Condizioni tecniche ed economiche per la connessione con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione TICA

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1 Condizioni tecniche ed economiche per la connessione con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione TICA

2 Deliberazione AEEG 99/08 23 Luglio 2008 Definisce le modalità procedurali e le condizioni tecnicoeconomiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi di impianti di produzione di energia elettrica. Si applica alle richieste di nuove connessioni e alle richieste di adeguamento di una connessione esistente conseguenti alla realizzazione di impianti di produzione di energia elettrica o alla modifica di impianti di produzione esistenti. Il servizio di connessione è erogato dai soggetti concessionari dei servizi di trasmissione o di distribuzione. trasp. 2

3 Deliberazione AEEG 099/08: livello di tensione Per potenze in immissione richieste fino a 100 kw, il servizio di connessione è erogato in bassa tensione; Per potenze in immissione richieste fino a kw, il servizio di connessione è erogato in media tensione; Nel caso di connessione esistente, il servizio di connessione è erogato al livello di tensione della connessione esistente nei limiti di potenza già disponibile per la connessione; Non si esclude la possibilità, sulla base di scelte tecniche effettuate dal gestore di rete, di erogare il servizio di connessione in bassa o media tensione per potenze in immissione richieste superiori, rispettivamente, a 100 kw o a kw trasp. 3

4 La richiesta di connessione A TERNA se impianto è di potenza superiore a 10 MW Al Distributore (ENEL in Sardegna) per impianti fino a 10 MW Documentazione il valore della potenza in immissione espressa in kw; la potenza nominale dell impianto di produzione a cui si riferisce la richiesta di connessione; la fonte primaria utilizzata per la produzione di energia elettrica; la documentazione progettuale (CEI 0-2); esigenze tecniche ai fini della connessione; nel caso di impianti cogenerativi, l eventuale attestazione del rispetto n. 42/02; documentazione attestante l avvenuto pagamento del corrispettivo per l ottenimento del preventivo di cui all articolo 5. Il richiedente può indicare un punto esistente della rete al quale il gestore di rete dovrà riferirsi per la connessione trasp. 4

5 Corrispettivo per l ottenimento del preventivo All atto della presentazione della richiesta di cui al comma 3.1, il richiedente è tenuto a versare a Terna o all impresa distributrice un corrispettivo per l ottenimento del preventivo pari a: 100 euro per potenze in immissione richieste fino a 50 kw; 200 euro per potenze in immissione richieste superiori a 50 kw e fino a 100 kw; 500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 100 kw e fino a 500 kw; euro per potenze in immissione richieste superiori a 500 kw e fino a kw; euro per potenze in immissione richieste superiori a kw. trasp. 5

6 Preventivo e procedure per la connessione Il tempo di messa a disposizione del preventivo per la connessione è pari al massimo a: 20 (venti) giorni lavorativi per potenze in immissione richieste fino a 100 kw; 45 (quarantacinque) giorni lavorativi per potenze in immissione richieste superiori a 100 kw e fino a kw; 60 (sessanta) giorni lavorativi per potenze in immissione richieste superiori a kw. tipologia di lavoro per la connessione la soluzione tecnica minima per la connessione (standard) le opere strettamente necessarie alla realizzazione fisica della connessione che il richiedente è tenuto a rendere disponibili sul punto di connessione; Il corrispettivo trasp. 6

7 Regole tecniche di connessione Regole tecniche di connessione delle società distributrici Delibere AEEG Norme del CEI Criteri Soluzioni standard Condizioni tecniche che l utente deve rispettare Condizioni da applicarsi in caso di adeguamento di reti esistenti trasp. 7

8 Condizioni economiche: fonti rinnovabili e cogenerazione Il corrispettivo per la connessione, espresso in euro, è il minor valore tra: CP A = 35 /kw CM A = 90 /(kw km) CP B = 4 /kw CM B = 7,5 / (kw km) P = potenza ai fini della connessione in kw D A = distanza in linea d aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione media/bassa tensione dell impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km D B = distanza in linea d aria tra il punto di connessione e la più vicina stazione di trasformazione alta/media tensione dell impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km trasp. 8

