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Francesco De Mango

Direzione operativa

Bari, 23 gennaio 2009

Connessione in rete, normativa e

incentivazione degli impianti fotovoltaici in Italia

2 Il GSE – Gestore dei Servizi Elettrici

Gestiamo il meccanismo di incentivazione dell’energia prodotta da impianti fotovoltaici (“Conto Energia”) e da impianti solari mediante cicli termodinamici.

Energia solare

Emettiamo e gestiamo i Certificati Verdi (CV), verificando l’adempimento dell’obbligo di immissione in rete di energia rinnovabile da parte dei produttori ed importatori di energia da fonti convenzionali.

.

Certificati Verdi

Qualifichiamo gli impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR) e delle altre fonti ammesse agli stessi benefici ai fini del successivo rilascio dei CV, rilasciamo la Garanzia d’Origine (GO) e i RECS.

Energia da fonti rinnovabiliRitiriamo dai produttori e collochiamo sul mercato l’energia prodotta dagli impianti CIP 6/92 alimentati da fonti rinnovabili ed assimilate e, dal 1° Gennaio 2008, l’energia prodotta dagli impianti a potenza inferiore a 10 MVA e da quelli rinnovabili non programmabili di qualsiasi potenza.

Ritiro Energia e scambio sul posto

Cogenerazione

Effettuiamo il riconoscimento della condizione di cogenerazione ad alto rendimento e rilasciamo la garanzia d’origine (GO).

Gestiamo commercialmente il servizio dello scambio sul posto per impianti alimentati a fonte rinnovabile inferiori a 20 kW (200 kW per gli impianto di cogenerazione ad alto rendimento).

Le attività del GSE

3 Radiazione solare

Energia elettromagnetica emessa nei processi

di fusione nucleare che avvengono

all’interno del sole.

La radiazione solare globale è costituita dalla

somma di tre componenti:

Diretta

Diffusa

Riflessa

Le proporzioni tra la radiazione diretta, diffusa

e riflessa dipendono:

Dalle condizioni meteorologiche

Dall’inclinazione della superficie esposta

alla radiazione

Dalla presenza di superfici riflettenti

4 Configurazione del fotovoltaico

L’elemento base del fotovoltaico è la cella che converte in maniera diretta la radiazione solare in energia

elettrica sfruttando l’effetto fotovoltaico.

Le celle opportunamente assemblate costituiscono il modulo fotovoltaico.

Silicio monocristallino (Efficienza: 12-18 %)

Silicio policristallino (Efficienza: 10-20 %)

Film sottile (Efficienza: 4 – 9 %)

Modulo fotovoltaico:


Dispositivo che converte la forma d’onda di un segnale continuo in un segnale alternato compatibile con le

caratteristiche della tensione di rete (sinusoide, 50 Hz)

Alta efficienza di conversione

Inseguitore del punto di massima potenza

Sincronizzazione con la rete elettrica

Modulazione ad ampiezza di impulsi PWM (pulse width modulation)

Isolamento

Controllo della qualità dei segnali immessi in rete (power quality e THD)

Anti-islanding

Convertitore di potenza, o invertitore:


3~

PV Strings

Centralinverter

AC bus

~ ~ ~

PV String

Stringinverter

AC bus

~

~

~

~

~

~

PV Module

Moduleinverter

AC bus

a) b) c)

1. Inverter centrale

2. Multi stringa

3. Modulare

7 IndiceIndice

Normativa italianaNormativa italiana

Meccanismo del Conto EnergiaMeccanismo del Conto Energia

8

Obiettivi UE

Direttiva 2001/77/CE, per la promozione delle FER: target al 2010 non vincolanti:

12% di energia da FER

Direttiva 2001/77/CE, per la promozione delle FER: target al 2010 non vincolanti:


Nuovo pacchetto di misure per l’energia adottato dal Consiglio UE (marzo 2007): target nazionali al 2020 vincolanti:


Nuovo pacchetto di misure per l’energia adottato dal Consiglio UE (marzo 2007): target nazionali al 2020 vincolanti:


Ruolo internazionale delle FER

Percentuale di energia rinnovabile rapportata al consumo totale di energia

12

20

0

5

10

15

20

25

2010 2020

2010 2020

9 Ruolo internazionale delle FER

L’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare

Introduzione del conto energia in Germania, Spagna e ItaliaIntroduzione del conto energia in Germania, Spagna e Italia

