Le delibere dell Autorità con le novità su fotovoltaico e cogenerazione

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1 Le delibere dell Autorità con le novità su fotovoltaico e cogenerazione Semplificate le regole a sostegno della produzione nei piccoli impianti. Che cosa prevede ora lo scambio sul posto. Cade il vincolo della co-combustione per la cogenerazione da fonti rinnovabili di Daniele Verdesca, direttore Formedil In arrivo regole più semplici a sostegno della produzione di energia elettrica nei piccoli impianti alimentati da fonti rinnovabili o di cogenerazione. È questo il contenuto primario delle delibere n. 74/2008 e n. 145/2008 emanate dall'autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG). L obiettivo è quello di assicurare una maggiore trasparenza ed efficacia alla gestione del meccanismo che consente di immettere in rete l energia elettrica prodotta - ma non immediatamente autoconsumata - e poi prelevarla per soddisfare i propri consumi in un tempo differito. In particolare il Gestore del Sistema Elettrico (GSE) rappresenta ora l unico intermediatore commerciale per lo scambio sul posto che sarà d'ora in poi regolato da una specifica convenzione tra l'utente e il GSE stesso. Inoltre l'aeeg, nei processi di aggiornamento dei parametri di calcolo dei rendimenti degli impianti, ha cancellato completamente l'obbligo della co-combustione per l'ottenimento del riconoscimento di impianto I testi delle delibere dell'autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) 3 giugno 2008, n. ARG/elt 74/2008 e 2 ottobre 2008, n. ARG/com 144/08, è disponibile nella sezione Documentazione integrativa del sito La nuova delibera dell'autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) 3 giugno 2008, n. ARG/elt 74/ prevede una semplificazione e una nuova perequazione economica per lo scambio sul posto. L obiettivo è quello di assicurare una maggiore trasparenza ed efficacia alla gestione del meccanismo che consente di immettere in rete l energia elettrica prodotta (ma non immediatamente autoconsumata) e poi prelevarla per soddisfare i propri consumi in un tempo differito. In altre parole, al termine di ogni anno, i produttori da cogenerazione o da piccoli impianti alimentati da fonti rinnovabili potranno pagare esclusivamente la differenza tra quanto dovuto per l energia consumata e la compensazione ottenuta per l energia prodotta. Se il valore di mercato dell energia immessa in rete supera il valore di mercato dell energia prelevata, viene maturato un credito. Le nuove regole, operative dal prossimo 1 gennaio 2009, riguarderanno impianti di produzione da cogenerazione ad alto rendimento con potenza fino a 200 kw e impianti di produzione da fonti rinnovabili fino a 20 kw. Sarà possibile innalzare la soglia per le rinnovabili fino a 200 kw non appena sarà varato il necessario decreto attuativo delle misure previste dalla legge Finanziaria Le novità più significative rispetto al meccanismo attualmente in vigore prevedono che il servizio di scambio sul posto venga erogato dal gestore del sistema elettrico (GSE) e non più dai distributori, e gestito attraverso un portale informatico secondo modalità uniformi per tutto il sistema nazionale. Inoltre, l eventuale credito, nel caso di fonti rinnovabili, potrà essere utilizzato negli anni successivi 1 «Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto (TISP)» 1

2 senza più incorrere nel suo annullamento trascorsi tre anni, come invece previsto in precedenza. Per la cogenerazione, il produttore potrà scegliere se utilizzare l eventuale credito negli anni successivi, al pari delle fonti rinnovabili, oppure incassarlo al termine dell anno, ottenendo un compenso monetario. Il dettaglio del provvedimento Il problema delle regole dello scambio sul posto deriva, dal punto di vista normativo, da quanto stabilito dal decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 «Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità» 2 e dal decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 «Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE» 3. Nel primo caso, l'art. 6 del decreto prevedeva che l'aeeg avrebbe successivamente definito le condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza sino a 20 kw. Analogamente, l'art. 6, comma 6 del secondo decreto aveva anch'esso previsto che l'aeeg delineasse le condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento, di potenza