IL MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA

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1 IL MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA Pianificazione ed esercizio dei sistemi elettrici Prof.ssa Maria Dicorato

2 Evoluzione dell industria elettrica Dalla prima metà del 900, si sono sviluppate diverse piccole società energetiche a carattere locale. Dal 1962, tutte le attività concernenti l industria elettrica in Italia sono state gestite centralmente da un ente nazionale: ENEL. Nel 1992 l'enel diventa una società per azioni, anche se con il Ministero del Tesoro come unico azionista; Nel 1999 viene approvato il decreto legislativo n. 79 di liberalizzazione del mercato elettrico, anche detto decreto Bersani. Lo scopo è quello di favorire il contenimento dei prezzi dell'energia in un regime di concorrenza. Nuovi soggetti possono tornare ad operare nel campo della produzione di energia elettrica; Alcune attività di ENEL sono scorporate e messe sul mercato.

3 L assetto del sistema elettrico in Italia Produzione (ENEL, Edison, Endesa, Edipower, Enipower etc) Trasmissione (TERNA S.p.A.) Distribuzione (ENEL Distribuzione, Municipalizzate) Utilizzazione (AU, ESCOs, Clienti idonei, Clienti vincolati)

4 Principali soggetti coinvolti nel mercato elettrico italiano Ministero dello Sviluppo Economico (MSE), che definisce gli indirizzi strategici ed operativi per la sicurezza e l economicità del sistema elettrico nazionale; Autorità per l energia elettrica ed il gas (AEEG), che garantisce la promozione della concorrenza e dell efficienza nel settore, con funzioni di regolazione e controllo; Terna S.p.A., che gestisce in sicurezza la rete di trasmissione nazionale e i flussi di energia elettrica bilanciando l offerta e la domanda di energia; Gestore dei Servizi Energetici (GSE), che ritira la produzione di energia CIP6 e rinnovabile e ne gestisce la vendita sul mercato; Acquirente unico (AU), cui è affidato il ruolo di garante della fornitura dell energia elettrica nell ambito del servizio di maggiore tutela e di salvaguardia; Gestore dei Mercati Energetici (GME), che organizza e gestisce il mercato elettrico.

5 Il mercato elettrico Come in altre esperienze internazionali, la creazione di un mercato corrisponde a due esigenze ben precise: promuovere, secondo criteri di neutralità, trasparenza ed obiettività, la competizione nelle attività di produzione e di compravendita di energia elettrica attraverso la creazione di una piazza del mercato ; assicurare la gestione economica di una adeguata disponibilità dei servizi di dispacciamento. Il mercato elettrico in Italia nasce per effetto del decreto legislativo n. 79 del 1999 (Decreto Bersani), in recepimento della direttiva comunitaria sulla creazione di un mercato interno dell energia (96/92/CE).

6 Il mercato elettrico i tempi Fase 1: fase di test, iniziata l 8 gennaio 2004 Fase 2: partenza del Mercato il 31 marzo 2004 Fase 3: partecipazione attiva della domanda dal gennaio 2005 Fase 4: possibilità di partecipazione per tutti i clienti finali dal luglio 2007

7 Principali documenti DL 79/99 (Decreto Bersani) Disciplina del Mercato Elettrico e successive modifiche Disposizioni tecniche di funzionamento (DFT) Il Mercato Elettrico del GME: finalità, organizzazione e funzionamento

8 DL 79/99 (I) Liberalizzazione delle attività di produzione, trasmissione e distribuzione nel rispetto degli obblighi di servizio pubblico; Introduce la figura del GRTN che gestisce la rete di trasmissione nazionale (SO); Terna S.p.a. che possiede la rete di trasmissione (RTN); Introduce la figura dell Acquirente Unico

9 ACQUIRENTE UNICO È la Società per azioni del gruppo Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A., cui è affidato per legge il ruolo di garante della fornitura di energia elettrica alle famiglie e alle piccole imprese, a condizioni di economicità, continuità, sicurezza ed efficienza del servizio. Il compito di Acquirente Unico è quello di acquistare energia elettrica alle condizioni più favorevoli sul mercato e di cederla ai distributori o agli Esercenti la maggior tutela, per la fornitura ai piccoli consumatori che non acquistano sul mercato libero. Dal 1 luglio 2007, con la completa apertura del mercato elettrico, Acquirente Unico, secondo quanto stabilito dal Decreto Legge n. 73 del 18 giugno 2007 acquista l energia elettrica per il fabbisogno dei clienti appartenenti al mercato di maggior tutela e cioè i consumatori domestici e le piccole imprese (connesse in bassa tensione, con meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro) che non hanno scelto un nuovo fornitore nel mercato libero.

10 DL 79/99 (II) Il GME ha il compito di organizzare il mercato secondo criteri di neutralità e trasparenza assicurando la concorrenza tra produttori; Al fine di assicurare la concorrenza, i produttori a partire dal 2003 non potranno produrre o importare una quota superiore al 50% della totale energia prodotta e importata in Italia; Previsto il piano di cessione di MW dall ENEL attraverso la vendita a tre GenCo;

11 DL 79/99 (III) Per l aumento della concorrenza sono previste autorizzazioni per la costruzione di nuovi impianti; Attività di distribuzione data in concessione; Si prevede che le compagnie che producono più di 100 MWh/anno nell anno successivo debbano immettere sul mercato almeno il 2% della quantità eccedente i 100 MWh/anno da fonti rinnovabili; Definizione di Cliente Idoneo: con consumi superiori a 0.1 GWh/anno (da luglio 2007 è aperto a tutti i consumatori)

12 Cliente idoneo Cliente idoneo: Persona fisica o giuridica che ha facoltà di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi fornitore di propria scelta (produttore, distributore, grossista). A partire dal 1 luglio 2004, in base alla Delibera AEEG 107/04, sono idonee tutte le persone fisiche o giuridiche che acquistano energia elettrica non destinata al proprio uso domestico, inclusi i produttori e i clienti grossisti. Dal 1 luglio 2007 tutti i clienti sono idonei. A partire dal 1 gennaio 2005 i clienti idonei hanno diritto ad acquistare energia direttamente in borsa.

13 Cliente vincolato Persona fisica o giuridica che, non rientrando nella categoria dei clienti idonei, può stipulare contratti di fornitura esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nella propria area territoriale. Dal 1 luglio 2004 sono clienti vincolati i clienti che acquistano energia elettrica per il proprio consumo domestico, escluse le attività commerciali o professionali. Gli acquisti dei clienti vincolati possono essere effettuati dall'acquirente Unico sia in borsa che tramite contratti bilaterali. Dal 1 luglio 2007, con la libera partecipazione al mercato di tutti i clienti finali, a questo concetto si sostituisce quello di cliente a maggior tutela.

14 Servizio di "maggior tutela" E' il servizio di fornitura dell'energia elettrica a condizioni economiche e contrattuali stabilite dall'autorità per l'energia. Il cliente domestico o le piccole imprese (PMI) * sono servite alle condizioni di maggior tutela se non hanno mai cambiato fornitore, o se ne hanno nuovamente richiesto l'applicazione dopo aver stipulato contratti nel mercato libero con altri fornitori. Le condizioni del servizio di maggior tutela si applicano anche ai clienti domestici e alle PMI che rimangono senza fornitore di elettricità, per esempio in seguito a fallimento di quest'ultimo. * Per piccola impresa o PMI si intende una impresa con meno di 50 addetti ed un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro alimentata in bassa tensione (BT).

15 Disciplina del Mercato Elettrico Contiene le regole di funzionamento di: Mercato elettrico (ai sensi dell art. 5 del Decreto Bersani) Mercati per l ambiente (certificati verdi, titoli di efficienza energetica, unità di emissione) Definisce i mercati dell energia Mercato del Giorno Prima dell energia (MGP) Mercato Infragiornaliero (MI) e i mercati per l approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) MSD ex-ante Mercati di bilanciamento (MB)

16 Disposizioni tecniche di funzionamento (DTF) Le norme attuative e procedimentali della Disciplina sono definite nelle DTF. Nel predisporre le DTF il GME si attiene ai criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e concorrenza tra gli operatori. Le DTF sono pubblicate sul sito internet del GME ed entrano in vigore dalla data di pubblicazione.

17 Il mercato Elettrico del GME: finalità, organizzazione e funzionamento In questo documento viene fornita una descrizione semplificata delle regole proposte dal GME per il funzionamento del mercato e delle ragioni poste alla loro base. In particolare vengono descritti: i vincoli tecnici che caratterizzano il settore elettrico e l influenza che questi hanno sulle modalità di organizzazione delle attività di produzione e vendita; gli elementi caratterizzanti il Mercato Elettrico; le modalità di ammissione e partecipazione al Mercato Elettrico; le modalità di fatturazione e liquidazione delle transazioni.

18 Vincoli tecnici del sistema elettrico Richiede un bilanciamento istantaneo e continuo tra immissione e prelievo, tenuto conto delle perdite di trasporto e distribuzione; La frequenza e la tensione dell energia in rete devono essere mantenute all interno di un range strettissimo per garantire la sicurezza; È necessario che i flussi di energia non superino i limiti massimi di transito ammissibili sull elettrodotto.

