Profili orari convenzionali per impianti fotovoltaici con dati di misura trattati monorari o per fasce Documento per la consultazione

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1 Profili orari convenzionali per impianti fotovoltaici con dati di misura trattati monorari o per fasce Documento per la consultazione

2 Premessa Il presente documento per la consultazione illustra le proposte del Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (di seguito: GSE) relative all identificazione di profili orari convenzionali da applicarsi all energia elettrica immessa e all energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici nel caso in cui i dati di misura siano monorari o trattati per fasce. La consultazione è condotta dal GSE in base alle disposizioni di cui al punto 5 della deliberazione 458/2016/R/eel dell Autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità), recante approvazione del nuovo Testo Integrato della Misura Elettrica (TIME), e ha l obiettivo di sottoporre a consultazione i profili convenzionali per i succitati casi, ai fini di una successiva modifica del Testo Integrato Settlement. Nel documento sono descritte le analisi svolte dal GSE, a partire dai dati di energia elettrica nella propria disponibilità, e le proposte di profili orari convenzionali, con degli spunti per la consultazione. I soggetti interessati sono invitati a far pervenire al GSE le proprie osservazioni e proposte all indirizzo profili.convenzionali@gse.it entro l 8 settembre

3 PREMESSA: FINALITÀ DEL DOCUMENTO PER LA CONSULTAZIONE 4 1 PROFILI ORARI CONVENZIONALI DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI IN CESSIONE TOTALE SCELTA DEL CAMPIONE OGGETTO DI ANALISI INDIVIDUAZIONE DELL APPROCCIO METODOLOGICO PROPOSTA: PROFILI ORARI CONVENZIONALI NEI CASI DI CESSIONE TOTALE 10 2 PROFILI ORARI CONVENZIONALI DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI IN CESSIONE PARZIALE 18 3

4 Premessa: finalità del documento per la consultazione Il presente documento si pone l obiettivo di consultare una proposta, da rappresentare all Autorità, relativa ai profili orari convenzionali da applicare all energia elettrica immessa e prodotta da impianti fotovoltaici le cui misure sono trattate per fasce o monorarie, distinguendo tra le seguenti fattispecie: - impianti fotovoltaici in assenza di sistemi di accumulo e di unità di consumo; - impianti fotovoltaici che condividono il punto di connessione con sistemi di accumulo e unità di consumo. In particolare, con la deliberazione 458/2016/R/eel di aggiornamento del TIME, l Autorità ha dato mandato al GSE di formulare una proposta dei suddetti profili orari convenzionali, ai fini di una possibile successiva revisione del Testo Integrato del Settlement (TIS). L attuale regolazione prevede, difatti, una profilazione oraria convenzionale dell energia elettrica immessa e prodotta nei punti di immissione e prelievo in bassa tensione, non corrispondenti a impianti di illuminazione pubblica, con potenza disponibile sul punto di connessione non superiore a 55 kw. Nel dettaglio, il TIS prevede che: - l energia elettrica immessa in ciascuna ora in ciascun punto di immissione trattato per fasce sia convenzionalmente pari al rapporto fra l energia immessa nel medesimo punto nella fascia oraria e nel mese cui l ora considerata appartiene e il numero di ore della medesima fascia; - l energia elettrica immessa, in ciascuna ora in ciascun punto di immissione trattato monorario sia pari al rapporto fra l energia immessa nel medesimo punto nel mese cui l ora considerata appartiene e il numero di ore del medesimo mese; - qualora non rilevata su base mensile, l energia immessa in ciascun mese, in ciascun punto di immissione trattato monorario con potenza disponibile non superiore a 16,5 kw sia stimata dall impresa distributrice alla cui rete il punto è connesso. In attesa della futura estensione dei misuratori di seconda generazione (2G) a tutti i punti di connessione e del trattamento orario dei dati di misura, infatti, l Autorità ritiene opportuno approfondire la possibilità di utilizzare per gli impianti fotovoltaici, nel caso in cui i dati di misura siano trattati monorari o per fasce, nuovi metodi di profilazione dei dati di misura dell energia elettrica immessa e prodotta, superando l attuale profilazione prevista dalla regolazione vigente. A tale scopo, il presente documento per la consultazione contiene: - una nota metodologica che illustra le elaborazioni statistiche effettuate dal GSE, in base ai dati disponibili, con le analisi delle possibili aggregazioni dei profili dei dati di misura degli impianti fotovoltaici che non condividono il punto di connessione con sistemi di accumulo e unità di consumo (c.d. impianti in cessione totale) ; 4