nominale sino a 200 kw. L'autorità avrebbe, tuttavia, dovuto tenere conto che, per quel che riguarda le fonti rinnovabili, nelle funzioni di scambio sul posto, non era possibile attuare la vendita di energia elettrica prodotta dagli impianti mentre, al contrario, era perfettamente possibile farlo per la cogenerazione (relativamente al surplus non autocosumato). A fronte di questo quadro non va dimenticato, infine, come la recente legge finanziaria 24 dicembre 2007, n. 244 «Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato» 4 (art. 2, comma 150) avesse già previsto che i Ministeri competenti (Sviluppo Economico e Ambiente) avrebbero dovuto stabilire, tra l'altro, le modalità per l'estensione dello scambio sul posto a tutti gli impianti alimentati con fonti rinnovabili di potenza nominale media annua non superiore ai 200 kw. A fronte di questo quadro normativo, la difficoltà nasceva dal fatto che la condizione essenziale per l'erogazione del servizio di scambio sul posto è la presenza di impianti per il consumo e per la produzione di energia elettrica sottesi a un unico punto di connessione con la rete elettrica con l'obbligo di connessione di terzi. Nella pratica ormai consolidata, tuttavia, la produzione e il consumo di energia elettrica possono verificarsi sia contemporaneamente, ma anche in periodi temporali diversi. Nel caso di autoconsumo istantaneo in situ, al soggetto interessato viene data la possibilità di non utilizzare il sistema elettrico per operare il prelievo dalla rete dell'energia elettrica consumata, realizzando quindi un risparmio (stante però la regolazione vigente per l'accesso alle reti elettriche, pari ai corrispettivi per l'utilizzo del sistema elettrico applicabili all'energia elettrica prelevata). Poiché nel sistema di mercato elettrico vigente la valorizzazione economica dell'energia elettrica è effettuata su base oraria, i valori dell'energia elettrica prodotta e autoconsumata sarebbero coincisi nel caso in cui la produzione e il consumo fossero stati contestuali. Potrebbero differire, invece, nel caso in cui non si realizzi questa sinergia, vale a dire qualora la produzione e il consumo avvengano in ore diverse. Ecco quindi che il servizio di scambio sul posto si è andato configurando come una particolare forma di autoconsumo in situ, cioè a dire che l'energia elettrica prodotta e immessa in rete possa essere prelevata e consumata in un momento differente dal quale avviene la sua produzione; utilizzando quindi il sistema elettrico nazionale quale strumento per l' immagazzinamento virtuale 2 In S.O. n. 17 alla Gazzetta Ufficiale del 31 gennaio 2004, n In Gazzetta Ufficiale del 6 marzo 2007, n In S.O. n. 285 alla Gazzetta Ufficiale del 28 dicembre 2007, n

3 dell'energia elettrica prodotta, ma non contestualmente autoconsumata. Questa procedura virtuale di immagazzinamento ha finito per rappresentare, perciò, la condizione imprescindibile attraverso la quale, al momento, è tecnicamente possibile gestire la produzione di energia elettrica non contestualmente autoconsumata 5. Il servizio di scambio sul posto, di conseguenza, può essere considerato come un fattore di equalizzazione della domanda e dell'offerta energetica del singolo utente, nonché l'incentivazione allo sviluppo della piccola e della microcogenerazione (con particolare riferimento alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione ad alto rendimento), nonché al perseguimento dell'obiettivo dell'autosufficienza energetica da parte dei singoli utenti finali. La conseguenza immediata è che nel sistema giuridico (tecnico) di regolazione del dispacciamento energetico, l impianto per lo scambio sul posto fa sì che: l'energia elettrica scambiata possa considerarsi come non prelevata dalla rete e, di conseguenza, che il soggetto privato che si avvale di questa funzione dovrà essere esonerato dagli oneri applicabili all'energia elettrica prelevata, pur avendo egli stesso utilizzato il sistema elettrico per l'immagazzinamento virtuale dell'energia elettrica scambiata; la particolare forma di autoconsumo in situ consentita dallo scambio sul posto (controbilanciamento di partite di energia elettrica con diverso valore) consente al soggetto interessato di non sostenere l'onere di approvvigionamento connesso al valore dell'energia elettrica prelevata, fino a concorrenza del valore dell'energia elettrica immessa; questo perchè l'energia elettrica scambiata viene