19 Vincoli tecnici del sistema elettrico Il rispetto di questi vincoli è reso difficile dalle tecnologie e modalità di produzione trasporto: Variabilità, inelasticità e non-razionalità della domanda: la richiesta di potenza varia sia nel breve che nel medio termine; Assenza di stoccaggi e vincoli dinamici all adeguamento in tempo reale dell offerta: l energia elettrica non può essere immagazzinata se non in bacini e ci sono dei limiti massimi e minimi alla potenza erogabile; Esternalità della rete: una volta immessa in rete, l energia impegna tutta rete, ogni squilibrio locale si propaga su tutta la rete.

20 Gestione del sistema elettrico È necessario un coordinatore centrale (dispacciatore) dotato di un potere di controllo che svolge le seguenti attività: Definizione dei programmi di immissione e prelievo (UC e scheduling). Bilanciamento del sistema in tempo reale (balancing) Il dispacciatore predispone in anticipo (settimana-giorno) i programmi di produzione di ciascuna unità al fine di soddisfare il fabbisogno atteso (perdite incluse) al minimo costo. Tali programmi devono: Rispettare i limiti operativi di unità generatrici e di trasporto; Prevedere la disponibilità di un adeguato margine di riserva per far fronte a qualsiasi evento imprevisto.

21 Bilanciamento del sistema in tempo reale (balancing) Il necessario equilibrio tra immissioni e prelievi è garantito da sistemi di regolazione e controlli automatici delle unità di produzione (riserva primaria e secondaria) Il dispacciatore interviene solo quando i margini operativi dei sistemi di regolazione automatici sono inferiori agli standard di sicurezza. Nel nuovo assetto del mercato elettrico il compito del dispacciatore è affidato alle figure di TERNA e GME

22 Assetto del mercato elettrico

23 Mercati dell energia Il GME raccoglie le offerte di vendita e di acquisto per ciascuna ora del giorno successivo. I programmi orari di produzione e consumo sono determinati selezionando le offerte in ordine di merito economico: In ordine di prezzo crescente per le offerte di vendita In ordine di prezzo decrescente per le offerte di acquisto In questo modo si garantisce sia il soddisfacimento della domanda al minimo costo sia il rispetto dei vincoli di trasporto stabiliti da Terna.

24 Contratti bilaterali (CB) La borsa elettrica non è un mercato obbligatorio: gli operatori possono concludere contratti di compravendita anche al di fuori della piattaforma di borsa, i cosiddetti contratti bilaterali. In questo caso le forniture ovvero i programmi di immissione e prelievo nonché il prezzo di valorizzazione dell energia sono liberamente determinati dalle parti. Anche i contratti bilaterali sono soggetti alla verifica di compatibilità con i vincoli di trasporto. Le modalità di registrazione dei contratti ammessi alle negoziazione sul mercato aventi per oggetto la negoziazione di forniture future di energia elettrica (contratti a termine) sono state modificate attraverso l introduzione di un sistema per conti di energia (Piattaforma Conti Energia a Termine - PCE). A partire dal 1 aprile 2007, la delibera AEEG 111/06 individua nel GME il soggetto deputato alla gestione della PCE assumendo il ruolo di controparte delle partite economiche.

25 Contratti bilaterali (CB) L energia scambiata con CB registrati sulla PCE partecipa al processo di soluzione del mercato, in quanto: concorre ad impegnare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti contribuisce a determinare le quantità di ponderazione del Prezzo Unico Nazionale I programmi registrati sulla PCE vengono inviati sul MGP nella forma di offerte sotto forma di offerte di vendita e di acquisto con massima priorità: Vendita a prezzo zero Acquisto senza indicazione di prezzo

26 Contratti bilaterali (CB) La prassi secondo la quale CB standard sono conclusi su di un mercato si definisce over the counter

27 Mercato dell energia elettrica Priorità di dispacciamento, a parità di prezzo offerto, nell ordine di merito economico, nell ordine: offerte riferite ad unità must-run; offerte riferite ad unità alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; offerte riferite ad unità alimentate da fonti rinnovabili programmabili; offerte riferite ad unità di produzione di cogenerazione, CIP6; offerte relative a contratti bilaterali. Priorità di dispacciamento non è sicurezza di dispacciamento.

28 Aspetti del sistema elettrico rilevanti per il mercato Ai fini della verifica e della rimozione delle congestioni eventualmente determinate dai programmi di immissione e prelievo (dovuti al mercato o ai CB), il GME utilizza una rappresentazione semplificata della rete che evidenzia solamente i limiti di transito più rilevanti: Zone geografiche: porzione della rete elettrica per la quale esistono, per ragioni di sicurezza del sistema, limiti fisici di scambio di energia con altre zone geografiche (Nord, Centro-Nord, Centro- Sud, Sud, Sicilia, Sardegna) Zone virtuali: Punto di interconnessione con l estero (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Corsica, Grecia) o con un polo di produzione limitato Poli di produzione limitata: zone costituite da sole unità di produzione, la cui capacità di interconnessione con la rete è inferiore alla potenza installata alle unità stesse.

29 Rappresentazione delle zone geografiche e virtuali della RTN La conformazione di tali zone ed i transiti relativi sono individuate da Terna e comunicate al GME

30 Massimi transiti tra zone geografiche

31 La RTN Italiana La rete di trasmissione nazionale Italiana ha un estensione superiore ai km ed include sia la rete ad altissima tensione (380 kv e 220 kv), che le porzioni di rete ad alta tensione (132 kv e 150 kv) per più del 50% dell estensione. La rete nazionale è interconnessa con l estero attraverso 16 linee: 4 linee con la Francia 8 linee con la Svizzera 1 linea con l Austria 2 linee con la Slovenia 1 linea con la Grecia

32 Punti di offerta Ogni zona geografica e virtuale è un insieme di punti di offerta; I punti di offerta sono le unità minime rispetto alle quali devono essere definiti programmi orari di immissione e di prelievo: Immissione: i punti di offerta coincidono con i singoli punti di immissione cioè con le singole unità di produzione Prelievo: i punti di offerta possono corrispondere a singoli punti di prelievo, cioè a singole unità di consumo, sia ad aggregati di punti di prelievo.

33 Utente di dispacciamento Per ogni punto di offerta è individuato un utente di dispacciamento che ha i seguenti compiti: responsabile verso Terna dell esecuzione dei programmi di immissione determinati sul mercato o in esecuzione dei contratti bilaterali; responsabile dell esecuzione degli ordini di bilanciamento che Terna può inviare ai punti di offerta nel tempo reale; responsabile del pagamento a Terna degli oneri di sbilanciamento.

34 Relazione tra punti di offerta e punti di immissione e prelievo

35 Organizzazione del mercato elettrico (modifica della disciplina di novembre 2009) Il mercato elettrico organizzato dal GME si articola come segue, in base allo svolgimento temporale delle sessioni: Mercato a termine (MTE) Mercato a pronti (MPE) Mercato del giorno prima (MGP); Mercato infragiornaliero (MI); Mercato del servizio di dispacciamento (MSD).

36 Mercato a pronti Articolazione temporale Il Mercato del Giorno Prima (MGP): si chiude alle 9.00 del giorno prima rispetto a quello cui si riferiscono le offerte e ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita di energia elettrica. Le offerte si possono presentare anche nelle giornate precedenti alla sessione del MGP cui si riferiscono, fino a un massimo di 9 giorni prima; Il Mercato Infragiornaliero (MI): si articola in due sessioni (MI1 ed MI2), che si aprono alle 10.30, dopo la comunicazione degli esiti del MGP e si chiudono rispettivamente alle ed alle 15.00; Il Mercato per il Servizio di Dispacciamento ex-ante (MSD): si apre alle 15.00, dopo la comunicazione degli esiti del MI e si chiude alle Il Mercato di Bilanciamento (MB): si articola in 5 sessioni successive per la negoziazione in differenti gruppi di ore.

37 Mercato del giorno prima (MGP) Finalizzato allo scambio di energia all ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei); Definisce i programmi di immissione prelievo per ciascuna ora del giorno dopo; Alloca la capacità di transito disponibile, per ogni coppia di zone ai CB ed operatori di mercato; Si svolge nella mattina del giorno precedente e possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta.

38 Mercato infragiornaliero (MI) In questo mercato gli operatori possono modificare i programmi definiti in esito al MGP presentando ulteriori offerte di vendita o di acquisto; Possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta.

39 Mercato del servizio di dispacciamento (MSD) Gli operatori presentano offerte di disponibilità di aumento o riduzione della potenza immessa o prelevata in ogni ora che Terna utilizza: per correggere i programmi che violano i limiti di transito sulla rete e costruire margini di riserva per il giorno successivo; nel tempo reale per bilanciare il sistema a fronte di scostamenti dai programmi. Possono partecipare solo gli utenti di dispacciamento dei punti di offerta abilitati da Terna.

40 Schema organizzativo del MPE

41 Offerte Gli operatori partecipano al mercato presentando offerte di acquisto o vendita; Le offerte sono costituite da coppie quantità-prezzo (MWh, /MWh) ed esprimono la disponibilità a vendere (o comprare) una quantità di energia non superiore a quella specificata nell offerta ad un prezzo non inferiore (superiore) a quello specificato nell offerta stessa; Prezzi e quantità non devono essere negativi; Sono ammesse offerte di acquisto senza indicazione di prezzo: in tal caso esprimono la disponibilità dell operatore ad acquistare a qualsiasi prezzo; Le offerte sono riferite ai punti di offerta e per singole ore: per ogni giorno e per ogni punto di offerta, possono essere presentate al massimo 24 offerte e ciascuna offerta è indipendente dalle altre.