5 - gli spunti di consultazione, in merito ai quali si richiede di trasmettere le osservazioni; - una nota di approfondimento nella quale sono riportate elaborazioni di maggior dettaglio, utilizzate come base per la stima dei profili orari convenzionali dell energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici in cessione totale; - una nota metodologica che illustra le elaborazioni statistiche effettuate dal GSE per l aggragazione dei profili dei dati di misura degli impianti fotovoltaici che condividono il punto di connessione con unità di consumo (c.d. impianti in cessione parziale), a partire dai dati disponibili ovvero relativi a impianti fotovoltaici con potenza superiore o uguale a 55 kw asserviti a utenze di tipo non domestico. La proposta di revisione dei criteri di profilazione dei dati di misura, di cui alla presente consultazione, si basa sulle evidenze statistiche riscontrate in fase di analisi, fermo restando che si rimanda all Autorità per le valutazioni di propria competenza in merito ai possibili impatti sui processi e a una eventuale cost-benefit analyisis. 1 Profili orari convenzionali degli impianti fotovoltaici in cessione totale Al fine di elaborare una proposta di profili orari convenzionali relativi all energia elettrica immessa e prodotta da impianti fotovoltaici, nei casi in cui i dati non sono rilevati su base oraria, sono state avviate delle indagini statistiche differenziate per impianti fotovoltaici che non condividono il punto di connessione con sistemi di accumulo e unità di consumo (c.d. impianti in cessione totale). La stima dei profili orari convenzionali è stata effettuata mediante la raccolta, selezione, validazione ed elaborazione dei dati a disposizione del GSE. In particolare: in una prima fase, è stato individuato il perimetro di impianti da analizzare; nelle fasi successive, è stata individuata la metodologia di analisi, per la determinazione dei profili e delle possibili aggregazioni. 1.1 Scelta del campione oggetto di analisi Per la stima dei profili orari convenzionali dell energia elettrica prodotta e immessa in rete da impianti fotovoltaici in cessione totale, è stato individuato un campione di impianti in base ai seguenti criteri: disponibilità di misure orarie; effettiva rilevazione delle misure; disponibilità di dati rappresentativi dell intero territorio italiano; profondità storica di almeno 3 anni delle misure a disposizione. 5

6 Ai suddetti criteri rispondono le seguenti tipologie di impianti 1 : impianti con una convenzione di Ritiro Dedicato (RID); impianti con potenza superiore o uguale a 55 kw; impianti con livello di tensione diverso dalla BT (al fine di disporre di dati qualitativamente migliori). Il campione così selezionato è rappresentato da impianti (circa il 20% del totale degli impianti RID fotovoltaici). Di seguito si riporta una suddivisione per zona di mercato. ZONA N. Impianti CNOR 412 CSUD 258 NORD 718 SARD 12 SICI 107 SUD 578 Totale 2085 Tabella 1- impianti aggregati per zona di mercato Criteri di validazione dei dati di misura I dati di misura degli impianti selezionati sono stati sottoposti a un processo di validazione volto a depurare il dataset da situazioni anomale che avrebbero potuto falsare i risultati dell analisi. In primis, sono state eliminate tutte le curve orarie giornaliere per le quali si è riscontrata una produzione nulla, in quanto non utili per la determinazione dei profili di produzione degli impianti. Successivamente, si è tenuto conto del fatto che le curve di misura orarie potessero essere comunque stimate o ricostruite per limitati intervalli temporali. Attraverso l ausilio di opportuni indicatori, sono state scartate pertanto le curve giornaliere in cui sono registrate anomalie presumibilmente derivanti da stime o ricostruzioni. 1 Sono state escluse le casistiche particolari come ad esempio impianti dotati di inseguitore. 6