9 Costi di connessione Nei casi di realizzazione in cavo, i corrispettivi CM devono essere moltiplicati per 2. Nei casi di richieste di connessione di impianti di produzione di energia elettrica che non siano raggiungibili con strada percorribile da automezzi o che siano separati dagli impianti di distribuzione esistenti da tratti di mare, di lago o laguna, i corrispettivi CM, CP sono moltiplicati per 3. Corrispettivo per la connessione di impianti non alimentati da fonti rinnovabili né cogenerativi ad alto rendimento Il corrispettivo per la connessione è pari al massimo tra il corrispettivo calcolato come in precedenza e il costo determinato sulla base di soluzioni tecniche standard, pubblicate dall impresa distributrice unitamente ai relativi costi medi. trasp. 9

10 Verifiche per gli impianti cogenerativi ad alto rendimento Nel caso di impianti di produzione di energia elettrica cogenerativi ad alto rendimento, il richiedente trasmette all impresa distributrice, oltre che al GSE: all atto della richiesta di connessione, una dichiarazione analoga a quella di cui all articolo 4, commi 4.1 e 4.2, della deliberazione n. 42/02 sulla base dei dati di progetto dell impianto o delle sezioni che lo costituiscono; annualmente, per il primo periodo di esercizio, come definito all articolo 1, comma 1.1, dell Allegato A alla deliberazione n. 111/06, e per i successivi 3 anni solari, le dichiarazioni rilasciate ai sensi dell articolo 4, commi 4.1 e 4.2, della deliberazione n. 42/02 sulla base dei dati di esercizio a consuntivo delle sezioni che lo costituiscono. Se non si è cogenerativi, anche per una sola sezione, si versa il 25% del costo di connessione. trasp. 10

11 Non dimentichiamoci delle reti e del sistema Fuel Cells Renewables EPRI trasp. 11

12 NORME DI RIFERIMENTO CEI Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria CEI Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica CEI Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione

13 Parallelo alla rete del distributore Norma CEI CHP

14 Prescrizioni DK 5940 Le prescrizioni DK 5940 si applicano ai nuovi allacciamenti, al rifacimento di impianti esistenti e in occasione di variazioni contrattuali di impianti di produzione di potenza complessiva superiore a 1 kw, se rotanti, o 0,75 kw, se collegati alla rete tramite dispositivo di conversione statica.

15 Definizioni DK 5940 Dispositivo della rete pubblica (DRP): dispositivo installato all'origine della linea della rete pubblica costituito da un interruttore automatico dotato di protezione magnetotermica. Dispositivo generale (DG): dispositivo installato all'origine della rete del cliente produttore e cioè immediatamente a valle del punto di consegna dell'energia elettrica dalla rete ENEL. Il dispositivo, in condizioni di "aperto", esclude l'intera rete del cliente produttore dalla rete pubblica.

16 Definizioni DK 5940 DISTRIBUZIONE MT 15 kv Cabina MT/BT 15kV 400V DRP DISTRIBUZIONE BT 400 V DG

17 Definizioni DK 5940 Dispositivo di interfaccia (DIB): dispositivo installato nel punto di collegamento della rete in isola alla restante parte della rete del cliente produttore sul quale agiscono le protezioni d'interfaccia. L'apertura del dispositivo d'interfaccia assicura la separazione dei gruppi di produzione dalla rete pubblica. Dispositivo del generatore (DGEN): dispositivo installato a valle dei terminali di ciascun generatore. Il dispositivo del generatore è tale da escludere il generatore/impianto fotovoltaico in condizioni di "aperto".

18 Colleg. impianto di produzione alla rete BT ENEL RETE DISTRIBUTORE RETE PRODUTTORE DG DRP Punto di Consegna (PCC) Sbarra BT di cabina secondaria MT/BT RETE NON ABILITATA AL FUNZIONAMENTO IN ISOLA DIB RETE ABILITATA AL FUNZIONAMENTO IN ISOLA (UTENZE PRIVILEGIATE) D GEN

19 Colleg. impianto di produzione alla rete BT ENEL I gruppi di generazione possono essere di tipo monofase o trifase. Per gli allacciamenti monofase la massima taglia ammessa è 6 kw. Per allacciamenti di tipo trifase è ammesso collegare, fra le fasi ed il neutro, generatori monofase di potenza non uguale purché lo squilibrio complessivo (differenza fra la potenza installata sulla fase con più generazione e quella con meno generazione) non superi 6 kw.