42 Offerte Le offerte possono essere: Semplici, costituite da una coppia di valori che indicano la quantità di energia offerta sul mercato da un operatore ed il relativo prezzo per un determinato periodo rilevante; Multiple, costituite dal frazionamento di una quantità complessiva offerta sul mercato dallo stesso operatore per lo stesso periodo rilevante per la stessa unità di produzione e stesso punto di prelievo; Predefinite, costituite da offerte semplice o multiple che giornalmente vengono proposte al GME.

43 Gli Operatori Ciascun operatore può presentare offerte riferite a diversi punti di offerta; Per uno stesso punto diversi operatori possono presentare offerte; Nel MGP e MI, qualunque operatore può presentare offerta; Nel MSD le offerte possono riferirsi solo a punti tecnicamente idonei e presentate solo dai rispettivi utenti di dispacciamento.

44 Controlli sulle offerte Verifica di validità: le offerte devono essere formulate correttamente (eseguito dal sistema informatico); Verifica di congruità: Le quantità specificate devono essere compatibili con le quantità massime acquistabili/vendibili presso lo stesso punto; Il controvalore delle offerte di acquisto deve rientrare nei margini di garanzia riconosciuti dagli operatori.

45 Accettazione delle offerte Sul MGP e MI, le offerte vengono accettate dal GME; Sul MSD le offerte sono accettate da Terna; L accettazione delle offerte relative a ciascuna ora si risolve indipendentemente da quella delle altre ore; Le offerte sono accettate in ordine di merito; I meccanismi specifici di accettazione variano per i vari tipi di mercato.

46 Comunicazione e pubblicazione degli esiti A seguito della determinazione degli esiti del mercato, il GME: Comunica a ciascun operatore l esito delle proprie offerte in termini di quantità accettate (corrette per le perdite di trasporto), di prezzo di valorizzazione; Comunica a Terna ed agli utenti di dispacciamento dei diversi punti di offerta i programmi cumulati dei rispettivi punti, ottenuti come somma algebrica di tutte le offerte accettate riferite a quel punto; Pubblica gli esiti generali del mercato in termini di quantità complessivamente acquistate e vendute in ogni zona e in ogni ora e il relativo prezzo di valorizzazione.

47 Mercato del Giorno Prima Tipologia e vincoli di offerta; Informazioni preliminari; Accettazione delle offerte; Contratti Bilaterali; Assegnazione dei diritti di transito.

48 Mercato del Giorno Prima Organizzato secondo un modello di asta implicita, che ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita di energia elettrica. Mercato per lo scambio di energia all ingrosso dove: si negoziano blocchi orari di energia elettrica per il giorno successivo si definiscono i prezzi e le quantità scambiate si definiscono programmi di immissione e prelievo per il giorno dopo. Al MGP possono (non devono) partecipare tutti gli operatori che abbiano acquisito la qualifica di operatore del mercato elettrico. La controparte centrale per le operazioni di acquisto e vendita sul MGP è il GME.

49 Tipologia e vincoli di offerta Possono essere presentate offerte sia di vendita che di acquisto del tipo: Offerte semplici- una coppia quantità/ prezzo unitario (MWh, /MWh); Offerte multiple- costituite da un massimo di 4 coppie quantità/prezzo unitario Offerte predefinite- offerte semplici o multiple che ciascun operatore può presentare una tantum e che il GME utilizza in tutte le sedute in cui, per l ora e per l unità cui l offerta è riferita, non sono pervenute offerte correnti. Offerte di acquisto da punti di prelievo; Offerte di vendita da punti di immissione; Vendita+acquisto da punti di offerta misti (impianti di produzione e pompaggio)

50 Offerte semplici e multiple

51 Informazioni preliminari Prima della seduta del MGP, il GME rende disponibili agli operatori le informazioni che riguardano: il fabbisogno di energia previsto per ogni ora ed ogni zona I limiti massimi di transito ammessi tra zone limitrofe per ogni ora e per ogni coppia di zone. Il GME aggiunge, per ogni ora e per ogni zona, il prezzo convenzionale di riferimento, cioè il prezzo che il GME applica convenzionalmente alle offerte di acquisto senza indicazione di prezzo per valutarne la congruità rispetto alla capienza delle garanzie finanziarie dell operatore.

52 Accettazione delle offerte Il GME attiva il processo per la risoluzione del mercato; Per ogni ora del giorno successivo, l algoritmo del mercato accetta le offerte in maniera da massimizzare il valore delle contrattazioni, nel rispetto dei limiti massimi di transito tra le zone;

53 L intersezione delle due curve.. Tutte le offerte di vendita vengono ordinate per prezzo crescente in una curva aggregata di offerta di vendita; Tutte le offerte di acquisto vengono ordinate per prezzo decrescente in una curva aggregata di offerta di acquisto; L intersezione delle due curve determina: la quantità complessivamente scambiata; il prezzo di equilibrio; Le offerte accettate ed i programmi di immissione e prelievo ottenuti come somma delle offerte riferite in una stessa ora ad uno stesso punto di offerta;

54 Determinazione del punto di equilibrio

55 Market splitting (I) Se i flussi sulla rete derivanti dai programmi non violano nessun limite di transito, il prezzo di equilibrio è unico e pari a P* e le offerte accettate sono: quelle con prezzo di vendita <= P* quelle con prezzo di acquisto >= P* Se almeno un limite risulta violato, l algoritmo separa il mercato in due zone di mercato (market splitting): una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo; una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo.

56 Market splitting (II) Per ciascuna zona si determina l intersezione delle curve di offerta di acquisto e vendita cumulative relative al quella zona. L esito è un prezzo di equilibrio zonale Pz zona per zona; Pz > nelle zone importatrici Pz < nelle zone esportatrici. Il market splitting viene ripetuto all interno delle zone già create fino ad ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete.

57 Prezzo unico nazionale (PUN) Il GME applica ai consumatori un prezzo unico di acquisto su base nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi zonali; Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo delle zone geografiche; A tutti i punti di offerta in immissione, ai punti di offerta misti ed ai punti in prelievo delle zone virtuali, si applica il Pz.

58 Funzionamento dell algoritmo dell algoritmo di prezzo unico zonale con prezzo unico per i consumatori

59 Andamento dei prezzi e quantità vendute

60 Andamento dei prezzi e quantità vendute

61 Esiti

62 Curva aggregata Italia

63 Curva aggregata Sicilia

64 Curva aggregata Sardegna

65 Esiti

66

67 Liquidità Rapporto tra le quantità di borsa e le quantità totali.

68 ESEMPIO DI COSTRUZIONE DELLA CURVA AGGREGATA DI VENDITA

69 Supponiamo di avere 4 produttori che presentano le seguenti offerte p 1 P1: 15 /MWh Q1: 0-100MW Z=1 p 2 Z=1 P1: 12 /MWh Q1: 0-70MW P2: 26 /MWh Q2:70-200MW q Ordine di merito di vendita Z=2 3 P1: 8 /MWh Q1: 0-50MW P2: 11 /MWh Q2: MW p Z=2 q P1: 10 /MWh Q1: 0-150MW 4 Zona N prezzo quantità q q

70 p Supponiamo di avere 3 acquirenti che presentano le seguenti offerte 1 P1: 150 /MWh Q1: 0-100MW Z=2 p 2 P1: 120 /MWh Q1: 0-50MW P2: 25 /MWh Q2:50-140MW Z=1 p Z=2 3 q P1: 30 /MWh Q1: 0-100MW P2: 5 /MWh q Ordine di merito acquisto Zona N prezzo quantità Q2: MW q

71 p Ordine di merito acquisto Zona N prezzo quantità Ordine di merito di vendita Zona N prezzo quantità MCP=12 /MWh q

72 Accettazione delle offerte Se almeno un limite risulta violato, l algoritmo separa il mercato in due zone di mercato (market splitting): una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo; una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo. Per ciascuna zona si determina l intersezione delle curve di offerta di acquisto e vendita cumulative relative a quella zona.

73 Market splitting Z=1 50 MW Z=2

74 p Ordine di merito acquisto Zona N prezzo quantità Ordine di merito di vendita Zona N prezzo quantità Z=1 (transito max o 2-1 =50MW) Pz=15 /MWh Im q

75 p Ordine di merito acquisto Zona N prezzo quantità Ordine di merito di vendita Zona N prezzo quantità Ex Z=2 (transito max 1-2 o 2-1 =50 MW) Pz=11 /MWh q

76 Accettazione delle offerte L esito è un prezzo di equilibrio zonale Pz zona per zona; Pz > nelle zone importatrici Pz < nelle zone esportatrici. Il market splitting viene ripetuto all interno delle zone già create fino ad ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete.

77 Market splitting (I) Nella zona 1: il prezzo Pz è più alto (15 /MWh) del MCP iniziale (12 /MWh) in assenza di congestioni: Prima importava di + dalla zona 2 che aveva i generatori ad un prezzo più conveniente; Ora è costretta ad usare quelli presenti nella zona stessa per soddisfare la domanda; Questi generatori sono più costosi; In generale nella zona 1 c è una scarsità di produzione e quindi i prezzi aumentano.