assimilata, giuridicamente, all'energia elettrica prodotta e autoconsumata. Questi due punti cardine hanno portato alla conclusione che l'attività di regolazione normativa che il Legislatore avrebbe dovuto fare nel modificare l'assetto attuale non poteva non partire dal garantire che il soggetto interessato allo scambio sul posto raggiungesse un risultato economico che includesse gli effetti di valore variabile prima delineati. Sebbene il concetto perequativo fosse chiaro dal punto di vista generale, il nodo applicativo derivava dal fatto che la stessa AEEG avesse deliberato in materia 6, prevedendo come, convenzionalmente, lo scambio sul posto si dovesse concretizzare attraverso un saldo fisico, pari alla differenza tra l'energia elettrica immessa e l'energia elettrica prelevata su base annuale. Questa modalità, nota come Net Metering, pur facendo salvo il diritto a non corrispondere l'onere per l'utilizzo del sistema per l'energia elettrica scambiata, non teneva conto del differente valore dell'energia elettrica immessa e prelevata; ovverosia la predetta modalità non consentiva di esplicitare i costi di sistema connessi all'erogazione dello scambio sul posto. Questo problema dei costi, sebbene all'inizio della sua applicazione si potesse ritenere come trascurabile, allo stato attuale, con il significativo aumento del numero di utenti ammessi al servizio, così come di potenza degli impianti di produzione allacciati (sia da rinnovabili che da cogenerazione), ha finito per presentare dei valori di incidenza non più irrilevanti. Non si deve, inoltre, dimenticare che lo scambio sul posto, così come segnalato da molte associazioni di imprese di produzione e vendita operanti nel settore, non dovrebbe in ogni caso riguardare la regolazione economica dei prelievi di energia elettrica, al fine di evitare di istituire un regime di riserva per gli utenti dello scambio sul posto, alternativo al libero mercato. Al fine di affrontare organicamente tutte le problematiche delineate, l'aeeg, con la delibera 21 febbraio 2008, n. 74 ARG/elt 17/08 «Disposizioni in materia di conguaglio load profiling per il trimestre gennaio marzo 2008», ha emanato un nuovo Testo Unico per lo scambio sul posto, in 5 Ovverosia immessa in rete per essere ri-prelevata in un momento successivo. 6 Delibera n. 28/2006 «Condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kw, ai sensi dell art. 6 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 38» 3

4 cui si stabilisce: di modificare l'assetto normativo attuale e di assegnare al Gestore del Sistema Elettrico (GSE) il ruolo di unico intermediatore commerciale per lo scambio sul posto, anche per il sempre maggiore ruolo che lo stesso ha assunto nella gestione dei meccanismi di promozione e incentivazione delle fonti rinnovabili e della cogenerazione in Italia (senza dimenticare l'ormai consolidata esperienza acquisita nella gestione del CIP6/92 e nel monitoraggio centralizzato dei flussi commerciali legati allo scambio sul posto); che il predetto scambio sarà d'ora in poi regolato da una specifica convenzione tra l'utente e il GSE, la cui sottoscrizione andrà a sostituire i normali adempimenti relativi all'immissione in rete dell'energia elettrica, ma non quelli relativi all'acquisto della stessa, che continueranno a essere regolati attraverso i normali canali del servizio di vendita commerciale; che lo scambio sul posto si concretizzerà in un intervento equalizzatore da parte del GSE, mediante il riconoscimento da parte dello stesso (a favore del soggetto interessato) di un contributo che garantisca, al più, l'equivalenza tra quanto pagato dall'utente per l'energia elettrica prelevata e il valore dell'energia elettrica immessa in rete; il criterio di calcolo per il contributo perequativo del precedente punto dovrà tenere conto della valorizzazione dell'energia elettrica immessa, nei limiti del valore della stessa complessivamente prelevata, nonché degli oneri relativi ai servizi di trasporto e di dispacciamento per l energia elettrica prelevata 7 ; nel caso in cui il valore dell'energia immessa in rete (per le diverse fasce orarie in cui questo avviene) sia superiore a quello dell'energia successivamente prelevata dall'utente, il delta : - per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, dovrà essere riportato a credito negli anni solari successivi dal GSE; - per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento potrà essere, a