Potenza cumulata impianti fotovoltaici (MW) ( Fonte IEA - GSE)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Germania Spagna Italia

10 Ruolo internazionale delle FER

Potenza cumulata degli impianti fotovoltaici installati in Italia dal 1992

Potenza cumulata impianti fotovoltaici (MW) ( Fonte IEA - GSE)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

11 Evoluzione normativa

L’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare

Direttiva 2001/77/CE, per la promozione delle FER: target al 2010 non vincolantiDirettiva 2001/77/CE, per la promozione delle FER: target al 2010 non vincolanti

D.Lgs. 29/12/2003 n. 387: Attuazione della Direttiva 2001/77/CE sulla promozione delle fonti rinnovabili

D.Lgs. 29/12/2003 n. 387: Attuazione della Direttiva 2001/77/CE sulla promozione delle fonti rinnovabili

D.Lgs. 28/07/2005: Criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare




Delibera AEEG n. 188/05Delibera AEEG n. 40/06

D.Lgs. 19/02/2007: Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare

D.Lgs. 19/02/2007: Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare

Delibera AEEG n. 90/07

12

Normativa di riferimento per la misura dell’energia e la connessione in rete elettrica

Delibera 88/07: Modalità di misura dell’energia per impianti connessi alla rete per tensione inferiore a 1 kV

Delibera 89/07: Connessione alla rete per tensioni inferiori a 1 kV

CEI 0-16: Connessione alla rete MT e AT

CEI 11-20: Connessione alla rete BT

CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di

Media e Bassa tensione

Attualmente la normativa tecnica di connessione in BT è in fase di revisione.

Evoluzione normativa

13

Normativa di riferimento per la misura dell’energia e la connessione in rete elettrica

Le modalità di connessione sono disciplinate dai gestori di rete elettrica locale che ne definiscono i criteri.

Enel Distribuzione applica le seguenti:

DK 5600: Cabine elettriche utenti connessi in MT

DK 5940: Connessioni in rete BT

DK 5740: Connessione in rete MT

La connessione in rete BT avviene per impianti fino a 50 kW (monofase fino a 6 kW). La connessione in MT

avviene per impianti da 75 kW.

La connessione alla RTN avviene per impianti di potenza superiore a 10 MW.

Delibera AEEG 99/08:

Dal 1° Gennaio 2009 la normativa tecnica di connessione è stata sostituita dal Testo integrato delle condizioni

tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi

degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive - TICA) .


14

Testo integrato delle connessioni attive (TICA):

Regole tecniche di connessione (è stato portato a 100 kW il limite massimo di potenza per la connessione in BT,

da 100 kW a 6000 kW la connessione avviene in MT)

Procedure per la connessione (autorizzazioni, richieste, ecc.)

Corrispettivi di connessione(Quota potenza + Quota distanza + Quota fissa)

Tempistiche di connessione alla rete (30 giorni per lavori semplici e 90 giorni per lavori complessi)

Indennizzi (per ogni giorno di ritardo il gestore di rete è tenuto a pagare 20 Euro al soggetto responsabile

dell’impianto di produzione fino a un massimo del 5% del costo totale della connessione)

Fideiussioni (per le connessioni in AT e AAT)


15

Iter per la connessione in rete di un impianto fotovoltaico:

1. Richiesta di connessione

2. Soluzione tecnica minima generale

3. Preventivo di connessione

4. Accettazione del preventivo

5. Autorizzazione

6. Soluzione tecnica minima di dettaglio

7. Realizzazione


16

CEI 11-20: Criteri di allacciamento alla rete di un impianto fotovoltaico

La norma CEI 11-20 costituisce il riferimento per gli schemi di collegamento alla rete degli impianti di produzione

che convertono ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata definendo i compiti

spettanti ai dispositivi di protezione:

Dispositivo del generatore

Dispositivo di interfaccia

Dispositivo generale

I carichi dell’impianto dell’autoproduttore sono divisi in due sezioni:

Sezione non abilitata al funzionamento in isola

Sezione abilitata al funzionamento in isola


17

CEI 11-20: Criteri di allacciamento alla rete di un impianto fotovoltaico

È necessario inserire una separazione tra la parte in corrente continua dell’impianto e quella in corrente

alternata:

