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1
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
2
1I risultati dell’incentivazione
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
3
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
• 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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
5
L’Italia è al 5° posto per potenza cumulata installata nel mondo
fonte gse.it
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
6
Potenza cumulata nelle aree geografiche del mondo
fonte gse.it
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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)
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
Al 1° giugno
installati 203 MW
10
Situazione del Nuovo Conto Energia al 01/06/2009
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
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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
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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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
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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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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%
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
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Confronto tra Nuovo e Vecchio Conto Energia
Impianti fotovoltaici – Incentivi in 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)
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
% P tot
fonte gse.it
% P tot
Italia
Emilia-Romagna
16
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
Impianti installati a fine 2008 (1° e 2° Conto Energia)
% Tot
fonte gse.it
Italia
fonte gse.it
Emilia-Romagna
% Tot
17
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
Watt per kmq
fonte gse.it
Watt pro capite
18
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
Grado di integrazione architettonica degli impianti
Totalmente integrati 20%
Parzialmente integrati 53%
Non integrati 27%
fonte gse.it
19
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
fonte gse.it
Tipologia dei pannelliSilicio monocristallino 41%
Silicio policristallino 52%
Silicio amorfo 7%
fonte gse.it
20
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
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
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
26
Gli incentivi sono erogati dal GSE
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
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
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Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
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
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
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
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
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)
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
31
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
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
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.
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
34
Impianti non integrati
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
Tetto non piano
(> 3°)
Tetto piano
Al suolo
35
Integrazione architettonica parziale
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
Tetto piano
Tetto piano
36
Integrazione architettonica parziale
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
Tetto piano
Tetto piano
37
Integrazione architettonica totale
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
38
Integrazione architettonica totale
Nuovo Conto Energia – Principali aspetti
Il pannello può superare il filo superiore delle tegole per meno del proprio spessore
39
3Condizioni tecnico economiche di
connessione alla rete pubblica
Impianti fotovoltaici – Incentivi in Conto Energia
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
Criteri di allacciamento alla rete pubblica
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
Criteri di allacciamento alla rete pubblica
• 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
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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
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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
Potenza richiesta in immissione
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
Lavori complessi 90 gg 135 gg *
Oltre 1500 kW 60 gg Lavori semplici 30 gg 90 gg
Lavori complessi 90 gg 150 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
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Potenza richiesta in immissione
(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)
Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08
49
Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08
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
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Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08
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
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Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08
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
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Connessione alla rete pubblica – Delibera 99/08
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
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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
Servizio di scambio sul posto
kW h
kWh prelevati
La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto
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
Servizio di scambio sul posto
La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto
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
Servizio di scambio sul posto
La delibera ARG/elt 74/08 modifica sostanzialmente il concetto di scambio sul posto
• 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
Servizio di scambio sul posto
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
Servizio di scambio sul posto
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
Servizio di scambio sul posto
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
Servizio di scambio sul posto
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
Servizio di scambio sul posto
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
Scambio sul posto e fotovoltaico
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
Scambio sul posto e fotovoltaico
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 immessa in rete – Delibera 280/07
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
72
Vendita dell’energia (in alternativa allo scambio sul posto)
• 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
Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07
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
Vendita dell’energia (in alternativa allo scambio sul posto)
Vendita dell’energia immessa in rete – Delibera 280/07
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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
+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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
• 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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
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)
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
• 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
81
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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
82
• 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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
• I costi dei materiali sono in sensibile riduzione (in Germania i costi non superano i 5’000 euro/kW, ma con oneri procedurali inferiori)
83
• 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
Impianti fotovoltaici – Investimento e 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%
84
1) Costo iniziale 19’800 euro (iva compresa)
2) Manutenzione 1% = 198 euro/anno
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
Esempio di calcolo del ritorno economico
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
85
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
Esempio di calcolo del ritorno economico
• 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
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
Esempio di calcolo del ritorno economico
-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
-12000
-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
87
Impianti fotovoltaici – Investimento e ritorno economico
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
88
Grazie per l’attenzione
www.idroltecsrl.com