scelta dell'utente, compensato con la possibilità di vendita dello stesso 8. Il bilancio del GSE tra costi sostenuti e ricavi ottenuti nelle funzioni di scambio sul posto, oltre a quelli sostenuti per le verifiche previste dalla legge, potranno essere compensati dal Conto per i nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, ovverosia il conto alimentato dalla componente tariffaria A3 che gli utenti finali trovano nella loro bolletta elettrica per sostenere il risparmio energetico e la promozione delle rinnovabili. Cogenerazione con uso di rinnovabili La seconda novità normativa, sempre da fonte AEEG, è relativa alla delibera 2 ottobre 2008 «Linee guida sull'applicazione dei criteri di quantificazione delle sanzioni amministrative e pecuniarie irrogate dall'autorità per l'energia elettrica e il gas ai sensi dell'art. 2, comma 20, lettera c), legge 14 novembre 1995, n. 481 (ARG/com 144/08)», in materia di rendimento elettrico per impianti di cogenerazione che utilizzino fonti rinnovabili. Nella predetta delibera viene cancellato l'obbligo della co-combustione, dando via libera all'installazione di impianti che utilizzino integralmente le fonti rinnovabili come fonte energetica primaria, pur mantenendo inalterati i parametri di calcolo per il rendimento elettrico separato. Il dettaglio della problematica Il problema del vincolo della co-combustione prende origine dal processo di liberalizzazione del 7 Nei limiti della quantità di energia elettrica scambiata, operando cioè una ri-attribuzione di valore di ciò che in precedenza l'utente ha immesso in rete. 8 La normativa per la cogenerazione, al contrario di quella per le fonti rinnovabili, permette la vendita del surplus prodotto. 4

5 mercato energetico italiano che ha mosso i suoi primi passi tra il 1999 ed il Uno dei punti di forza delle nuove dinamiche normative per la liberalizzazione del mercato nazionale era, indubbiamente, la produzione combinata di energia, meglio conosciuta come cogenerazione. Per far sì che questo nuovo approccio a una produzione efficiente dell'energia per gli usi finali trovasse adeguato supporto nella convenienza di mercato, l'aeeg, in ottemperanza a quanto previsto dalla normativa in materia, stabilì i criteri di ammissione degli impianti di cogenerazione ai benefici previsti dai decreti di liberalizzazione dell'energia elettrica e del gas 10. Questo perché gli impianti di cogenerazione consentono risparmi energetici e un più ridotto impatto ambientale rispetto alle produzioni separate delle stesse quantità di energia elettrica e calore. Per questi motivi, la produzione degli impianti di cogenerazione godeva della priorità di dispacciamento nelle reti, indipendentemente dal merito economico, al pari di quanto previsto per le produzioni di energia da fonti rinnovabili. Le imprese che importavano o producevano più di 100 milioni di kwh all'anno da fonti non rinnovabili, inoltre, erano esentate, per la quota di energia prodotta con impianti di cogenerazione, dall'obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale il 2% di nuova energia elettrica prodotta con fonti rinnovabili. Per l'attribuzione dei benefici, però, non era sufficiente la produzione congiunta di elettricità e calore da uno stesso impianto, ma è tutt'ora necessario che questi ultimi garantiscano un significativo risparmio di energia, così com'era previsto dalla definizione di cogenerazione introdotta dal decreto di liberalizzazione del mercato elettrico, recepita dall'autorità nella sua delibera. L'AEEG, infatti, stabiliva che agli effetti dei benefici previsti sono da considerarsi come impianti di cogenerazione quelli che soddisfano contemporaneamente, con riferimento a ciascun anno solare, due condizioni: un risparmio energetico del 10% per ogni nuova sezione di impianto (8% per i rifacimenti, 5% per le esistenti); la produzione di almeno il 15% di energia termica sul totale della produzione complessiva elettrica e termica. Il rispetto delle due condizioni variava in funzione di altri parametri, come la taglia della sezione di impianto, la tipologia dei combustibili utilizzati e la destinazione prevalente dell'energia termica prodotta. Ciò per tener conto delle differenti prestazioni che caratterizzano gli impianti cogenerativi di piccola taglia (generazione distribuita) dagli impianti di taglia più elevata, gli impianti che utilizzano combustibili diversi, gli impianti esistenti da quelli di nuova