Problemi di sicurezza elettrica

Evitare che la componente continua in uscita dal gruppo di conversione dell’energia elettrica sia inferiore

allo 0,5 % della massima corrente in stadio corrente continua

Un trasformatore a 50 Hz deve garantire la separazione metallica tra la rete elettrica e l’impianto fotovoltaico:

Il trasformatore può essere interno o esterno al convertitore di energia

Per potenze fino a 20 kW non è necessario il trasformatore di isolamento (è necessario il posizionamento

una protezione che apra il dispositivo di interfaccia)

Per potenze superiori a 20 kW la norma prescrive la presenza del trasformatore di isolamento

La parte in corrente continua dell’impianto deve essere esercita a neutro isolato (IT)

Per impianti fotovoltaici inferiori a 20 kW si prevede l’installazione della protezione d’interfaccia esterna

solo se il numero di inverter è superiore a 3.


18

“sostentamento di una sezione della rete pubblica da parte dei/del sistema di generazione distribuita, in assenza di alimentazione dalla rete principale”

L’islanding può essere causato da una serie di eventi:

Un guasto sulla linea a monte dell’invertitore;

Disconnessioni intenzionali per manutenzione;

Errore umano o atti dolosi;

Fenomeni naturali.

Islanding

19

L’islanding deve essere evitato per una serie di motivi:

Mancanza di controllo sulla frequenza e tensione nell’isola elettrica con responsabilità di danni alle apparecchiature delle utenze;

Rischio per il personale addetto alla manutenzione;

Sviluppo di elevate sovracorrenti in fase di richiusura dell’interruttore di linea;

Mancanza di coordinamento delle protezioni.

La norma IEEE Std. 929-2000 definisce l’invertitore anti-islanding:

“invertitore che interrompe la fornitura di energia nei carichi in un tempo inferiore a 2 s in caso di islanding”

Carico RLC parallelo risonante alla frequenza di 50 Hz con quality factor pari a 2.5

Islanding

20 Islanding

Phase Looked Loop (PLL) per la sincronizzazione delle grandezze energia prodotta con le grandezze del segnale di rete

Blocco di calcolo ampiezza della corrente (si fissa una potenza reattiva (Q) pari a zero) Blocco di controllo per la compensazione delle armoniche e il pilotaggio degli IGBT dell’inverter)

Controllo del convertitore:

21 Islanding

Metodi di rilevazione dell’islanding:

Metodi passivi:

Attraverso il monitoraggio delle grandezze elettriche nel punto di accoppiamento comune

Metodi attivi:

Interni al convertitore:Attraverso il principio “perturba e osserva”

Esterni o in linea:Attraverso una comunicazione tra rete e

invertitore

22

Se la potenza attiva erogata dall’invertitore è uguale a quella assorbita dal carico la tensione non varia

Se la potenza reattiva erogata dall’invertitore è nulla la frequenza nel sistema in isola si porta al valore di risonanza del carico RLC

Variazione di tensione e frequenza nel sistema in isola

23

Il PLL deve individuare le variazioni causate dal funzionamento in isola restando immune alle variazioni provenienti dalla rete:

Buchi di tensione;

Sovratensioni;

Variazioni di frequenza;

Distorsione armonica

Necessità di fissare dei valori di soglia

Protezione di tensione e frequenza

Monitoraggio di frequenza e ampiezza della tensione Over/under voltage (OUV) e

Over/under frequency (OUF)

24

“ zona in cui non è possibile rilevare l’islanding perché le variazioni delle grandezze monitorate sono troppo piccole e non distinguibili con quelle provenienti dalla rete”

Zona di non rilevazione o Non Detection Zone (NDZ)

Ciascun metodo di rilevazione dell’islanding ha una NDZ differente!

L’obiettivo è rendere la NDZ uguale a zero in modo da rilevare l’islanding in qualsiasi condizione!