78 Market splitting (II) Nella zona 2: il prezzo Pz è più basso (11 /MWh) del MCP iniziale (12 /MWh) in assenza di congestioni: Avendo i generatori ad un prezzo più conveniente, prima esportava di + nella zona 1; Essendo la domanda locale inferiore all offerta di produzione, solo i generatori + convenienti vengono dispacciati; In generale nella zona 2 c è una abbondanza di produzione e quindi i prezzi diminuiscono.

79 PUN PUN = PUN = z P z z j j QV QV j z j z 140 * * Zona 1 QVz = 140 MW Pz =15 /MWh Zona 2 QV =250 MW Pz =11 /MWh 12.4 /MWh

80 Contratti Bilaterali L energia scambiata tramite CB partecipa al processo sopra descritto: concorre ad impiegare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti; contribuisce a determinare le quantità di ponderazione del PUN. I programmi registrati sulla PCE vengono inviati sul MGP nella forma di offerte virtuali di vendita a prezzo zero e di acquisto senza indicazione di prezzo.

81 Contratti Bilaterali Supponiamo di avere 1 contratto bilaterale tra: L acquirente Zona N quantità E il venditore: Zona N quantità Ove il prezzo del contratto Bilaterale viene stabilito mediante trattativa privata tra le parti.

82 p Ordine di merito acquisto Zona N prezzo quantità 2 3 Bil Ordine di merito di vendita Zona N prezzo quantità 1 1 Bil Bil MCP=11 /MWh Bil q

83 Assegnazione dei diritti di transito (I) Il meccanismo di market splitting costituisce un asta implicita non discriminatoria per l assegnazione dei diritti di transito; Se il flussi di rete derivanti dall insieme delle offerte accettate non violano alcun limite di transito, il prezzo di equilibrio è unico ed è pari a P*. In questo caso: Il valore del diritto di transito è nullo, in quanto non è un bene scarso; Il diritto di transito è assegnato a tutti i CB, senza il pagamento di alcun corrispettivo, e alle più competitive tra le offerte presentate sul mercato.

84 Assegnazione dei diritti di transito (II) Se almeno un transito risulta violato (scarsità di capacità di transito), l algoritmo separa il mercato in due o più zone e per ogni zona c è un prezzo diverso: Il valore del diritto di transito tra le zone x e y è P y -P x. Il bilaterale è tenuto a (ricevere) pagare tale corrispettivo (dal) al Terna per i flussi che (de-)congestionano i transiti; Il diritto di transito è assegnato ai CB fino a disponibilità di capacità e quindi alle più competitive tra le offerte presentate sul mercato; Ai fini del pagamento del corrispettivo per il diritto di transito è indifferente effettuare un contratto bilaterale tra le zone x e y o fare un offerta di vendita nella zona x e di acquisto nella zona y. L esistenza di una differenza tra il prezzo ricevuto dai produttori di una zona e il prezzo pagato dai consumatori nella stessa zona, in assenza di interventi correttivi, crea una possibilità di arbitraggio attraverso i CB.

85 Diritto di transito (I) Zona A: Pz = 30 /MWh Zona B: Pz = 40 /MWh PUN = 35 /MWh I 5 /MWh dei 35 /MWh pagati dai consumatori della zona A non sono necessari alla copertura dei costi da essi causati, ma sussidiano il consumo dei consumatori della zona B; Ad un consumatore e un produttore della zona A conviene fare un CB con un prezzo tra i 30 e 35 /MWh, in questo modo si riapproprierebbero di quei 5 /MWh che, nel caso di partecipazione al mercato andrebbe a ridurre la quota che deve pagare il consumatore in B;

86 Diritto di transito (II) Si crea un arbitraggio e per effetto di questo, tutti consumatori della zona A opterebbero per un CB; Mentre solo i consumatori della zona B parteciperebbero al mercato; Di conseguenza, il PUN Pz (B) = 40 /MWh. Per evitare ciò, il corrispettivo applicato ai CB è la differenza tra il PUN Pz: Un corrispettivo di (35 30) /MWh, a carico dei titolari di CB con immissione (prelievo) nella zona A; Un corrispettivo di (40 35) /MWh, ricevuto dai titolari di CB con immissione (prelievo) nella zona B (sussidio pari a 5 /MWh per ogni MWh prelevato nella zona B in esecuzione di un CB).

87 Mercato Infragiornaliero (MI) Poiché i 24 programmi orari di immissione o prelievo di ciascun punto di offerta sono determinati indipendentemente, nulla garantisce che essi siano globalmente compatibili con i vincoli dinamici degli impianti di produzione; La disponibilità di un mercato di aggiustamento, come MI, permette agli operatori di presentare offerte per accomodare i propri programmi.

88 MI Tipologia e vincoli di offerta Sul MI si possono presentare offerte sia di vendita che di acquisto, secondo tre tipologie: Offerte semplici- una coppia quantità/ prezzo unitario (MWh, /MWh); Offerte multiple- costituite da un massimo di 4 coppie quantità/prezzo unitario Offerte bilanciate- sono insiemi di offerte presentate da uno o più operatori e aventi particolare priorità a parità di prezzo. Sia le offerte di vendita che di acquisto possono essere riferite a punti di offerta in immissione, in prelievo e misti.

89 MI Informazioni preliminari ed accettazione offerte Informazioni preliminari come nel MGP Meccanismo accettazione offerte analogo a quello del MGP; A differenza del MGP, non viene calcolato il PUN.

90 MI - Accettazione delle offerte Tutti gli acquisti e le vendite sono valorizzate al prezzo zonale Pz: per evitare arbitraggi tra MGP e MI, sulle offerta in prelievo viene applicato un corrispettivo di non arbitraggio; Per le offerte di acquisto, l operatore paga al GME, se negativo o riceve dal GME, se positivo, tale corrispettivo, in misura pari a (Q MI )x(pz PUN); Per le offerte di vendita, l operatore paga al GME, se positivo o riceve dal GME, se negativo, tale corrispettivo, in misura pari a (Q MI )x(pz PUN). Alla chiusura di ciascuna sessione di MI, il GME comunica a Terna i risultati rilevanti ai fini del dispacciamento: transiti e programmi aggiornati di immissione e prelievo.

91 MI - Offerte bilanciate Sono gruppi di due o più offerte, di cui almeno una di acquisto ed una di vendita, riferite ad una stessa zona geografica e ad una stessa ora, complessivamente bilanciate in quantità ed aventi prezzo zero (sia in vendita che in acquisto).

92 Offerte bilanciate Se per un punto di offerta in immissione fossero presentate offerte di vendita di 100 MWh per 24 ore tranne che per l ora 7; Considerando che l unità di produzione sottesa ha un tempo di accensione di 2 ore; L esito del mercato avrebbe prodotto un programma giornaliero non eseguibile per quella unità che non è in grado di spegnersi alle 7 e riaccendersi alle 8; Questo eccesso di generazione viene venduta nel mercato del bilanciamento.

93 Mercato del servizio di dispacciamento (MSD) (I) Sul MSD Terna stipula i contratti di acquisto e vendita ai fini dell approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento Si chiude nel giorno precedente al giorno di consegna, ma il processo di accettazione si svolge: immediatamente dopo la chiusura delle sedute del MGP e MI (MSD ex-ante) in modo da risolvere eventuali congestioni residue non risolte e costituire i margini di riserva necessari alla sicurezza del sistema; durante tutta la giornata del giorno di consegna (Mercato di Bilanciamento) quando le offerte sono accettate per bilanciare il sistema nel tempo reale.

94 Mercato del servizio di dispacciamento (MSD) (II) Sul MSD Terna agisce come controparte centrale Le offerte possono essere riferite solo ai punti di offerta abilitati e presentate solo dai rispettivi utenti del dispacciamento (le unità devono essere dotate di idonee caratteristiche tecniche). Per ogni offerta di acquisto accettata sul MSD riferita a punti di offerta in prelievo, il GME determina il corrispettivo di non arbitraggio che l operatore è tenuto a pagare, se negativo, o a ricevere se positivo. Le offerte sono accettate vengono remunerate al prezzo presentato (pay-as-bid).

95 MSD - Tipologia e vincoli di offerta Si possono presentare sia offerte di vendita che di acquisto, ma solo offerte semplici; Offerta di vendita: disponibilità all aumento dell immissione (o alla riduzione del prelievo); Offerta di acquisto: disponibilità alla riduzione dell immissione (o all aumento del prelievo).

96 MSD - Accettazione delle offerte Sul MSD ex ante vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita relative ai periodi rilevanti del giorno successivo a quello in cui termina la seduta. Sul MSD ex-ante Terna accetta offerte di acquisto e vendita di energia al fine di approvvigionare riserva, risolvere le congestioni e mantenere il bilancio tra immissioni e prelievi di energia sulla rete. Il Mercato di Bilanciamento (MB) è la sede in cui vengono selezionate offerte di acquisto e di vendita relative ai periodi del giorno di svolgimento. Il MB è articolato in diverse sessioni. Sul MB Terna accetta offerte di acquisto e vendita di energia al fine di svolgere il servizio di regolazione secondaria e mantenere il bilanciamento, nel tempo reale, tra immissione e prelievi di energia sulla rete.

97 MTE Mercato dell energia a termine Sede per la negoziazione di contratti a termine dell energia elettrica con obbligo di consegna e ritiro della stessa. Sono ammessi tutti gli operatori ammessi al mercato elettrico. Su tale mercato il GME si pone come controparte centrale ed è titolare di un conto energia sulla PCE sul quale le transazioni in acquisto e vendita concluse dall operatore sul MTE. Le negoziazioni su MTE si svolgono in modalità continua e le sessioni si svolgono dalle ore 9.00 e fino alle ore dei giorni di mercato.