realizzazione, gli impianti caratterizzati da elevati investimenti nelle reti di teleriscaldamento da quelli destinati prevalentemente ai processi industriali e al rinnovo del parco termoelettrico nazionale. La conseguenza diretta di questa differenziazione fu che, ai fini del riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e di calore come cogenerazione, l'impianto doveva dimostrare di avere un indice di risparmio energetico (IRE 11 ) non inferiore al valore minimo dello stesso indice (IRE min ) fissato, allora sino al 2005, in: 0,050 (5,0%) per le sezioni d'impianto esistenti; 0,080 (8,0%) per i rifacimenti di sezioni; 0,100 (10,0%) per le sezioni di nuova realizzazione. Questi valori minimi, al di sotto dei quali non era possibile ottenere la qualifica di impianto cogenerativo, potevano essere calcolati solo tramite l'utilizzo di un parametro di fondamentale importanza quale il rendimento elettrico netto medio annuo ( es ), relativo cioè a un impianto destinato alla sola produzione elettrica Il riferimento è al D.Lgs. n. 79/1999 e al D.Lgs. n. 164/2000, rispettivamente per l'energia elettrica e il gas. 10 Il riferimento è alla deliberazione dell'aeeg n. 42/ IRE (Indice di Risparmio di Energia): rapporto tra il risparmio di energia primaria conseguito dalla sezione di cogenerazione rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica a termica e l'energia primaria richiesta dalla produzione. 12 E' il rapporto tra la produzione annua netta di energia elettrica e l'energia primaria del combustibile 5

6 Al fine di uniformare questo parametro a livello nazionale l'aeeg, nella sua delibera del 2002, incluse una specifica tabella del predetto rendimento elettrico, suddivisa per taglie di riferimento e combustibili utilizzati (si veda la tabella 1) Tabella 1. Rendimento elettrico netto medio annuo in relazione a taglie di riferimento e combustibili utilizzati Nel caso di utilizzo di rifiuti solidi organici, inorganici e biomasse, i valori del parametro furono individuati, per le taglie maggiori di 10 Mwe, facendo riferimento alla migliore tecnologia citata dal Decreto del Ministero dell'ambiente 5 febbraio 1998; per le taglie inferiori a 10 Mwe, facendo riferimento ai valori medi annui conseguibili con le tecnologie commercialmente all'epoca disponibili. L'uso dei parametri riportati in tabella, però, venne vincolato al processo di cocombustione 13. Questo perchè nel D.Lgs. n. 79/1999 veniva previsto che la trasformazione in energia elettrica dei prodotti vegetali (biomasse) e dei rifiuti organici e inorganici venisse definita come fonte energetica rinnovabile (le cosiddette assimilate per la parte dei rifiuti ), potendo così usufruire, al pari delle rinnovabili nel senso pieno del termine, dei benefici economici previsti dall'allora legislazione vigente. Questo faceva sì che i valori del parametro riportati nella tabella per i rifiuti solidi (organici e inorganici) e per le biomasse si applicassero unicamente nei casi di presenza di co-combustione, definita come la combustione contemporanea di combustibili da fonti rinnovabili 14 e da altre fonti di energia. Con il passare del tempo, e con il perfezionamento delle definizioni tecnico-giuridiche di fonti rinnovabili (da cui sono stati esclusi i rifiuti), l'aeeg, nei processi di aggiornamento dei parametri di calcolo dei rendimenti degli impianti, ha ritenuto di poter modificare quanto precedentemente disposto, cancellando completamente l'obbligo della cocombustione per l'utilizzo dei valori di riferimento elettrico necessari alla parametrizzazione delle condizioni basilari per l'ottenimento del riconoscimento di impianto cogenerativo. Riconoscimento che ora, dopo la soppressione dell'obbligo tecnico, è possibile ottenere anche attraverso un uso esclusivo di fonti rinnovabili per alimentare gli impianti di cogenerazione, quali, ad esempio, proprio le biomasse. immessa annualmente nell'impianto, entrambe riferite all'anno solare. 13 Il concetto di co-combustione è quello definito dall'art. 2, comma 1, lettera g), decreto 11 novembre 1999 «Direttive per l'attuazione delle norme in materia di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui ai commi 1, 2 e 3 dell'art. 11 D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79» in Gazzetta Ufficiale 14 dicembre 1999, n Il concetto di fonti rinnovabili a cui fa riferimento il decreto dell'aeeg è quello contenuto nell'art. 2, comma 15, del D.Lgs. n. 79/