7 1.2 Individuazione dell approccio metodologico Fase 1 scelta della serie storica dei dati di misura per profilo in cessione totale Per la scelta della metodologia di analisi è stata condotta un «indagine pilota» relativa alla sola zona di mercato NORD con lo scopo di reperire informazioni necessarie allo svolgimento di un indagine più complessa, In particolare si è analizzata la presenza o meno di variabilità del profilo orario in relazione alla variabile tempo osservando la presenza di cambiamenti significativi nei profili orari negli anni. La metodologia è stata applicata a due differenti scenari: scenario A) - utilizzo di misure riferite all anno 2015 e relative a tutti i 718 impianti presi in considerazione; scenario B) - utilizzo di misure relative al periodo per un campione rappresentativo dei 718 impianti presi in considerazione nella zona di mercato NORD. Tale campione è stratificato per provincia di ubicazione dell impianto ed estratto casualmente affinché la distribuzione territoriale degli impianti riproduca le medesime caratteristiche del perimetro. Poiché non sussistono elementi per ritenere che il fenomeno oggetto dell indagine pilota (ovvero la variabilità del profilo orario nel tempo) sia correlato alla zona di osservazione, i risultati ottenuti (in questo caso la non variabilità del fenomeno in relazione all anno di osservazione) sono stati estesi a tutte le zone di mercato. Relativamente a entrambi gli scenari, sono stati individuati dei profili orari, differenziati per mese, i cui risultati sono riportati nei grafici sottostanti. Scenario A) stima dei profili orari con i dati di misura del 2015 Figura 1 7

8 Scenario B) stima dei profili orari con i dati di misura del Figura 2 Il confronto dei risultati ottenuti evidenzia che le differenze dei profili sono concentrate solo in alcune ore della giornata e sono minime (i mesi che presentano le differenze maggiori sono quelli di febbraio e dicembre, dove mediamente i profili si distanziano tra loro rispettivamente dello 0,2% e dello 0,15%; tali differenze sono concentrate nelle fasce centrali della giornata). Al fine di verificare che tali differenze siano statisticamente non significative è stata condotta un analisi con il metodo ANOVA (ANalysis Of VAriance) 2. L ANOVA ha evidenziato che il fattore «anno» non è correlato al profilo orario di produzione degli impianti fotovoltaici e che le differenze riscontrate tra i profili risulterebbero dipendere da errori casuali e/o di campionamento, in quanto il test di Fisher relativo ai profili orari di tutti i mesi oggetto di indagine è risultato minore di 1. 2 L ANOVA consiste nel confrontare: - la variabilità tra i gruppi (MSB: Mean Square Between groups), cioè quanto mediamente sono distanti le medie dei diversi gruppi dalla media generale; - la variabilità media entro i gruppi (MSE: Mean Square Error), cioè quanto mediamente i singoli valori sono distanti dalla media del loro gruppo di appartenenza, nel nostro caso il gruppo «Anno» Se la varianza tra i gruppi è statisticamente maggiore della varianza entro i gruppi si può ritenere che i gruppi abbiano un comportamento differente, altrimenti non si riscontra una differenza di comportamento statisticamente significativa. Il rapporto tra queste due varianze MSB / MSE è una statistica test F di Fisher. Per F minori di 1 la variabilità tra i vari gruppi è inferiore alla variabilità media entro i gruppi, pertanto le popolazioni non sono statisticamente diverse. 8

9 Alla luce di questi risultati, si è ritenuto opportuno adottare lo scenario A, conducendo le successive analisi a partire dai dati del solo anno 2015; infatti, il beneficio informativo di un analisi su più anni sarebbe stato marginale rispetto all onere di gestione dei dati. Fase 2 estensione dell «indagine pilota» su scala nazionale L indagine pilota è stata estesa a tutti gli impianti del perimetro inizialmente individuato, differenziando le stime per le 6 zone di mercato elettrico. Tale elaborazione ha portato all individuazione di 72 profili mensili zonali e la stima di 12 profili mensili medi nazionali. I profili mensili individuati per ogni zona sono stati confrontati tra loro e rispetto al profilo medio nazionale, attraverso indicatori di variabilità, per valutare l esistenza di differenze di comportamento apprezzabili. Da tale confronto, come rappresentato nella Tabella 2, è emerso che i mesi in cui si riscontra una maggiore variabilità del fenomeno sono quelli invernali. In particolare, nel mese di dicembre, la deviazione media dei profili zonali da quello nazionale è dello 0,65%, con un massimo dell 1,89% nella fascia oraria delle ore 09:00-10:00 (i dati medi sono calcolati escludendo le ore notturne, di non produzione, per evitare sottostime). Pur confermando una certa variabilità in determinate fasce orarie, l andamento delle varie curve sembra comunque generalmente in linea con il profilo medio, seppur l analisi della varianza abbia evidenziato delle differenze. 9