98 MTE Mercato dell energia a termine Sono negoziabili due tipologie di contratti la cui quantità di energia è fissata dal GME a 1 MW, moltiplicato per i periodo rilevanti sottostanti il contratto medesimo: Baseload, il cui sottostante è l energia elettrica da consegnare in tutte le ore dei giorni appartenenti al periodo di consegna; PeakLoad, il cui sottostante è l energia elettrica da consegnare dalle ore 9 alle 20 dei giorni del periodo di consegna, esclusi il sabato e la domenica. Tali contratti sono negoziabili con periodi di consegna: mese, trimestre e anno. I contratti di durata superiore al mese vengono partizionati con il metodo a cascata.

99 MTE Mercato dell energia a termine Gli operatori partecipano presentando proposte nelle quali indicano tipologia e periodo di consegna, numero dei contratti, prezzo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Le contrattazioni sul mercato avvengono attraverso la negoziazione continua Le offerte sono ordinate sulla base del prezzo: in ordine decrescente per le offerte di acquisto e in ordine crescente per le offerte di vendita. A parità di prezzo vale la priorità temporale di immissione dell offerta. Le offerte senza limite di prezzo hanno priorità massima di prezzo. La conclusione dei contratti avviene mediante l abbinamento automatico di offerte di segno contrario presenti e ordinate secondo i criteri di priorità.

100 MTE Mercato dell energia a termine In particolare, l immissione di un offerta: di acquisto con limite di prezzo, determina l abbinamento a capienza con una o più offerte di vendita aventi prezzo minore o uguale rispetto a quello della proposta inserita; di vendita con limite di prezzo, determina l abbinamento a capienza con una o più offerte di acquisto aventi prezzo maggiore o uguale rispetto a quello dell offerta inserita; senza limite di prezzo, determina l abbinamento a capienza della stessa con una o più offerte di segno contrario presenti al momento dell immissione della offerta.

101 LE FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI (FER) NEL MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA ITALIANO

102 Remunerazione impianti a FER Due possibilità, non mutuamente escludentisi Accesso a meccanismi di incentivazione specifici Cessione dell energia elettrica prodotta All interno di ciascuna sezione, occorre scegliere oculatamente e fare attenzione alle sovrapposizioni

103 Remunerazione FER cumulabili Tipologia di impianto eolico Taglia Incentivo Cessione Altra renunerazion e <200 kw CV RD/SSP/mercato STO >200 kw CV RD/ mercato -- Altre FER non programmabili Altre FER programmabili <200 kw CV RD/SSP/mercato STO >200kW <1MW CV RD/ mercato >1MW CV RD/ mercato <200 kw CV RD/SSP/mercato STO >200kW <1MW >1MW <10 MW CV CV RD/ mercato RD/ mercato >10 MW CV mercato STO --- Fotovoltaico <200 kw CE RD/SSP/mercato --- >200 kw CE RD/mercato ---

104 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili I sistemi di incentivazione adottati in Europa per la diffusione delle fonti rinnovabili sono di diversa natura. I sistemi adottati in Italia sono principalmente i seguenti: Feed-in tariff (tipo conto energia); Quota system (certificato verde) Nel Sistema Feed-in tariff viene incentivata direttamente l energia prodotta, che viene interamente ritirata ad un valore superiore a quello di mercato, comprensivo, appunto, della quota di incentivo. Il sistema quota system prevede la designazione di un soggetto sul quale è posto in capo un obbligo di immissione in rete di un determinato quantitativo di energia rinnovabile. L obbligo può essere ottemperato o attraverso la produzione diretta del quantitativo di energia richiesto, o tramite l acquisto di crediti corrispondenti alla produzione da parte di soggetti terzi. I crediti di produzione hanno un valore indipendente dalla fonte rinnovabile che li emette.

105 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili Varie iniziative legislative Decreto Legislativo n. 79 del 16 marzo 1999 (Liberalizzazione del mercato elettrico) Incentivazione dell'uso delle energie rinnovabili Obbligo a partire dal 2001 (poi posticipato al 2002) per produttori di energia elettrica di immettere nel sistema elettrico una quota prodotta da impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio o ripotenziati. Quota di rinnovabili, per il primo anno, pari al 2% dell energia prodotta, al netto degli autoconsumi e delle esportazioni, eccedente i 100 GWh. È possibile adempiere all obbligo anche acquistando quote da altri produttori, o dal gestore della rete

106 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili Decreto Ministeriale 11 novembre 1999 (Attuazione DLgs 79/99) Impianti installati o ripotenziati dopo il 1 Aprile 1999 La quota di obbligo può essere rispettata anche con impianti posti all estero, in Paesi che adottino meccanismi simili Necessità di qualifica dell impianto per riconoscere la generazione da fonti rinnovabili Istituzione della certificazione di produzione da fonti rinnovabili: certificato verde

107 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Ministeriale 11 novembre 1999 Valore minimo del CV pari a 100 MWh Assegnato al termine dell anno previa verifica dell energia prodotta Organizzazione di una sede di contrattazione ad opera del Gestore del Mercato CV soggetti al libero mercato anche al di fuori della piattaforma di mercato, il Gestore registra prezzi e quantità

108 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 La quota del 2% di energia da rinnovabili (Legge 79/99) è incrementata dello 0,35% annuo per il triennio Possibilità di utilizzare i CV in eccedenza per coprire l obbligo nei due anni successivi all anno di ottenimento.

109 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) La quota di energia da rinnovabili è incrementata dello 0,75% annuo per il triennio e per il triennio Anno Quota obbligo Anno Quota obbligo % ,80% % ,55% ,35% ,30% ,70% ,05% ,05% ,80%

110 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) La produzione di energia elettrica mediante impianti alimentati da fonti rinnovabili, con esclusione della fonte solare, è incentivata mediante il rilascio dei certificati verdi [ ]. Ai fini dell accesso ai meccanismi di incentivazione, il GSE provvede a qualificare gli impianti e determinare l energia elettrica incentivata e il numero dei certificati cui si ha diritto.

111 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) I produttori e gli importatori di energia elettrica soggetti all obbligo trasmettono al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, l autocertificazione attestante le proprie importazioni e produzioni di energia da fonti non rinnovabili (in MWh). Ai fini del calcolo del numero di certificati verdi corrispondenti alla vigente quota minima, le produzioni e le importazioni sottoposte all obbligo vengono moltiplicate per il valore della quota minima in vigore. Il risultato è arrotondato all unità di MWh.

112 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) Gli impianti muniti della qualifica hanno diritto al rilascio dei certificati verdi per un numero di anni, a decorrere dalla data di entrata in esercizio commerciale dell impianto, pari a: quindici anni, limitatamente all energia elettrica incentivata ascrivibile ad alimentazione da fonti rinnovabili negli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007; dodici anni limitatamente all energia elettrica incentivata ascrivibile ad alimentazione da fonti rinnovabili negli impianti entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2007.

113 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 Il certificato verde ha valore unitario pari a 1 MWh I CV sono emessi dal GSE, su richiesta del produttore per gli impianti dotati di relativa qualifica: a consuntivo, relativamente all'energia elettrica incentivata dell'anno precedente; a preventivo, limitatamente agli impianti a fonte rinnovabile, relativamente alla energia elettrica incentivata attesa nell'anno in corso o nell'anno successivo. I CV a consuntivo sono emessi entro 30 giorni dalla comunicazione della produzione netta da fonte rinnovabile dell anno precedente (entro 31 Marzo dell anno successivo) L'emissione dei CV a preventivo, riferiti ad impianti non ancora in esercizio, è subordinata alla presentazione di una domanda del produttore corredata da un coerente piano di realizzazione, garanzie a favore del GSE, in termini di energia prodotta da altri impianti o sotto forma di fideiussione bancaria.

114 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) Per le centrali entrate in servizio fino al 31 dicembre 2007, i CV sono emessi in numero pari all energia elettrica incentivata Per gli impianti entrati in servizio dopo il 31/12/07, (con potenza nominale media annua superiore a 1 MW e a 0,2 MW per gli impianti eolici) i CV sono emessi in numero pari al prodotto dell'energia elettrica incentivata, per un coefficiente, diverso in base alla tipologia della fonte, arrotondato a 1 MWh.

