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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.
Gli sbilanciamenti (2/4)
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.
Gli sbilanciamenti (3/4)
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).
Gli sbilanciamenti (4/4)
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
nel punto di dispacciamento
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
accettate in MSD: 105 €/MWh
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 zonale orario: 75 €/MWh
prezzo più basso delle offerte di acquisto
accettate in MSD: 35 €/MWh
prezzo più alto delle offerte di vendita
accettate in MSD: 105 €/MWh
Valorizzazione programma
100 MWh * 75 €/MWh = 7.500 €
Valorizzazione sbilanciamento
- 20 MWh * max (75: 105) €/MWh = - 2.100 €
se sbilanciamento aggregato zonale negativo
oppure
- 20 MWh * 75 €/MWh = - 1.500 €
se sbilanciamento aggregato zonale positivo
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
nel punto di dispacciamento
Programma
100 MWh Immissione
80 MWh
Caso di sbilanciamento negativo
nel punto di dispacciamento
Ipotesi:
prezzo zonale orario: 75 €/MWh
prezzo medio delle offerte di acquisto
accettate in MSD: 50 €/MWh
prezzo medio delle offerte di vendita
accettate in MSD: 90 €/MWh
Valorizzazione programma
70 MWh * 75 €/MWh = 5.250 €
Valorizzazione sbilanciamento
30 MWh * max (75; 90) €/MWh = 2.700 €
se sbilanciamento aggregato zonale negativo
oppure
30 MWh * min (50; 75) €/MWh = 1.500 €
se sbilanciamento aggregato zonale positivo
Ipotesi:
prezzo zonale orario: 75 €/MWh
prezzo medio delle offerte di acquisto
accettate in MSD: 50 €/MWh
prezzo medio delle offerte di vendita
accettate in MSD: 90 €/MWh
Valorizzazione programma
100 MWh * 75 €/MWh = 7.500 €
Valorizzazione sbilanciamento
- 20 MWh * max (75; 90) €/MWh = - 1.800 €
se sbilanciamento aggregato zonale negativo
oppure
- 20 MWh * min (50; 75) €/MWh = - 1.000 €
se sbilanciamento aggregato zonale positivo
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.
Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (2/7)
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);
Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (3/7)
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.
Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (4/7)
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).
Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (5/7)
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(,
Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (6/7)
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;
Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (7/7)
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;
• 31% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione
rilevanti alimentate dalla fonte solare fotovoltaica;
• 8% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione
rilevanti alimentate dalla fonte idrica ad acqua fluente;
• 8% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione
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
24 di 10
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].
48 di 28
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
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
Produttore diverso dal cliente: secondo caso
Questa configurazione contrattuale implica che:
a) il produttore possa:
- accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta (certificati
verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico);
b) il cliente finale possa:
- accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia;
- usufruire del bonus sociale;
- accedere allo scambio sul posto.
Con questo tipo di configurazione contrattuale:
- 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
Produttore diverso dal cliente: terzo caso
Questa configurazione contrattuale implica che:
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);
b) il cliente finale possa:
- usufruire del bonus sociale.
Con questo tipo di configurazione contrattuale:
- 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
Questa configurazione contrattuale implica che:
a) il produttore possa:
- accedere ai meccanismi di incentivazione dell’energia elettrica prodotta (certificati
verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico);
b) il cliente finale possa:
- usufruire del bonus sociale.
Con questo tipo di configurazione contrattuale:
- 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