20 Colleg. impianto di produzione alla rete BT ENEL La scelta del livello di tensione cui allacciare un produttore dipende dalla potenza dell impianto di produzione e da quella dei carichi passivi e di altri impianti di produzioni presenti sulla stessa rete. Generalmente gli impianti di produzione di potenza nominale complessiva 50 kw vengono allacciati alla rete di BT, se di potenza nominale complessiva superiore a 75 kw allacciati alla rete di MT. L allacciamento alla rete BT può avvenire su linea esistente, su linea dedicata o tramite cabina di trasformazione MT/BT dedicata.

21 Colleg. impianto di produzione alla rete BT ENEL RETE DISTRIBUTORE RETE PRODUTTORE Carichi BT non privilegiati Carichi BT privilegiati PCC DG DI B D GE N Wh Wh Energia prelevata Energia immessa Quadro Parallelo c.a. Wh Vo> V>V< f> f< D GEN2 PI B Energia prodotta D GEN3 CEI 11-20

22 Dispositivo di interfaccia DIB deve essere a sicurezza intrinseca cioè essere dotato di bobina di apertura a mancanza di tensione. Tale bobina, alimentata in serie ai contatti di scatto delle protezioni, deve provocare l'apertura dello stesso dispositivo, sia in caso di corretto intervento che di guasto interno alle protezioni, sia in caso di mancanza di alimentazione ausiliaria.

23 Dispositivo di interfaccia

24 Remunerazione energia prodotta da fonti rinnovabili Dipartimento di Ingegneria Elettrica ed Elettronica

25 Nuovo regime di incentivazione per le FER Legge n 244 del 24/12/07 (Finanziaria 2008): La produzione di energia elettrica mediante impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili (FER), entrati in esercizio in data successiva al ) per gli impianti di potenza > 1 MWe viene previsto il rilascio di certificati verdi per un periodo di 15 anni ogni fonte ha degli appositi coefficienti moltiplicativi- cfr. tabella apposita) stabilito il nuovo valore unitario dei certificati verdi (pari ad 1 MWh) pari a 67,12 /MWh

26 Condizioni economiche per la per la remunerazione della produzione da fonti rinnovabili e cogenerative ad alto rendimento

27 Legge n 244 del 24/12/07 (Finanziaria 2008)

28 Legge n 244 del 24/12/07 (Finanziaria 2008) 1) per gli impianti di potenza > 1 MWe innalzare le soglie di potenza fino a cui, per costruire un impianto a fonte rinnovabile, basta la Denuncia di Inizio Attività: Eolico 60 kw; Solare fotovoltaico 20 kw; Idraulica 100 kw; Biomasse 200 kw; Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas 250 kw).

29 Legge n 244 del 24/12/07 (Finanziaria 2008) Previsto l'innalzamento della quota obbligatoria di energia elettrica prodotta da FER (passa dal 3% del 2006 al 6,8% del 2012) a partire dal 2009, non è più ammesso usufruire degli incentivi nazionali se sono ottenuti anche ulteriori incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto energia, in conto capitale o in conto interessi;

30 Legge n 244 del 24/12/07 (Finanziaria 2008) 1) per gli impianti di potenza < 1 MWe viene prevista tariffa fissa onnicomprensiva per un periodo di 15 anni, corrisposte per ogni kwh prodotto

31 Legge n 244 del 24/12/07 (Finanziaria 2008) L impatto sulla produzione di energia elettrica da FER particolarmente significativo. Per impianto alimentato a biomasse o biogas [a patto che le biomasse ed il biogas derivino da prodotti agricoli, forestali o di allevamento - oppure da filiere corte (entro 70 km dall impianto) a seconda della potenza, potrebbe accedere per quindici anni ai benefici dei seguenti due regimi : Se di P> 1 MWe, gli verrebbero riconosciuti i certificati verdi nella misura risultante dalla moltiplicazione dei MWh prodotti x 1.8 (coefficiente moltiplicativo previsto per biomasse e biogas). Se di P < 1 MWe, l esercente l impianto, in alternativa ai certificati verdi, potrebbe optare una per tariffa omnicomprensiva pari a 0.30 /kwh (stabilità in questa misura per la produzione di energia elettrica da biomasse e biogas).