115 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Coefficiente moltiplicativo della produzione netta (Legge n.99 del 23/07/2009)

116 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) Il GSE emette a proprio favore e colloca sul mercato i certificati verdi relativi agli impianti CIP6 entrati in esercizio in data successiva al 1 aprile Il GSE emette anche certificati, non riferiti ad alcun impianto, per coprire fluttuazioni di produzione Il prezzo di offerta, riferito al MWh elettrico, è stabilito pari alla differenza tra il valore di riferimento (180 /MWh) e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell energia (definito dall AEEG)

117 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Valore di riferimento dei CV negli anni Anno Valore CV [ /MWh] Periodo validità , , , , , , , ,

118 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Mercato CV Il GME organizza e gestisce il mercato dei CV. Possono partecipare al mercato dei CV, come acquirenti o venditori, il GSE, i produttori nazionali ed esteri, gli importatori di energia elettrica, i clienti grossisti e le formazioni associative (associazioni di consumatori e utenti, ambientaliste, sindacati) previa domanda al GME e ottenimento della qualifica di operatore di mercato. Il mercato dei CV organizzato dal GME garantisce: liquidità: il GSE, ai sensi dell articolo 9 del D.M. 24 ottobre 2005, offrirà i certificati verdi emessi a proprio favore sul mercato organizzato dal GME; trasparenza: i prezzi che si formeranno sul mercato saranno pubblici e accessibili a tutti; sicurezza: il GME opera sul mercato in qualità di CONTROPARTE CENTRALE e garantisce il buon fine delle operazioni

119 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Mercato CV Da novembre 2008, successivamente all approvazione delle modifiche alla Disciplina del Mercato Elettrico, il GME è divenuto controparte centrale negli scambi sul Mercato dei Certificati Verdi (mercato totalmente anonimo). I venditori emettono una sola fattura nei confronti dell acquirente GME, mentre, dal lato opposto, gli operatori acquirenti effettuano un unico pagamento a favore del GME a titolo di deposito a garanzia totale degli acquisti, prima dell inizio della sessione. Secondo le previsioni della Disciplina del Mercato Elettrico, il GME organizza un book di negoziazione, per ciascun anno di riferimento dei Certificati Verdi ammessi alla contrattazione, il quale presenta le migliori proposte di acquisto e di vendita. Le sessioni si svolgono usualmente con cadenza settimanale.

120 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Mercato CV Le contrattazioni sul Mercato dei CV avvengono secondo modalità di negoziazione continua; durante le sessioni di contrattazione, gli operatori possono inserire in maniera continua le proprie proposte di acquisto o vendita. Al momento dell inserimento, le proposte di acquisto vengono ordinate secondo un ordine decrescente di prezzo, mentre le offerte di vendita secondo un ordine crescente di prezzo; in caso di prezzo uguale, viene attribuita priorità alla proposta di acquisto/vendita inserita prima. L abbinamento delle proposte di acquisto avviene quando sul book di negoziazione sono presenti proposte di vendita con prezzo inferiore o uguale a quello di acquisto. Viceversa, l abbinamento delle proposte di vendita potrà avvenire solo qualora vi siano sul mercato proposte di acquisto con prezzo superiore o uguale al prezzo di vendita.

121 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Mercato CV Il GME, entro le 24 ore successive al termine di ogni sessione, comunica anche per via telematica, a ciascun operatore la conferma delle transazioni eseguite con i seguenti dati: quantità; prezzo; giorno e ora; tipologia di certificati verdi acquistati o venduti; controvalore della transazione. La fattura e la comunicazione sono organizzate per campi e gruppi di campi e mostrano il dettaglio di tutte le transazioni effettuate sul Mercato dei Certificati Verdi. Lo scambio delle fatture fra il GME e gli operatori avviene attraverso

122 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Mercato CV Le compravendite sul mercato dei CV sono qualificate prestazioni di servizio, la cui assoggettabilità IVA dipende dal luogo di residenza dell operatore acquirente. Nel caso di vendite effettuate con controparti titolari di partita IVA in Italia, queste sono assoggettate ad IVA con l aliquota ordinaria del 20%. Nel caso di vendite effettuate ad operatori esteri comunitari, queste verranno effettuate senza applicazione di imposta qualora l acquirente sia soggetto passivo di imposta nel proprio Paese; Nel caso di vendite effettuate ad operatori extracomunitari, queste verranno effettuate sempre senza applicazione di imposta; In caso di acquisto da operatori esteri, il GME riceverà una fattura senza IVA e provvederà ad applicare l IVA ordinaria (20%) tramite il meccanismo del reverse charge

123 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Mercato CV Ai fini della regolazione dei pagamenti, il GME determina, per ogni operatore che sia stato acquirente e venditore, la posizione netta (debitrice o creditrice) nei confronti del GME stesso, sulla base degli importi, comprensivi di IVA, afferenti alle fatture emesse e ricevute dal GME relativamente allo stesso periodo di fatturazione (singola sessione di mercato). Il GME entro il terzo giorno successivo alla chiusura della sessione di riferimento provvede: alla chiusura dei crediti vantati nei confronti degli operatori propri debitori utilizzando fino a capienza il deposito disponibile dagli stessi versato; alla restituzione delle somme versate a garanzia risultate eccedenti rispetto agli acquisti effettuati nella sessione; alla liquidazione delle partite debitorie nei confronti degli operatori venditori purché sia stata ricevuta fattura.

124 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Esiti Mercato CV pre-finanziaria 2008 anno di riferim. taglia CV (MWh) prezzo medio cumulato ( /MWh) IVA inclusa prezzo medio cumulato ( /MWh) IVA esclusa totali CV negoziati ,88 82, ,84 97, ,85 109, ,23 120, ,78 96,

125 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Esiti Mercato CV post-finanziaria 2008 anno di riferim. taglia CV (MWh) prezzo medio cumulato ( /MWh) IVA inclusa prezzo medio cumulato ( /MWh) IVA esclusa totali CV negoziati ,19 81, ,88 80, ,61 86, ,62 87, (20/10) 1 99,84 83,

126 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Il GSE è il soggetto responsabile della gestione del meccanismo dei certificati verdi, in particolare per le seguenti attività: qualificazione degli impianti a fonti rinnovabili ed attribuzione del codice IAFR; attribuzione del conto proprietà dei certificati verdi; trasferimento dei CV da un conto proprietà all altro; annullamento dei CV presentati dai soggetti all obbligo per il previsto adempimento; contabilizzazione generale e rendicontazione annuale dei quantitativi di CV emessi e scambiati; emissione di CV a proprio favore relativamente all energia prodotta dagli impianti CIP6. Inoltre il GSE può emettere certificati allo scoperto, nel caso in cui l offerta totale non fosse sufficiente a coprire la domanda dei soggetti obbligati, con l impegno di riacquistarli entro i successivi tre anni.

127 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV Il corrispettivo per i servizi forniti dal GME per la contrattazione dei certificati verdi pre-finanziaria 2008, per ciascun operatore, è pari a 3,00 per certificato scambiato della taglia di 50 MWh. Per l anno 2009 la struttura e misura del corrispettivo per i servizi forniti dal GME per il mercato dei CV, per ciascun operatore, è applicata come di seguito riportato: per i primi certificati scambiati (della taglia di 1 MWh): 0,06 per certificato; oltre i certificati scambiati (della taglia di 1 MWh): 0,03 per certificato. La struttura e misura dei corrispettivi è applicata al totale dei certificati scambiati sia attraverso le sessioni del mercato organizzato che attraverso contrattazione bilaterale di CV.

128 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV La domanda del produttore volta a ottenere gli incentivi per impianti alimentati da fonti rinnovabili per il primo anno è accompagnata da dichiarazione giurata con cui il produttore attesta di non incorrere nel divieto di cumulo degli incentivi. Unico sistema remunerativo cumulabile: cessione dell energia elettrica in via diretta o indiretta A partire dal 2008, entro giugno di ciascun anno, il GSE, su richiesta del produttore, ritira i CV in scadenza nell anno (i CV hanno una validità triennale) ulteriori rispetto a quelli necessari per assolvere l obbligo. Il prezzo medio annuale è quello relativo alle contrattazioni di tutti i CV indipendentemente dall anno di riferimento scambiati l anno precedente (sulla borsa del GME o con contratti bilaterali).

129 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - IAFR La qualificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, riconosciuta dal GSE, è propedeutica al successivo rilascio, a determinate condizioni, dei CV in funzione dell energia elettrica prodotta, oppure della tariffa incentivante onnicomprensiva in funzione dell energia elettrica prodotta ed immessa in rete. Possono richiedere la qualificazione IAFR gli impianti: alimentati da fonti rinnovabili, anche ibridi, entrati in esercizio successivamente al 1 aprile 1999 a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione; che operano in co-combustione, entrati in esercizio prima del 1 aprile 1999, che successivamente a tale data operino come centrali ibride; che rispettino le condizioni specifiche previste nel DM 18/12/2008

130 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - IAFR I lavori per la realizzazione dell intervento sull impianto devono iniziare entro 18 mesi dall ottenimento della qualifica, che, in caso contrario, cessa di validità. Contributo per le spese di istruttoria

131 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - STO Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008) Su richiesta del produttore, per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007, di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW e 0,2 MW per gli impianti eolici, la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile immessa nel sistema elettrico può essere incentivata, in alternativa ai certificati verdi, con una tariffa fissa onnicomprensiva (parte incentivante + valore per cessione dell elettricità) di entità variabile a seconda della fonte, per un periodo di 15 anni. Sistema tariffario onnicomprensivo (STO) Essendo l impianto piccolo potrebbe non convenire usare CV per incentivo

132 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - STO Il valore della tariffa fissa onnicomprensiva viene moltiplicato per l'energia elettrica incentivata determinata dal GSE, in riferimento a misure a consuntivo dell'energia elettrica immessa in rete. Tariffa riconosciuta (Legge n.99 del 23/07/2009)

133 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - STO La tariffa onnicomprensiva può essere variata ogni tre anni, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, assicurando la congruità della remunerazione ai fini dell incentivazione delle fonti energetiche rinnovabili. Il diritto di opzione tra i certificati verdi e la tariffa fissa è esercitato all atto della richiesta di qualifica IAFR presentata al GSE. È consentito, prima della fine del periodo d incentivazione, un solo passaggio da un sistema incentivante all altro; in tal caso la durata del periodo di diritto al nuovo sistema di incentivante è ridotta del periodo già fruito con il precedente sistema.