10 Ora GENNAIO FEBBRAIO MARZO APRILE MAGGIO GIUGNO LUGLIO AGOSTO SETTEMBRE OTTOBRE NOVEMBRE DICEMBRE 0 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 3 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 4 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 5 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 6 0,00% 0,00% 0,08% 0,05% 0,12% 0,14% 0,10% 0,06% 0,01% 0,01% 0,02% 0,00% 7 0,19% 0,45% 0,40% 0,38% 0,36% 0,38% 0,37% 0,37% 0,36% 0,26% 0,62% 0,28% 8 1,21% 1,22% 0,53% 0,59% 0,43% 0,54% 0,56% 0,64% 0,77% 0,73% 1,14% 1,45% 9 1,67% 1,31% 0,57% 0,58% 0,43% 0,45% 0,49% 0,72% 0,87% 0,77% 0,80% 1,89% 10 1,05% 1,00% 0,52% 0,50% 0,32% 0,37% 0,39% 0,65% 0,64% 0,63% 0,26% 0,90% 11 0,43% 0,42% 0,32% 0,37% 0,18% 0,25% 0,30% 0,34% 0,37% 0,35% 0,46% 0,53% 12 0,86% 0,89% 0,28% 0,19% 0,17% 0,14% 0,22% 0,12% 0,18% 0,48% 0,67% 1,23% 13 1,12% 1,07% 0,30% 0,10% 0,15% 0,13% 0,12% 0,35% 0,25% 0,55% 0,68% 1,39% 14 1,24% 1,04% 0,38% 0,32% 0,20% 0,11% 0,19% 0,45% 0,47% 0,57% 0,68% 1,04% 15 0,98% 0,99% 0,58% 0,50% 0,31% 0,32% 0,30% 0,46% 0,53% 0,53% 0,87% 0,69% 16 0,62% 0,83% 0,77% 0,61% 0,41% 0,53% 0,41% 0,60% 0,66% 0,62% 0,36% 0,31% 17 0,05% 0,28% 0,47% 0,61% 0,51% 0,54% 0,55% 0,65% 0,71% 0,56% 0,01% 0,01% 18 0,00% 0,00% 0,08% 0,47% 0,43% 0,49% 0,51% 0,52% 0,40% 0,11% 0,00% 0,00% 19 0,00% 0,00% 0,01% 0,11% 0,19% 0,23% 0,23% 0,15% 0,04% 0,00% 0,00% 0,00% 20 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,02% 0,05% 0,04% 0,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 21 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 22 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 23 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% MEDIA 0,63% 0,63% 0,35% 0,36% 0,28% 0,31% 0,32% 0,41% 0,42% 0,41% 0,44% 0,65% MAX 1,67% 1,31% 0,77% 0,61% 0,51% 0,54% 0,56% 0,72% 0,87% 0,77% 1,14% 1,89% Tabella 2 scostamento dei profili medi zonali dal profilo medio nazionale Pertanto, le proposte di profili orari convenzionali sono state formulate a partire da profili medi orari nazionali. Si rimanda all Allegato A per maggiori dettagli in merito alle analisi. Spunto per la consultazione S1. Si condivide la scelta di proporre dei profili orari convenzionali su base nazionale, non differenziati per zone di mercato? 1.3 Proposta: profili orari convenzionali nei casi di cessione totale Di seguito si riportano i profili orari convenzionali elaborati. Proposta di profilo medio nazionale mensile (Proposta 1 Profilo Mensile) 10

