Gli interventi dell'autorità per l'energia elettrica e il gas in materia di piccola cogenerazione

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1 Gli interventi dell'autorità per l'energia elettrica e il gas in materia di piccola cogenerazione Convegno FIRE La professione dell energy manager: esempi e opportunità Milano, 4 dicembre 2007 Andrea Galliani Direzione Mercati Unità fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale

2 Ruolo dell Autorità in materia di cogenerazione A. Definizione delle condizioni per la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento e relativi controlli; B. Definizione delle modalità tecnico-economiche per la connessione alla rete; C. Regolazione delle modalità per l accesso al mercato dell energia elettrica; D. Definizione delle modalità tecnico-economiche per lo scambio sul posto per impianti fino a 200 kw.

3 La cogenerazione ad alto rendimento: situazione attuale e orientamenti dell Autorità (vds. doc. cons. n. 30/07)

4 La cogenerazione ad alto rendimento attuale Fino al 31 dicembre 2010 è considerata cogenerazione ad alto rendimento la cogenerazione rispondente alla definizione di cui all articolo 2, comma 8, del decreto legislativo n. 79/99; Quindi la cogenerazione ad alto rendimento è quella che soddisfa le condizioni previste dalla deliberazione n. 42/02 e n. 296/05: IRE = 1 Ee η p es + Ec Et η civ ts,civ + Et η ind ts,ind IRE min Et LT = Ee + Et LT min

5 La cogenerazione ad alto rendimento futura Dall 1 gennaio 2011 è considerata cogenerazione ad alto rendimento la cogenerazione rispondente alla definizione dell Allegato III alla direttiva 2004/8/CE; L Allegato III prevede due modalità di calcolo alternative, entrambe basate sull indice PES (= IRE): la prima introduce il concetto di gradualità e calcola il PES con l energia termica utile, l energia elettrica qualificabile come cogenerativa e l energia primaria associata; la seconda calcola il PES con l energia termica utile, l energia elettrica complessiva e l energia primaria complessiva, e prevede un rendimento di primo principio minimo pari al 70% per gli impianti di potenza superiore a 25 MW.

6 La cogenerazione ad alto rendimento: orientamenti dell Autorità I valori dei parametri definiti dalla delibera n. 42/02 e aggiornati dalla delibera n. 296/05 dovranno essere nuovamente aggiornati entro il 31 dicembre A tal fine, l Autorità intende valutare l opportunità di: modificare la delibera n. 42/02 in modo da definire un raccordo più o meno graduale con la direttiva 2004/8/CE; non modificare la delibera n. 42/02. Si tenga conto che la delibera n. 42/02 e la direttiva 2004/8/CE, seppur concettualmente simili, non si differenziano solo per i valori dei rendimenti di riferimento ma anche per le modalità di calcolo degli indici e che non tutti gli elementi necessari per l applicazione della direttiva 2004/8/CE sono ad oggi disponibili.

7 Connessioni: situazione attuale e orientamenti dell Autorità (vds. doc. cons. n. 30/07 e n. 32/07)

8 Connessioni: la situazione attuale Il servizio è erogato dalle imprese distributrici sulle reti di distribuzione e da Terna sulla RTN; L Autorità sta definendo le condizioni tecnico-economiche per la connessione: Trasmissione Distribuzione Livello di tensione Condizioni procedurali ed economiche AAT/AT Delibera n. 281/05 AT MT BT Delibera n. 89/07 Regole tecniche di connessione Delibera n. 250/04 Codice di rete - Terna Procedimento delibera n. 136/04 Tali condizioni includono sconti e semplificazioni per gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili.

9 Connessioni il caso della AT e MT (1) Attualmente sono definiti i principi che Terna e le imprese distributrici applicano nel definire le proprie procedure e le proprie condizioni economiche ai fini delle connessioni in AT e MT che poi sono verificate dall Autorità. Tali principi includono semplificazioni per le fonti rinnovabili, tra cui: priorità nella gestione delle richieste; diritto di realizzare in proprio l impianto di rete per la connessione; nessun corrispettivo dovuto per interventi su rete esistente derivanti dalla richiesta di connessione; riduzione delle garanzie finanziarie (50%).