134 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CV e STO Ai fini operativi e contabili, i CV e la tariffa onnicomprensiva vengono valutati come attività d impresa Vengono trattati come componente positivo di reddito oppure come titoli facenti parte del capitale circolante nelle voci dell attivo

135 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili Conto Energia (CE) Decreto Ministeriale 28 luglio 2005 Criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare Obiettivo nazionale di diffusione di sistemi fotovoltaici: 300 MW entro il 2015 Accessibilità all incentivo in conto energia negata a impianti che usufruiscono di incentivi in conto capitale in misura superiore al 20% del costo d investimento. Limite dimensionale del singolo impianto pari a 1000 kw. Totale incentivi per 100 MW di impianti.

136 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Decreto Ministeriale 28 luglio 2005: Caratteristiche tecniche per l accessibilità all incentivo P cc > 0,85 * P nom * I/I stc P cc è la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico; P nom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico; I è l'irraggiamento [W/m 2 ] misurato sul piano dei moduli; I stc, è l'irraggiamento in condizioni di prova standard (1000 W/m 2 ); Tale condizione deve essere verificata per I > 600 W/m 2. P ca > 0,9 * P cc P ca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all'uscita del gruppo di conversione cc/ca. Tale condizione deve essere verificata per P ca > 90% della potenza di targa del gruppo di conversione della cc/ca.

137 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Decreto Ministeriale 28 luglio 2005 Valore delle tariffe riconosciute variabile a seconda della modalità di cessione (vendita diretta o al netto dei consumi SSP). Taglia di potenza dell impianto Scambio sul posto ( /kwh) Cessione in rete ( /kwh) 1 kw P 20 kw 0,445 0, kw < P 50 kw n.a. 0, kw < P kw n.a. Valore gara aggiornato

138 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Decreto Ministeriale 28 luglio 2005 Per impianti di potenza superiore a 50 kw, si prevedeva di indicare, nella richiesta di usufruire del servizio, la tariffa richiesta. L incentivo era assegnato a coloro che indicavano il valore minore di incentivo (procedura di gara), fino ad un massimo di 0,490 /kwh. In caso di integrazione architettonica degli impianti, la tariffa incentivante era aumentata del 10%.

139 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Decreto Ministeriale 28 luglio 2005 L incentivo in conto energia è erogato per 20 anni dall inizio del funzionamento. È necessario installare un contatore apposito per la misurazione dell energia prodotta dall impianto Per le installazioni di impianti fotovoltaici negli anni successivi al 2005, era fissata una riduzione dell incentivo in misura del 2% annuo Pronunciamento del Consiglio di Stato aggiornamento della tariffa secondo il tasso di crescita dei prezzi al consumo, rilevato annualmente (quindi l incentivo aumenta anziché diminuire del 2%)

140 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Decreto Ministeriale 6 febbraio 2006 Incremento dell obiettivo nazionale: 1000 MW di impianti fotovoltaici entro il 2015, di cui 500 MW hanno diritto agli incentivi. Introduzione dell obbligo di prove sui pannelli, in conformità alla norma ISO/IEC Incremento del 10% delle tariffe incentivanti per integrazione in nuove costruzioni o in edifici ristrutturati.

141 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007 Nuovo Conto Energia Aggiornamento obiettivo nazionale: 3000 MW di impianti fotovoltaici entro il 2016, di cui 1200 MW possono accedere agli incentivi Aggiornamento delle tariffe Diversa suddivisione in classi di potenza Eliminazione della taglia massima di 1 MW per il singolo impianto Distinzione dei concetti di integrazione architettonica parziale e totale

142 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Integrazione architettonica parziale Installazione su tetti piani e terrazze (se parapetto più alto di 50 cm, altezza media inferiore dell altezza minima del parapetto) Installazione in maniera complanare su tetti, facciate e balaustre Installazione su elementi di arredo urbano

143 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Integrazione architettonica totale Sostituzione di materiali di rivestimento degli edifici o di superfici trasparenti degli edifici Integrazione in pensiline, pergole e tettoie Integrazione in barriere acustiche, frangisole, elementi di illuminazione e strutture pubblicitarie Integrazione in balaustre e parapetti, finestre, persiane Installazione come rivestimento o copertura

144 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia Delibera AEEG 88/07 specifiche per la misura dell energia prodotta da impianti fotovoltaici Per impianti con potenza inferiore a 20 kw, il responsabile del servizio di misura è il concessionario del servizio di distribuzione o trasmissione della rete cui è connesso l impianto. Misurazione a valle dell inverter, con cadenza al più oraria. Acquisizione da remoto (es. da GSE per erogazione tariffe) almeno mensile.

145 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia Delibera AEEG 90/07 Soggetto attuatore è il GSE (prima anche distributore) Possono beneficiare delle tariffe, in qualità di soggetto responsabile dell impianto fotovoltaico, le persone fisiche, le persone giuridiche, i soggetti pubblici e i condomini di unità abitative e/o di edifici; Ai fini dell ammissibilità alla tariffa incentivante, il soggetto responsabile deve: essere proprietario dell immobile ove è installato l impianto o disporre dell autorizzazione sottoscritta dal proprietario, o dai proprietari, di tale immobile; aver conseguito tutte le autorizzazioni necessarie alla costruzione e all esercizio dell impianto, nel rispetto dei vincoli architettonici e paesaggistici, della normativa esistente in materia di sicurezza durante le attività di costruzione ed esercizio dell impianto e dei relativi allacciamenti.

146 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia Delibera AEEG 90/07 (mod. ARG/ELT 161/08) È possibile realizzare un impianto fotovoltaico suddiviso in più sezioni, ciascuna con la propria tipologia d integrazione architettonica. La potenza dell impianto (e quindi la relativa tariffa) sarà data dalla somma delle potenze di tutte le sezioni, dichiarare al momento della richiesta dell incentivo per la prima sezione. Il parallelo alla rete di tutte le sezioni dovrà avvenire entro due anni dall entrata in esercizio della prima sezione. Aumenta la flessibilità del meccanismo: è possibile mettere in esercizio ogni sezione d impianto come se si trattasse di un impianto a sé (utile per impianti di grossa taglia); è possibile collegare più sezioni d impianto allo stesso punto di connessione rispettando il vincolo imposto dal DM 19/02/07 secondo cui un impianto fotovoltaico non può condividere il punto di connessione alla rete con altri impianti fotovoltaici.

147 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia 2007/ Tariffe riconosciute Valori decrescenti per impianti più recenti Taglia di potenza dell impianto 1 kw P 3 kw 3 kw < P 20 kw P > 20 kw Anno di entrata in esercizio Non integrato ( /kwh) Parz. integrato ( /kwh) Integrato ( /kwh) ,400 0,440 0, ,392 0,431 0, ,384 0,422 0, ,380 0,420 0, ,372 0,412 0, ,365 0,403 0, ,360 0,400 0, ,353 0,392 0, ,346 0,384 0,422

148 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia 2007/2010 Premi Incremento del 5% nei seguenti casi, non cumulabili: impianti maggiori di 3 kw di potenza non integrati, i cui soggetti responsabili si configurino come autoproduttori (consumano > del 70%); impianti i cui soggetti responsabili sono scuole pubbliche o paritarie di qualunque ordine e grado o strutture sanitarie pubbliche; impianti totalmente integrati in sostituzione di coperture in eternit o contenenti amianto realizzati in superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di destinazione agricola; impianti i cui soggetti sono Comuni con popolazione inferiore ai abitanti (incluse Municipalità e Circoscrizioni, sempre che abbiano una loro autonomia).

149 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia 2007/2010 Premi Per gli impianti fotovoltaici che alimentano, anche parzialmente, utenze asservite a unità immobiliari, è prevista l applicazione di un premio aggiuntivo abbinato all esecuzione di interventi che conseguono una riduzione del fabbisogno energetico degli edifici. Il premio consiste in una maggiorazione percentuale della tariffa, pari alla metà della percentuale di riduzione del fabbisogno di energia conseguita e certificata, fino ad un massimo del 30%. Il premio del 30% è assegnato anche ad unità immobiliari o edifici completati dopo l entrata in vigore del Nuovo Conto Energia e che conseguano un valore limite di fabbisogno di energia inferiore di almeno il 50% rispetto ai valori limite (indicati del D.Lgs. 19 agosto 2005, n. 192, e s.m.i.).

150 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia 2007/2010 Erogazione Potenza < 200 kw con scambio sul posto pagamento bimestrale (per almeno 250 ), ma invio dei dati ogni mese. Impianto con cessione energia in rete pagamento mensile (per almeno 500 ), con invio dei dati ogni mese. Con potenza > 20 kw, il soggetto responsabile è tenuto a trasmettere annualmente al GSE una dichiarazione di produzione di energia elettrica dell anno solare precedente.

151 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Nuovo Conto Energia 2007/2010 Tassazione La tariffa incentivante non è mai soggetta a IVA, in quanto si configura come un contributo a fondo perduto. Per la parte corrispondente all'energia ceduta, la tariffa costituisce componente positivo di reddito di impresa ed è soggetta a IRPEF o IRES/IRAP nonché alla ritenuta d'acconto del 4%. Per gli impianti di potenza 20 kw, destinati a far fronte agli usi domestici dell'abitazione o sede dell'utente, la vendita dell'energia in esubero non realizza attività commerciale e la tariffa corrisposta non assume rilevanza né ai fini delle imposte dirette né ai fini della ritenuta del 4%.