25

Tensione di rete sinusoidale, tensione erogata dall’inverter sinusoidale

Tensione di rete fortemente distorta, tensione erogata dall’inverter sinusoidale

Flussi di potenza con distorsione armonica dalla rete elettrica e bilancio di potenza attiva tra invertitore e carico

Dipendenza dal ripple in stadio corrente continua

Dipendenza dal valore dell’impedenza di rete

Distorsione armonica della tensione

26

Attraverso il monitoraggio della terza, quinta e settima armonica di tensione si realizza il metodo di rilevazione dell’islanding

Schema con PLL di misura a rilevazione di armoniche

[email protected]

Metodo del monitoraggio della distorsione armonica della tensione

27

Al variare della frequenza varia la pendenza della retta che descrive la fase della tensione nel PLL di misura

Analogamente alla frequenza, la variazione di fase è dipendente dai parametri del carico RLC

È necessario fissare un angolo di soglia per la variazione di fase in funzione del tempo di ritardo impostato

[email protected]

Metodo della variazione di fase

28

Standard europeo EN50330-1 prevede la misura della variazione di impedenza vista in uscita dall’invertitore.

Due metodi di misura: Interno al controllo Attraverso un dispositivo esterno di misura

Iniezione di armoniche di corrente e misura della tensione sul carico

Iniezione di armoniche e misura d’impedenza

29

Feedback dell’ampiezza e della frequenza della tensione misurate dal PLL

Iniezione di potenza attiva e reattiva

30

Algoritmi anti-islanding con iniezione di potenza attiva e reattiva


31

Superamento della soglia di tensione al variare di Kv e della potenza attiva iniettata

Superamento della soglia di frequenza al variare di Kf e della potenza reattiva iniettata


32

L’intervento dell’interruttore di linea comanda l’inserzione della capacità progettata in maniera da portare il sistema fuori dalla condizione di bilancio energetico e consentendo l’intervento delle protezioni di OUV/OUF

Superamento della soglia di tensione al variare della potenza reattiva assorbita dalla capacità

Inserzione di capacità

Metodo dell’inserzione d’impedenza

33

utilizzando come supporto la linea elettrica di potenza

utilizzando una linea di comunicazione dedicata

con sistemi wireless

con un sistema di supervisione di tipo SCADA (supervisory control and data acquisiton) nelle zone con un numero elevato di generatori fotovoltaici

Smart Grids

Metodo esterno di rilevazione dell’islanding con l’utilizzo della linea elettrica di potenza

Metodi di comunicazione esterna rete-invertitore

34

Filtro LCL

Invertitore

Alimentatori switching

Test Anti-islanding

I test sono stati effettuati nel laboratorio del DEE del Politecnico di Bari nel 2005

35

Ampiezza e frequenza della tensione nel PCC Terza, quinta e settima armonica rilevate con PLL

Test Anti-islanding

Condizione di bilancio di potenza (energia prodotta dall’impianto fotovoltaico

uguale all’energia assorbita dai carichi):

36

Variazione di tensione a seguito di una variazione di potenza attiva assorbita dal carico (15%)

Variazione di frequenza a seguito di una variazione di potenza reattiva assorbita dal carico (15%)

Variazione di fase (15% potenza reattiva)

Test Anti-islanding

Condizione di sbilancio di potenza (energia prodotta dall’impianto fotovoltaico

diversa rispetto all’energia assorbita dai carichi):

37

“Trip dell’invertitore”

Test Anti-islanding

Per tutti i metodi passivi è impossibile eliminare la NDZ tranne per il metodo del monitoraggio delle armoniche di tensione!

Tutti i metodi attivi eliminano la NDZ ma introducono delle perturbazioni nella rete di distribuzione. Tuttavia tarando opportunamente le costanti nel controllo è possibile individuare l’islanding senza alcun problema!

38 IndiceIndice

Normativa italianaNormativa italiana

Meccanismo del conto energiaMeccanismo del conto energia

39

GSE come soggetto attuatore

Richiesta di ammissione alle tariffe a valle dell’entrata in esercizio dell’impianto

Ampliamento della potenza incentivabile ed eliminazione dei limiti annuali di potenza. Incentivabili 1200 MW + periodo di moratoria di 14 mesi (24 mesi per i soggetti pubblici)

Eliminato il limite massimo di 1000 kW per il singolo impianto

Tariffe che premiano il grado di integrazione architettonica e l’uso efficiente dell’energia

Il nuovo Conto Energia

I capisaldi del nuovo conto energia (DM 19.2.2007)

40

Incentivo riconosciuto all’energia prodotta Tariffe (€ / kWh) per impianti in esercizio entro il 31 dicembre 2009

IMPIANTI FOTOVOLTAICI

Potenza nominale dell’impianto

P (kW)Non integrato

Parzialmente

IntegratoIntegrato

AA 1 P < 3 0,39 0,43 0,48

BB 3 P 20 0,37 0,41 0,45

CC P 20 0,35 0,39 0,43


41

L’energia prodotta dagli impianti FTV ha diritto all’incentivazione per un periodo di 20 anni a decorrere dall’entrata in esercizio degli impianti (tariffe anni 2007 e 2008 riportate nel DM).