10 Connessioni il caso di AT e MT (2) Per quanto riguarda le condizioni economiche, il produttore riconosce al gestore di rete: un corrispettivo, pari a 2500 euro, per la definizione della soluzione tecnica minima generale per la connessione (scontata del 50% per le fonti rinnovabili); un corrispettivo, pari a 2500 euro, per la definizione della soluzione tecnica minima di dettaglio per la connessione (scontata del 50% per le fonti rinnovabili); un corrispettivo, definito dal gestore di rete, per la realizzazione della connessione, definito sulla base dei costi effettivi della soluzione tecnica minima. Ad esso, per le fonti rinnovabili, si applica uno sconto parametrato alla lunghezza dell eventuale linea elettrica realizzata per la connessione. Sconti ed esenzioni sono coperte tramite la A3.

11 Connessioni il caso della BT (1) Le condizioni procedurali ed economiche sono state definite tenendo conto della standardizzazione e della numerosità delle connessioni in BT. Quindi: Definizione di una procedura dettagliata per la richiesta di connessione alla rete. Definizione di termini temporali vincolanti distributrice. per l impresa Definizione di indennizzi automatici a favore del soggetto richiedente qualora l impresa distributrice non rispetti i termini temporali vincolanti. Definizione di corrispettivi forfetari per la connessione, distinti tra diritto fisso, quota potenza e quota distanza. Tali corrispettivi sono ridotti del 50% per le fonti rinnovabili, ponendo la differenza in capo alla componente tariffaria A 3.

12 Connessioni: gli orientamenti dell Autorità per la cogenerazione ad alto rendimento La direttiva 2004/8/CE (e il d.lgs. n. 20/07) impone l adozione di condizioni particolari rimandando alle medesime condizioni della direttiva 2001/77/CE (produzione da fonti rinnovabili); L Autorità, con il doc. cons. n. 30/07, ha proposto di: estendere alla cogenerazione ad alto rendimento le condizioni particolari già adottate o da adottare per le fonti rinnovabili; applicare uno sconto del 20% sul corrispettivo per la connessione.

13 Connessioni: ulteriori orientamenti dell Autorità L Autorità, con il doc. cons. n. 32/07, ha proposto, tra l altro, di: armonizzare, in un testo unico, le condizioni procedurali ed economiche per la connessione degli impianti di produzione di energia elettrica, qualunque sia il livello di tensione; estendere le procedure per la connessione in BT anche alle connessioni in MT, inclusi gli indennizzi automatici, con riferimento alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione ad alto rendimento; rivedere gli indennizzi automatici e i tempi massimi per la connessione al fine di rimuovere le criticità emerse; estendere i corrispettivi a forfait anche ai casi di connessioni in media tensione, precisando le situazioni in cui verrebbero comunque applicati corrispettivi a costo.

14 Il ritiro dedicato: decisioni dell Autorità (vds. delibera n. 280/07)

15 Chi può accedere al ritiro dedicato Tipologie di energia individuate dall'articolo 13 del decreto legislativo n. 387/03 e dal comma 41 della legge n. 239/04 Energia elettrica prodotta da impianti (*): FONTI RINNOVABILI < 10 MVA entrati in esercizio in data qualsiasi >= 10 MVA alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica ad acqua fluente Centrali ibride < 10 MVA Produzione imputabile alle fonti rinnovabili ENERGIA ELETTRICA DI CUI ALL'ARTICOLO 13, COMMI 3 E 4, DEL D.LGS. N. 387/03 >= 10 MVA programmabili Al mercato 2.1 < 10 MVA cogenerativi (del. n. 42/02) FONTI NON RINNOVABILI ED ECCEDENZE 2.2 < 10 MVA altri non rinnovabili e non cogenerativi Centrali ibride < 10 MVA Eccedenze da impianti rinnovabili programmabili >= 10 MVA purchè nella titolarità di autoproduttori Produzione non imputabile alle fonti rinnovabili ENERGIA ELETTRICA DI CUI AL COMMA 41 DELLA LEGGE N. 239/04 Altri impianti da fonti non rinnovabili >= 10 MVA Al mercato (*) Al netto delle cessioni nell'ambito delle convenzioni di cessione destinata richiamate all'art. 13, c. 3, del d.lgs. n. 387/03 e su richiesta del produttore al gestore di rete.

16 Cosa è il ritiro dedicato Il ritiro dedicato è la cessione dell energia elettrica immessa in rete dagli impianti di cui alla tabella precedente, su richiesta del produttore e in alternativa al libero mercato, secondo principi di semplicità procedurale e applicando condizioni economiche di mercato. Il ritiro dedicato prevede quindi semplificazioni, non incentivi.