11 Figura 3 Proposta profili «plurimensili» (aggregazione di profili medi mensili nazionali) La Figura 3 evidenzia che per alcuni mesi il comportamento delle curve orarie è molto simile, mentre per i mesi invernali si apprezza un evidente scostamento. Pertanto è possibile aggregare le curve di più mesi tra loro, garantendo comunque la minor perdita possibile di informazione che potrebbe derivare da tale attività. In termini metodologici, tale operazione è assimilabile a una «Cluster Analysis» che individua il numero e la composizione ottimale di gruppi, facendo in modo che questi siano quanto più omogenei al loro interno e significativamente eterogenei tra loro, tenendo conto degli indicatori di variabilità interna ed esterna ai gruppi individuati (varianza o deviazione standard). L osservazione delle curve evidenzia che i profili mensili possono essere aggregati in base ad un fattore di stagionalità, ma si nota anche che non c è una perfetta continuità temporale nell andamento dei mesi (ad esempio il profilo del mese di gennaio è più simile a quello del mese di novembre piuttosto che al profilo del mese di febbraio). A tal fine, sono state eseguite delle analisi con due differenti approcci: approccio I): i gruppi sono formati aggregando i profili medi mensili nazionali tra loro simili (senza tener conto della sequenzialità dei mesi e con la possibilità di individuare gruppi di numerosità differente tra loro); approccio II): i gruppi sono formati aggregando profili medi mensili nazionali tra loro sequenziali, e ogni gruppo ha la medesima numerosità (trimestre, quadrimestre o semestre). 11

12 Risultati degli step di aggregazione A. Aggregazione in 4 profili Approccio I (proposta 2: profilo 4 Gruppi) G1 Gennaio - Novembre - Dicembre G2 Febbraio - Marzo - Ottobre G3 Aprile - Agosto - Settembre G4 Maggio - Giugno - Luglio Approccio II (proposta 3: profilo 4 Trimestri) T1 Da Novembre a Gennaio T2 Da Febbraio a Aprile T3 Da Maggio a Luglio T4 Da Agosto A Ottobre Tabella 3 Approccio I aggregazione in 4 profili Figura 4 12

13 Approccio II aggregazione in 4 profili Figura 5 B. Aggregazione in 3 profili Approccio I (proposta 4: profilo 3 gruppi) Approccio II (proposta 5: profilo 3 Quadrimestri) G1 Gennaio - Novembre - Dicembre Q1 Da Novembre a Febbraio G2 Febbraio - Marzo - Ottobre Q2 Da Marzo a Giugno G3 Aprile - Maggio - Giugno - Luglio - Agosto - Settembre Q3 Da Luglio a Ottobre Tabella 4 13

14 Approccio I - aggregazione in 3 profili Figura 6 Approccio II - aggregazione in 3 profili Figura 7 14

15 C. Aggregazione in 2 profili: Approccio I = Approccio II proposta 6: profilo semestrale G1/S1 G2/S2 Da Ottobre a Marzo Da Aprile a Settembre Tabella 5 Figura 8 D. Aggregazione con 1 solo profilo (proposta 7: profilo unico) Figura 9 15

16 Confronto tra i possibili livelli e criteri di aggregazione Le proposte individuate sono state confrontate tra loro utilizzando gli indicatori di varianza esterna (da massimizzare), interna ai gruppi (da minimizzare) e il rapporto tra i due indicatori (da massimizzare). Ovviamente i risultati evidenziano una progressiva perdita d informazione con il diminuire dei profili, tuttavia sussistono gli elementi per confrontare la validità dei raggruppamenti. Proposta profilo Medio nazionale Numero Profili Dev. St. Interna (da minimizzare) Dev. St. Esterna (da massimizzare) [ Dev.St.Esterna / Dev.St.Interna ] 1. Profilo Mensile 12-1,24% 2. Profilo 4 Gruppi 4 (approccio I) 0,29% 1,17% 4,09 3. Profilo 4 Trimestri 4 (approccio II) 0,42% 1,11% 2,64 4. Profilo 3 Gruppi 3 (approccio I) 0,37% 1,14% 3,08 5. Profilo 3 Quadrimestri 3 (approccio II) 0,57% 1,05% 1,84 6. Profilo semestrale 2 0,58% 0,99% 1,71 7. Profilo unico 1 1,24% - 0 Tabella 6 - sintesi analisi statistiche dei profili 16

17 Figura 10 rappresentazione grafica degli esiti delle statistiche Dagli indicatori di varianza interna ed esterna, l approccio I (aggregazione di profili medi mensili nazionali simili ma non necessariamente sequenziali) comporta una perdita di informazione minore rispetto all approccio II (aggregazione di profili medi mensili nazionali sequenziali). E, ad esempio, più significativa la proposta 4 (profilo 3 - gruppi individuati con l approccio I) piuttosto che la proposta 3 (profilo 4 - trimestri individuati con l approccio II). Invece, la proposta 6 di aggregare i profili medi mensili nazionali in due semestri comporta una perdita di informazione rilevante dovuta all aggregazione dei mesi intermedi (febbraio, marzo e ottobre) con i mesi invernali. Infine, la possibilità di utilizzare un profilo medio unico nazionale, e non differenziato su base mensile, rappresenta una soluzione fruibile e migliorativa rispetto alle attuali regole di profilazione, che non tengono conto del profilo di produzione degli impianti, pur comportando il livello massimo di approssimazione. 17