Le tariffe, per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2009 al 31 dicembre 2010, saranno decurtate del 2 % rispetto al valore di riferimento degli anni 2007 e 2008, per ciascuno degli anni successivi al 2008.

Il valore della tariffa è costante per tutto il periodo dell’incentivazione.

Con successivi decreti (a partire dal 2009) MSE e MATT provvederanno ad aggiornare il quadro delle tariffe incentivanti per gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 2010.


Variazione delle tariffe nel tempo

42

Incremento delle tariffe incentivanti

L’incremento del 5% delle tariffe incentivanti vale:

per impianti non integrati, ricadenti maggiori di 3 kW, il cui SR acquisisce – per l’impianto fotovoltaico - il titolo di autoproduttore ai sensi del Dlgs n.79/1999;

per impianti il cui SR è una scuola pubblica o paritaria o una struttura sanitaria pubblica;

per impianti integrati in superfici esterne di involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di destinazione agricola, in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto;

per impianti il cui SR è un Comune con popolazione inferiore a 5.000 abitanti.

Agli impianti i cui SR sono Enti Locali viene applicata la massima tariffa incentivante (Finanziaria 2008)

I suddetti incrementi del 5% non sono tra loro cumulabili


43

Condizioni per la cumulabilità degli incentivi

1) Restano valide le principali condizioni di non cumulabilità, stabilite nei precedenti DM:

contributi in conto capitale e/o interessi eccedenti il 20%. certificati verdi e titoli di efficienza energetica.

2) Per le scuole pubbliche o paritarie e le strutture sanitarie pubbliche è possibile cumulare gli incentivi con

contributi di natura regionale, locale o comunitaria, in conto capitale e/o interessi, di qualunque entità.

3) Le tariffe incentivanti non sono cumulabili con la detrazione fiscale.

4) Sono escluse dalle tariffe incentivanti gli impianti fotovoltaici realizzati per obblighi di legge (n° 192/2005 e n°

296/2006) che entreranno in esercizio dopo il 31.12.2010.


44

Tipologie di impianti ammessi dal nuovo conto energia


Non integrato – Tipologia B1

Parzialmente integrato – Tipologia B2 – 1,2,3

Totalmente integrato – Tipologia B3 – 1,2,3,4,5,6,7,8,9,10

45

Impianti non integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b1


Su terreno

46

Impianti non integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b1


Su tetti piani con criteri diversi da quelli previsti per l’integrazione architettonica parziale e/o totale

47

Impianti parzialmente integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b2


Su tetti piani

I moduli fotovoltaici sono montati su edifici o componentistica di arredo urbano, come chioschi, pensiline, barriere acustiche, ecc., senza sostituire il materiale da costruzione delle stesse strutture.

In presenza di elementi perimetrali alti fino a 50 cm. da terra, l’impianto può essere montato senza limitazioni di altezza del supporto dei moduli

In presenza di elementi perimetrali alti sopra i 50 cm, il singolo modulo o la schiera non deve sporgere per più di metà dalla porzione più bassa dell’elemento perimetrale

48

Impianti parzialmente integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b2


Su tetti a falda

I moduli, al fine di risultare complanari, dovranno essere montati mantenendo la stessa identica inclinazione della superficie che li accoglie.

E’ necessario inoltre che lo spessore del modulo e della struttura di supporto che emergerà dalla superficie esistente siano ridotti al minimo indispensabile.

49

Integrazione architettonica totale : esempi di tipologia b3


Tetti con integrazione totale dell’impianto fotovoltaico

I moduli fotovoltaici sostituiscono un materiale da costruzione tradizionale, diventando un componente attivo dell’involucro edilizio.

L’obiettivo è riuscire ad equilibrare gli aspetti tecnici ed estetici dei componenti della tecnologia fotovoltaica con quelli dell'involucro edilizio, senza compromettere le caratteristiche funzionali di entrambi.

50

Integrazione architettonica totale


Nel caso molto comune di sostituzione di una porzione della copertura di tetti a falda di tipo tradizionale occorre garantire che:

A) Il modulo non superi il filo superiore delle tegole per più del proprio spessore.