32 Le fonti rinnovabili ed il Testo Unico edilizia A partire dal 1 gennaio 2009, ai fini del rilascio del permesso di costruire: EDIFICI CIVILI di nuova costruzione, compatibilmente con la realizzabilità tecnica dell intervento, deve essere prevista l istallazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili la Potenza installata non inferiore ad 1 kw per ciascuna unità abitativa FABBRICATI INDUSTRIALI con estensione superficiale non inferiore ai 100 m2: la potenza istallata minima è di 5 kw

33 Deliberazione AEEG n. 74/08 del 3 giugno 2008 TESTO INTEGRATO DELLE MODALITÀ E DELLE CONDIZIONI TECNICO ECONOMICHE PER LO SCAMBIO SUL POSTO

34 Oggetto e finalità Il provvedimento disciplina le modalità e le condizioni economiche per lo scambio sul posto dell energia elettrica ai sensi dell articolo 6 del decreto legislativo n. 387/03 e dell articolo 6, comma 6, del decreto legislativo n. 20/07. Il servizio di scambio sul posto è erogato al cliente finale che è titolare o ha la disponibilità di: impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kw. Rientrano le centrali ibride qualora, su base annua, la produzione non imputabile alle fonti rinnovabili sia inferiore al 5% della produzione totale; impianti di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kw. L utente dello scambio deve essere controparte del contratto di acquisto riferito all energia elettrica prelevata sul punto di scambio. trasp. 34

35 Procedure per lo scambio sul posto Il servizio di scambio sul posto viene erogato dal GSE agli utenti dello scambio. Il soggetto che intende avvalersi dello scambio sul posto presenta istanza al GSE e, per conoscenza, all impresa di vendita con cui regola i prelievi di energia elettrica. Nel caso di impianti di cogenerazione ad alto rendimento, il soggetto che intende avvalersi dello scambio sul posto indica se intende vendere la propria produzione in eccesso o se intende portarla a credito per gli anni successivi. Il GSE stipula con il soggetto che intende avvalersi dello scambio sul posto convenzione di durata annuale solare e tacitamente rinnovabile. Semplicità e trasparenza trasp. 35

36 Adempimenti dell utente nei casi di centrali ibride, trasmettere al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, le quantità e le energie primarie associate a tutti i combustibili utilizzati nel corso dell anno precedente; nei casi di impianti di cogenerazione ad alto rendimento, trasmettere al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, i dati e le informazioni necessarie ai fini della verifica della condizione di cogenerazione ad alto rendimento consentire l accesso all impianto e alle relative infrastrutture al GSE trasmettere al GSE, su base annuale solare: la tipologia di utenza; le informazioni necessarie alla regolazione dei servizi di trasporto l onere sostenuto dall utente dello scambio, espresso in, per l energia elettrica prelevata, inclusivo dei servizi di trasporto e di dispacciamento, al netto delle imposte (O PR ), per l anno precedente. trasp. 36

37 Adempimenti in capo al GSE Il GSE, ai fini del calcolo del contributo per lo scambio sul posto, associa all energia elettrica immessa un controvalore (C Ei ), espresso in, pari al prodotto tra la quantità di energia elettrica immessa e il prezzo zonale orario. Il GSE calcola, per ciascun utente dello scambio, la parte unitaria variabile dell onere sostenuto dal medesimo utente per il pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento (CU S ), espressa in c /kwh. Tale calcolo esclude la componente MCT e, solo nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili, include le componenti tariffarie A e UC. Il GSE calcola la parte energia (O E ), espressa in dell onere sostenuto per l acquisto dell energia elettrica prelevata, calcolata sottraendo all onere O PR, gli oneri associati ai servizi di trasporto e di dispacciamento comprensivi delle relative componenti fisse, ove presenti, nonché gli oneri generali e gli oneri corrispondenti all applicazione della componente tariffaria MCT trasp. 37

38 Adempimenti in capo al GSE Il GSE calcola, per ciascun utente dello scambio, il contributo in conto scambio (CS), espresso in, pari alla somma del: minor valore tra il termine C ei e il termine O E prodotto tra il termine CU S e l energia elettrica scambiata Nel caso in cui il termine O E sia inferiore al termine C Ei la differenza tra C Ei ed O E : per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, viene riportata a credito per gli anni solari successivi a quello a cui è riferita. Tale credito, o parte di esso, viene sommato dal GSE al termine C Ei solo negli anni in cui il medesimo termine C Ei sia inferiore al termine O E e comunque, ogni anno, nei limiti del valore del termine O E ; nel caso di impianti cogenerativi: Credito da usare negli anni successivi Vendita della quantità eccedentaria trasp. 38