17 La regolazione del ritiro dedicato dal 2008 Distributori (Terna per RTN) Distributori Connessioni Misura CTR Produttori Rapporto regolato e semplificato (sulla base di una convenzione unica) GSE Trasmissione Aggregazione misure Sbilanciamenti Terna CCSE (conto A3) Vendita energia GME

18 Il GSE ritira commercialmente l energia elettrica oggetto del ritiro dedicato. A tal fine, i produttori che accedono al ritiro dedicato stipulano una sola convenzione con il GSE. La convenzione comprende tutto tranne le connessioni e la misura (questi servizi continuano ad essere erogati delle imprese distributrici). Il GSE predisporrà un opportuno portale informatico per la gestione delle informazioni con i produttori. Il GSE vende al mercato l energia elettrica oggetto del ritiro dedicato e regola con Terna e con le imprese distributrici tutti i corrispettivi per l accesso alla rete di tale energia. La differenza tra i costi e i ricavi del GSE si scarica sulla componente tariffaria A 3. Il rapporto tra produttori e GSE a partire dall 1 gennaio 2008

19 La convenzione tra produttore e GSE Nell ambito dell unica convenzione, il GSE: a) riconosce i prezzi definiti dall Autorità per l energia elettrica immessa in rete e maggiorata delle perdite standard; b) applica il CTR (è un ricavo per il produttore) e il corrispettivo di trasmissione (è un costo per il produttore); c) per i soli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 50 kw, applica i corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure delle immissioni; d) per i soli impianti alimentati da fonti programmabili, applica i corrispettivi di sbilanciamento; e) applica un corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore dell energia elettrica ritirata a copertura dei costi amministrativi, fino a un massimo di euro all anno per impianto.

20 Lo scambio sul posto: orientamenti dell Autorità (vds. doc. cons. n. 30/07 e n. 42/07)

21 Lo scambio sul posto: introduzione e M1 u Rete Nel corso dell anno l utente dello scambio consuma e produce energia elettrica senza vincoli di contemporaneità: quando la produzione e il consumo non sono simultanei si registra un flusso di energia elettrica scambiato con la rete (di immissione o di prelievo). Lo scambio sul posto è un servizio commerciale che consiste nell operare un saldo annuo tra l energia elettrica immessa in rete e l energia elettrica prelevata dalla rete, nel caso in cui il punto di immissione e di prelievo dell energia elettrica scambiata con la rete coincidono.

22 Lo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto rendimento - 1 Il d.lgs. n. 20/07 prevede che, con riferimento agli impianti di cogenerazione ad alto rendimento fino a 200 kw, le condizioni per lo scambio sul posto tengano conto della valorizzazione dell energia elettrica scambiata con il sistema elettrico nazionale, degli oneri e delle condizioni per l accesso alle reti: non è esclusa a priori la vendita contestuale dell energia elettrica qualora le immissioni superano i prelievi; il soggetto che sceglie lo scambio sul posto non deve essere necessariamente considerato un cliente; occorre definire modalità secondo cui tenere conto: della valorizzazione dell energia elettrica scambiata; degli oneri per l utilizzo delle reti; delle condizioni per l accesso alle reti.

23 Lo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto rendimento - 2 Con il doc. cons. n. 30/07 l Autorità ha proposto, nel caso di impianti di cogenerazione ad alto rendimento, a partire dall 1 gennaio 2008, che: il GSE regoli a condizioni amministrate non solo i saldi negativi (cioè in prelievo) ma anche quelli positivi (cioè in immissione). Ciò per semplificare l operatività dello scambio sul posto e per rendere quantificabili e controllabili i costi evitati per i soggetti aventi accesso allo scambio sul posto. Cioè, il GSE avrebbe gestito sul mercato il totale delle immissioni e dei prelievi e avrebbe poi regolato con gli utenti dello scambio sul posto solo il saldo, scaricando la differenza sulla A3; siano riconosciute maggiori semplificazioni per gli impianti ad efficienza particolarmente elevata.

24 Lo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto rendimento - 3 La principale osservazione alla nuova disciplina proposta, tra le varie pervenute, è quella che non si ritiene che il GSE abbia titolo a costituirsi come soggetto che svolge attività di intermediazione nel mercato rivolta alla vendita di energia elettrica ai clienti finali, poiché tale attività dovrebbe essere affidata alle società di vendita. Pertanto l Autorità ha pubblicato il doc. cons. n. 42/07, in cui si propone che lo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto rendimento si traduca nella possibilità, per un cliente finale che installi impianti di cogenerazione, di vedersi gestire l immissione di energia elettrica a condizioni semplificate e senza oneri amministrativi.

25 Grazie per l attenzione Direzione mercati Unità Fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale Piazza Cavour, Milano Tel: Fax:

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