B) Limitare al massimo lo spazio di separazione tra il perimetro esterno dei moduli e la porzione residua del tetto preesistente.

C) La posizione dei moduli rispetti la geometria della falda.

Per evitare eventuali discontinuità possono essere utilizzati elementi di raccordo come

scossaline, mezzi coppi, ecc..

51

Integrazione architettonica totale : esempi di tipologia b3


Pensiline Moduli semitrasparenti Film sottile

52

Integrazione architettonica parziale e totale


Al fine di ottenere il riconoscimento della parziale o totale integrazione degli impianti fotovoltaici su pensiline, tettoie,

pergole è necessario allegare alla domanda un documento che comprovi la sua effettiva destinazione d’uso

(per esempio la Dichiarazione di inizio attività, 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 a quella competente alla tipologia d’installazione con tariffa più bassa.

53

1) Edifici oggetto di ristrutturazione (A3a)

Il premio, per gli impianti fino a 20 kW operanti in regime di scambio sul posto, consiste in una maggiorazione della tariffa riconosciuta all’impianto, pari alla metà della percentuale di riduzione dell’indice di prestazione energetica conseguita nell’unità immobiliare alimentata dall’impianto (riduzione di almeno il 10%; premio massimo pari al 30%).

La realizzazione di nuovi interventi che conseguano una riduzione di almeno il 10% del fabbisogno energetico già ridotto rinnova il diritto al premio; resta valido il limite massimo complessivo del 30%.

2) Edifici di nuova costruzione (A3b)

Il premio compete nella misura del 30% della tariffa base nel caso di unità immobiliari o edifici completati successivamente all’entrata in vigore del decreto, qualora conseguano un indice di prestazione energetica dell’edificio inferiore di almeno il 50% rispetto ai valori riportati nell’allegato C del Dlgs 192/2005).

Premio per l’uso efficiente dell’energia


54

1) Il soggetto responsabile (SR) inoltra il progetto preliminare al gestore di rete e chiede la connessione alla rete

(eventualmente il servizio di scambio).

2) Ad impianto ultimato, SR comunica la conclusione dei lavori al gestore di rete.

3) Entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, SR - pena la non ammissibilità alle tariffe incentivanti

- è tenuto a far pervenire al GSE la richiesta di concessione della tariffa, insieme alla documentazione finale di

entrata in esercizio dell’impianto.

4) Entro i successivi 60 giorni GSE verifica il rispetto delle disposizioni del DM e comunica al SR la tariffa riconosciuta.

5) In caso di documentazione incompleta, GSE richiede integrazioni che dovranno pervenire entro 90 giorni, pena

l’esclusione dall’incentivazione.

Iter da seguire per accedere all’incentivazione


55

Il soggetto responsabile dell’impianto deve caricare sul portale internet del GSE l’elenco dei moduli e dei convertitori

comprensivo di modello, marca e numero di matricola

Controllare che i moduli e i convertitori siano certificati, in particolare i moduli devono essere certificati

secondo la IEC 61215 e la IEC 61646

La certificazione deve essere rilasciata da Laboratori Accreditati EA (European Accreditation)

Nei casi di dubbio si richiede al SR dell’impianto la copia della certificazione dei moduli fotovoltaici

Nel caso di sostituzione di uno o più moduli/convertitori il soggetto responsabile deve comunicare al GSE i dati dei nuovi

componenti


Moduli fotovoltaici e convertitori

56 Il nuovo Conto Energia

Inserzione dei gruppi di misura

Il misuratore M2 deve essere posto il più vicino possibile al gruppo di conversione della corrente continua in

alternata

Il misuratore M1 è un bidirezionale che misura l’energia immessa e prelevata dalla rete

Per gli impianti di potenza superiore ai 20 kW il soggetto responsabile può scegliere se installare il gruppo di

misura dell’energia prodotta (M2) o se far installare tale misuratore al gestore di rete elettrica locale

territorialmente competente.

Il GSE incentiva tutta l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico!


Determinazione della data di entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico

Per impianti di potenza inferiore a 20 kW il gestore di rete elettrica locale è il responsabile dell’installazione dei

gruppi di misura dell’impianto, pertanto si assume come riscontro la data riportata nei verbali di attivazione dei

gruppi di misura

Per impianti di potenza superiore a 20 kW in cessione parziale si assume la prima data utile tra la data dichiarata

sui verbali di attivazione dei gruppi di misura e la data di denuncia di apertura dell’officina elettrica.

