 ottobre 2014 (scad. 25/11): modalità di richiesta,

procedimento di valutazione e comunicazione degli esiti della qualifica SEU o SEESEU

esclusivamente per i sistemi entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014

Accesso ai servizi di sistema

Il cliente finale e il produttore presenti all’interno di un ASSPC possono accedere ai

servizi di trasporto, dispacciamento e vendita dell’energia elettrica immessa e

prelevata secondo una delle modalità di seguito evidenziate.

Si precisa che:

nell’ambito degli ASSPC, i limiti, in termini di potenza ai fini dell’accesso alle

tariffe fisse onnicomprensive o in termini di unicità dell’impianto fotovoltaico

per ogni punto di connessione, definiti dalle normative vigenti, sono da

intendersi riferiti ai punti di connessione tra il sistema stesso e la rete pubblica;

l’Autorità non regola i rapporti intercorrenti fra il produttore e il cliente finale

presenti all’interno di un ASSPC e aventi ad oggetto l’energia elettrica prodotta e

consumata che non transita attraverso la rete pubblica.

Caso in cui produttore e cliente coincidono

Il cliente finale è anche produttore e titolare dell’officina elettrica (non

necessariamente anche titolare degli impianti) e stipula i contratti di trasporto, di

dispacciamento e di compravendita dell’energia elettrica immessa o prelevata

direttamente o per il tramite di un grossista.

Il medesimo cliente finale può accedere, qualora possieda i requisiti necessari, al

ritiro dedicato, allo scambio sul posto e agli incentivi vigenti. Inoltre il cliente finale

può accedere, qualora possieda i requisiti necessari, al servizio di maggior tutela o di

salvaguardia, nonché usufruire del bonus sociale.

Gli eventuali impianti di produzione possono essere forniti da un soggetto terzo

che opera unicamente in qualità di fornitore di macchinari e di

impiantista/installatore e la sua presenza non rileva ai fini regolatori.

Produttore diverso dal cliente: primo caso

Produttore diverso dal cliente: primo caso

Questa configurazione contrattuale implica che:

a) il produttore possa:

- accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica (certificati verdi,

conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico, tariffa

onnicomprensiva);

- richiedere al GSE il ritiro dell’energia elettrica immessa in rete (ritiro dedicato);

b) il cliente finale possa:

- accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia;

- usufruire del bonus sociale.

Con questo tipo di configurazione contrattuale:

- non è possibile accedere allo scambio sul posto.

Produttore diverso dal cliente: secondo caso

Produttore diverso dal cliente: secondo caso



- accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta (certificati

verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico);


- accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia;

- usufruire del bonus sociale;

- accedere allo scambio sul posto.


- non è possibile cedere l’energia elettrica immessa al GSE nell’ambito del ritiro

dedicato;

- non è possibile accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia immessa

(tariffa onnicomprensiva).

Produttore diverso dal cliente: terzo caso

Produttore diverso dal cliente: terzo caso


a) il produttore, che è anche un venditore sul mercato al dettaglio, possa:

- accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica (certificati verdi,

conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico, tariffa

onnicomprensiva);

- richiedere al GSE il ritiro dell’energia elettrica immessa in rete (ritiro dedicato);




- non è possibile accedere allo scambio sul posto;

- non è possibile, per il cliente finale, accedere al servizio di maggior tutela o di

salvaguardia, avendo già stipulato un contratto di fornitura con il

produttore/venditore.

Produttore diverso dal cliente: quarto caso

Produttore diverso dal cliente: quarto caso



- accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta (certificati

verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico);




- non è possibile accedere allo scambio sul posto;

- non è possibile cedere al GSE l’energia elettrica immessa nell’ambito del ritiro

dedicato;

- non è possibile accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia immessa

(tariffa onnicomprensiva);

- non è possibile, per il cliente finale, accedere al servizio di maggior tutela o di

salvaguardia.

Grazie per l’attenzione

Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema idrico Direzione mercati

Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Piazza Cavour, 5

20121 Milano

[email protected] www.autorita.energia.it

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

Le novità regolatorie nel settore fotovoltaico · 1 di 59 Le novità regolatorie nel settore...

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