18 Spunti per la consultazione S2. Quale proposta si ritiene maggiormente rappresentativa del profilo orario convenzionale degli impianti fotovoltaici le cui misure non sono rilevate su base oraria? Perché? S3 In attesa dell installazione delle apparecchiature di misura 2G, si ravvedono soluzioni migliorative o alternative rispetto alla proposta consultata? S4 L implementazione e la gestione efficiente del processo di profilazione delle misure non trattate orarie implicherebbe nuovi flussi informativi tra tutti i soggetti coinvolti (produttori, Terna, gestori di rete, GSE, operatori di mercato). Quali criticità e impatti operativi si potrebbero verificare in capo ai soggetti preposti all attività di profilazione? S5. Ai fini dell eventuale adozione dei nuovi profili convenzionali, quali elementi è opportuno considerare, a livello di sistema, in termini di tempistiche di implementazione e di analisi costi/benefici? (ad esempio in termini di: tempistiche di implementazione, impatto sugli oneri di sbilanciamento per i produttori da fonti rinnovabili, benefici attesi in termini di migliore allocazione dei costi del dispacciamento, costi derivanti dalle modifiche di processo e dalla necessità di disporre di un dataset di informazioni utili per la corretta gestione dei profili; etc.) 2 Profili orari convenzionali degli impianti fotovoltaici in cessione parziale Sulla base dei dati riportati mel Rapporto Statistico 2015 Solare Fotovoltaico, pubblicato sul sito del GSE) emerge che in Italia gli autoconsumi nel 2015 risultano pari a GWh (il 18,6% della produzione complessiva degli impianti fotovoltaici), in crescita del 20% rispetto al valore del 2014 e del In particolare, rileva rappresentare che le percentuali più elevate di autoconsumo sono ascrivibili agli impianti di taglia medio-piccola (connessi in BT) che costituiscono circa il 90% degli impianti totali installati in Italia. L andamento si spiega evidentemente con i minori consumi delle attività produttive durante le ferie estive, in un momento di elevata produzione fotovoltaica. 18

19 1 Per le finalità di cui al presente documeto, si riporta, di seguito, il dettaglio dei risultati dell analisi, di cui al suddetto rapporto, in merito alla distribuzione della percentuale di autoconsumo per gli impianti fotovoltaici aderenti al regime dello Scambio sul Posto (pari a impianti nell anno 2015, per una potenza installata di MW). Gli impianti di potenza fino a 20 kw rappresentano circa il 93% delle utenze. Il settore con i maggiori autoconsumi è quello industriale cui è ascrivibile il 44% dell autoconsumo nazionale del 2015, seguito dal terziario (28%), dal domestico (21%) e dal settore agricolo (8%), così come riportato nella tabella sottostante. Al fine di elaborare una proposta di profili orari convenzionali relativi all energia elettrica immessa e prodotta da impianti fotovoltaici che condividono il punto di connessione con unità di consumo (c.d. impianti in cessione parziale), il GSE dispone esclusivamente di dati di misura a livello orario relative agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 55 kw che, dunque, non possono essere considerate rappresentative del consumo afferente ad utenze riconducibili a impianti di piccola e media taglia. 19

20 Si allega, in tal senso, lo studio di cui all Allegato B. Ai fni di un analisi statistica che conduca all elaborazione di profili maggiormente aderenti alla reale distribuzione oraria dell autoconsumo in Italia, occorrerebbe disporre di ulteriori elementi utili a identificare le percentuali di autoconsumo da applicare ai profili orari di produzione. Si ritiene utile, a tal fine, dare avvio a un processo partecipato con i gestori di rete e altri stakeholders interessati, che vorranno farsi parte attiva fornendo dati e ulteriori informazioni utili allo scopo. Spunto per la consultazione S7. Quali sono gli elementi da prendere in esame per la definizione di profili di immissione per gli impianti in cessione parziale? 20