Se la data di entrata in esercizio è successiva alla denuncia di officina elettrica si richiede il verbale di primo impianto.


Impianti multisezione (Delibera 161/08):

È oggi possibile realizzare impianti fotovoltaici composti da un numero prefissato di sezioni.

L’impianto è unico ed è allacciato ad un unico punto di connessione alla rete elettrica.

Per ciascuna sezione d’impianto è installato un gruppo di misura e ha una data di entrata in esercizio diversa

dalle altre.

Le sezioni devono essere dichiarate all’atto dell’entrata in esercizio della prima sezione e deve essere

specificata la totale potenza dell’impianto realizzato.

Oltre 2 anni dalla data di entrata in esercizio della prima sezione d’impianto si parla di potenziamento.

59

Gestione commerciale dell’energia: scambio sul posto (net-metering)

Il Conto Energia

Il meccanismo è stato introdotto dalla Delibera n. 28/06

Impianti fotovoltaici della potenza sino a 20 kW, collegati alla rete elettrica

Lo scambio permette un saldo tra l’energia prodotta e immessa in rete dall’impianto e quella assorbita dalle

utenze

L’energia in eccesso rispetto ai propri consumi può essere accumulata in un “pozzetto” per un tempo

massimo pari a 3 anni

Non si tiene conto dell’effettivo valore dell’energia elettrica immessa e prelevata

60

Gestione commerciale dell’energia: scambio sul posto (net-metering)

Il Conto Energia

La Delibera n. 74/08 modifica la disciplina di scambio

La gestione dello scambio sul posto è affidata al GSE dal 1° Gennaio 2009

La remunerazione dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete è associata al prezzo di mercato zonale

orario

Viene eliminata la regola della perdita del credito dopo 3 anni

Vengono pagati al GSE gli oneri di sistema

61

Il meccanismo è stato introdotto dalla delibera n. 280/07

Impianti fotovoltaici di potenza maggiore a 1 kW, collegati alla rete elettrica

Dal 1° gennaio 2008 l’energia fotovoltaica, in alternativa alla vendita sul mercato, può essere ceduta al GSE

(“ritiro dedicato”) e non più ai distributori locali

Il prezzo riconosciuto è quello orario zonale

Sono previsti prezzi minimi garantiti per i primi 2 milioni di kWh annui

98.00 euro/MWh per i primi 500 MWh/anno

82.60 euro/MWh da 500 a 1000 MWh/anno

72.20 euro/MWh da 1000 a 2000 MWh/anno

Il Conto Energia

Gestione commerciale dell’energia: ritiro dedicato


Risultati al 1° gennaio 2009

18.668 impianti in esercizio

Numerosità

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

1 kW ≤ P ≤ 3 kW 3 kW < P ≤ 20 kW P > 20 kW TOTALE



Risultati al 1° gennaio 2009

142,42 MW in esercizio

Potenza cumulata (kW)

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000




Risultati complessivi al 1° gennaio 2009

23.735 impianti in esercizio

Numerosità

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

mag

-06

giu-0

6

lug-0

6

ago-

06

set-0

6ot

t-06

nov-

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6

gen-

07

feb-

07

mar

-07

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7

mag

-07

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7

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7

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07

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nov-

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7

gen-

08

feb-

08

mar

-08

apr-0

8

mag

-08

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8

lug-0

8

ago-

08

set-0

8ot

t-08

nov-

08

dic-0

8

Vecchio DM Nuovo DM


Risultati complessivi al 1° gennaio 2009

259,76 MW in esercizio

Potenza cumulata (kW)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

mag

-06

giu-0

6

lug-0

6

ago-

06

set-0

6ot

t-06

nov-

06

dic-0

6

gen-

07

feb-

07

mar

-07

apr-0

7

mag

-07

giu-0

7

lug-0

7

ago-

07

set-0

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t-07

nov-

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dic-0

7

gen-

08

feb-

08

mar

-08

apr-0

8

mag

-08

giu-0

8

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8

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08

set-0

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t-08

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8

Vecchio DM Nuovo DM

66

Il nuovo sito internet www.gse.it

Dal 1° Novembre 2008 è stato rinnovato il portale del GSE

Il nuovo conto energiaIl nuovo conto energia


Se il soggetto responsabile è già in possesso delle credenziali d’accesso al portale può accedere direttamente al menu dedicato alla richiesta dell’incentivo.

Altrimenti sarà possibile effettuare la registrazione

Invio delle comunicazioni di riconoscimento delle tariffe incentivanti da parte dei soggetti responsabili (SR):

Portale per la richiesta di incentivazione

68

Funzionalità relative al DM del 19 Febbraio 2007

1)1) Consente ai Soggetti Responsabili di poter modificare i dati inseriti in fase di registrazione.

2)2)Consente ai Soggetti Responsabili di effettuare la richiesta d’incentivo per un nuovo impianto.

3)3)Consente ai Soggetti Responsabili di monitorare lo stato degli impianti per i quali hanno già fatto richiesta d’incentivo.

4)4)Consente ai Soggetti Responsabili di fare una richiesta per il premio abbinato ad un uso efficiente dell’energia.

5)5)Consente ai Soggetti Responsabili di formalizzare il contratto con il GSE.

6)6)Consente ai Soggetti Responsabili di comunicare le misure dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico.

7)7) Consente ai Soggetti Responsabili di visualizzare lo stato dei pagamenti.


69

Selezionando il tasto “Inserimento Richiesta per un nuovo impianto” potranno essere compilati tutti i campi relativi ai dati tecnici caratteristici dell’impianto fotovoltaico.

Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto


70

All’interno del menu “scheda tecnica” dovranno essere indicati:

• ubicazione dell’impianto

• caratteristiche tecniche generali

• costo

• tipologia del sito

• tipologia dell’ installazione (grado di integrazione architettonica)

• dati del tecnico responsabile


Fase 1: Scheda Tecnica


71

All’interno del menu “Corrispondenza” dovranno essere indicati:

• recapiti telefonici del Soggetto Responsabile

• indirizzo del Soggetto Responsabile per la corrispondenza

• recapiti telefonici del referente tecnico

• indirizzo del referente tecnico


Fase 2: Corrispondenza


72

Nella scheda “Allegati Elettronici” dovranno essere caricati:

• 5 foto dell’impianto fotovoltaico realizzato

• marca, modello e numeri di matricola dei moduli fotovoltaici

• marca, modello e numeri di matricola degli inverter


Fase 3: Allegati Elettronici


73

In questo menu si potrà predisporre la stampa dei seguenti documenti:

• Richiesta di riconoscimento della tariffa incentivante

• Scheda tecnica precedentemente compilata

• Dichiarazione sostitutiva di atto notorio

• Premio per gli impianti fotovoltaici abbinati ad un uso efficiente dell’energia (opzionale)


Fase 4: Allegati Cartacei


74

Dopo aver controllato la coerenza dei dati forniti, è necessario confermare la procedura di richiesta dell’incentivo.


Fase 5: Conferma Operazioni


75 Il primo Conto Energia


Richiesta dell’incentivo (Allegato A1)

Scheda tecnica dell’impianto (Allegato A2)

Dichiarazione sostitutiva (Allegato A4)

Eventuale richiesta di riconoscimento del premio (Allegato A3)

Stampa da portale

76

Allegati

1. Documentazione finale di progetto dell’impianto (firmata da un professionista o da un tecnico iscritto all’albo, CEI 0-2)

2. Elenco moduli ed inverter (tabelle XLS caricate nel portale)

3. Certificato di collaudo dell’impianto

4. Dichiarazione sulla proprietà dell’immobile

5. Copia del permesso a costruire o copia della D.I.A. (dichiarare se non serve nulla)

6. Copia della comunicazione del POD

7. Dichiarazione UTF per impianti di potenza maggiore di 20 kW (impianti in cessione parziale)

8. Verbali di attivazione dei gruppi di misura



77

Guide GSE disponibili sul sito www.gsel.it

Per aiutare i soggetti che intendono accedere all’incentivazione in conto energia, il GSE ha pubblicato il “Nuovo

conto energia” e la “Guida agli interventi validi al fine del riconoscimento dell’integrazione architettonica”

Il nuovo conto energiaIl nuovo conto energia

78

Grazie per l’attenzione

Www.gsel.it Francesco De Mango Direzione operativa Bari, 23 gennaio 2009 Connessione in rete,...

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