152 Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili CE Conto Energia 2011/2013 DM 06/08/2010 regola le tariffe incentivanti da riconoscere alla produzione di energia elettrica ottenuta da impianti fotovoltaici che entreranno in servizio nel triennio Il Conto Energia 2007/2010 sarà in vigore fino a fine 2010 e ai sensi della legge 129/2010 recentemente approvata si applicherà anche agli impianti realizzati entro la fine dell anno che entreranno in servizio entro il 30 giugno Obiettivo nazionale: 8000 MW entro il Alla luce degli ultimi sviluppi non è ancora chiaro se verrà applicato e come verrà finanziato

153 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili I produttori di energia da fonti rinnovabili possono cedere l energia secondo diverse modalità: mediante ritiro dedicato; nell ambito del libero mercato. In alternativa, o a complemento della vendita, è prevista la possibilità di autoconsumo dell energia prodotta (presenza di una utenza, nell ambito dello stesso impianto elettrico, con un determinato consumo da coprire con la produzione interna).

154 Mercato dell energia elettrica Priorità di dispacciamento, a parità di prezzo offerto, nell ordine di merito economico, nell ordine: offerte riferite ad unità must-run; offerte riferite ad unità alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; offerte riferite ad unità alimentate da fonti rinnovabili programmabili; offerte riferite ad unità di produzione di cogenerazione, CIP6; offerte relative a contratti bilaterali. Priorità di dispacciamento non è sicurezza di dispacciamento.

155 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili Ritiro Dedicato (RD) Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 In alternativa alla cessione al mercato l energia elettrica è ritirata, su richiesta del produttore, dal gestore di rete alla quale l'impianto è collegato: per impianti a fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA (in pratica le programmabili), da impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica ad acqua fluente, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti (le non programmabili). L AEEG determina le modalità per il ritiro dell'energia elettrica.

156 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera AEEG n. 34/05 Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell energia elettrica dal 1 luglio 2005 Prima indicazione dei prezzi riconosciuti, indifferenziati per fasce orarie Per gli impianti a fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, condizioni agevolate per i primi 2 milioni di kwh annui. Indicazione di corrispettivi e costi da riconoscere al gestore

157 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro dell energia elettrica Nuovo regime di ritiro dedicato, che si applica a partire dal 1 gennaio 2008, sostituendo il preesistente.

158 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Il produttore che intende avvalersi del ritiro dedicato presenta istanza al GSE unico soggetto intermediario a livello nazionale per la regolazione dell energia elettrica ammessa al ritiro dedicato. I gestori di rete locale si limitano al ritiro fisico dell energia elettrica, restano di pertinenza le funzioni di rilevazione e misura dell energia prodotta.

159 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Il GSE stipula con il produttore la convenzione per la regolazione economica del ritiro dell energia elettrica, di durata annuale, che sostituisce ogni altro adempimento relativo alla cessione commerciale dell energia elettrica. Le convenzioni stipulate nel precedente regime cessano di produrre effetti in data 31 dicembre Al fine di evitare comportamenti opportunistici, il produttore è tenuto a richiedere il ritiro dell intera quantità di energia elettrica prodotta e immessa nella rete, al netto quindi degli autoconsumi in sito.

160 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG I produttori, per ogni impianto, sono tenuti a: fornire al GSE, tramite il portale informatico appositamente predisposto, i dati indicati; nel caso di impianti a fonti programmabili con P > 1 MW e per tutti gli impianti con P 10 MVA, trasmettere al GSE il programma di immissione riferito a ciascuna ora dell anno (modificabile entro le ore 17 del secondo giorno precedente a quello cui è riferito); nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, trasmettere al GSE i dati storici relativi alla disponibilità della fonte ed alle immissioni dell energia; consentire l accesso all impianto e alle relative infrastrutture al GSE per l espletamento delle attività di verifica e controllo.

161 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Per l energia elettrica immessa in rete e oggetto della convenzione il GSE riconosce al produttore, per ciascuna ora, il prezzo di mercato riferito alla zona in cui è collocato l impianto. È previsto un periodo transitorio per i primi tre mesi del 2008 in cui sarà riconosciuto al produttore il prezzo medio mensile zonale.

162 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG L Autorità definisce i prezzi minimi garantiti per il ritiro dell energia elettrica immessa annualmente dagli impianti con P < 1 MW. Definiti per scaglioni progressivi, riferiti all energia prodotta in ciascun anno solare, aggiornati secondo indice ISTAT di variazione prezzi al consumo E < 500 MWh 96,4 98,0 101,1 101,8 0,5 < E < 1 GWh 81,2 82,6 85,2 85,8 1 < E < 2 GWh 71,0 72,2 74,5 75,0 E > 2 GWh = MP = MP = MP = MP

163 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Prezzi minimi non ancora suddivisi per fonte Se al termine di ciascun anno solare la valorizzazione a prezzi minimi garantiti risultasse inferiore a quella a prezzi di mercato, il GSE riconosce al produttore il relativo conguaglio. In ogni caso, i prezzi sono maggiorati del valore di perdite standard: 5,1% per connessioni in MT 10,8% per connessioni in BT

164 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Il GSE, in qualità di utente del dispacciamento in immissione, cede al mercato l energia elettrica acquisita mediante ritiro dedicato. Il GSE regola con Terna i corrispettivi per il servizio di trasporto. A tal fine e limitatamente all energia elettrica oggetto del ritiro dedicato, le imprese distributrici riconoscono il corrispettivo a Terna.

165 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG I produttori versano al GSE una componente per il servizio di trasmissione (CTR) (pari nel 2009 a 0,0270 c /kwh per l energia elettrica immessa). A sua volta il GSE versa tale componente a Terna. Nel caso di impianti connessi in MT o BT, il GSE riconosce ai produttori la componente CTR (pari a 0,344 c /kwh nel 2009 per l energia elettrica immessa aumentata del 9,9% in BT e del 4,2% in MT). A sua volta il GSE riceve tale componente dalle imprese distributrici. I produttori versano al GSE un corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore dell energia elettrica ritirata a copertura dei costi amministrativi, fino a un massimo di all anno per impianto. Per i soli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 50 kw, il produttore riconosce al GSE i corrispettivi di aggregazione delle misure (11 /mese). Il GSE riconosce tali corrispettivi a Terna per tutti gli impianti, anche di potenza fino a 50 kw.

166 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Tutti produttori di energia con impianti di potenza superiore a 1 MW alimentati da fonti programmabili o di potenza maggiore o uguale a 10 MVA da fonte qualsiasi, sono tenuti a trasmettere i programmi orari di immissione al GSE. L immissione in rete di un quantitativo di energia differente dal programma trasmesso comporta il pagamento di un onere di sbilanciamento da parte del produttore. Poiché tuttavia i programmi relativi ai singoli impianti vengono aggregati dal GSE per zona, ci si attende che, proprio per effetto dell aggregazione, lo sbilanciamento associato al programma cumulato presentato dal GSE, e quindi anche i costi conseguentemente sostenuti dal medesimo, sia inferiore alla somma degli sbilanciamenti dei singoli impianti.

167 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - RD Delibera n. 280/07 AEEG Riepilogo condizioni per il ritiro dedicato

168 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Il servizio di scambio sul posto scambio sul posto è stato inizialmente previsto dalla legge n. 133/99, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza elettrica non superiore a 20 kw Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 Art. 6 disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza nominale non superiore a 20 kw, a cura dell AEEG. Nell ambito della disciplina non è consentita la vendita dell energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili.

169 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Il servizio di scambio sul posto (SSP) è una particolare forma di autoconsumo in sito che consente di compensare l energia elettrica prodotta e immessa in rete in un certo momento con quella prelevata e consumata in un momento differente da quello in cui avviene la produzione. Nello scambio sul posto si utilizza il sistema elettrico per l immagazzinamento virtuale dell'energia elettrica prodotta ma non contestualmente autoconsumata. Condizione necessaria 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 ad un unico punto di connessione con la rete pubblica.

170 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Prima regolamentazione dello scambio sul posto: Delibera AEEG 28/06 Possono richiedere di usufruire del servizio i clienti del mercato vincolato e del mercato libero che hanno la disponibilità di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kw. La richiesta deve essere presentata all impresa distributrice competente territorialmente Le apparecchiature di misura devono consentire la misura dell energia elettrica attiva immessa e prelevata nel punto di connessione

171 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Prima regolamentazione dello scambio sul posto: Delibera AEEG 28/06 saldo annuo: energia elettrica immessa e prelevata si compensano tra loro sulla base dell anno; saldo annuo per fasce: energia elettrica immessa prelevata si compensano tra di loro sulla base dell anno in ciascuna fascia oraria. Qualora, in un dato anno, il saldo risulti maggiore di zero, è riportato a credito per un massimo di 3 anni successivi, oltre i quali il credito residuo viene annullato.

172 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Prima regolamentazione dello scambio sul posto: Delibera AEEG 28/06 Il Gestore contraente calcola, per ogni Anno i: Il Saldo annuale (S i ), pari alla differenza tra l'energia elettrica immessa e l'energia elettrica prelevata nell'anno i; Il Saldo Positivo Scaduto (SPS i ), pari alla quota del Saldo annuale positivo relativo all'anno i-4 non utilizzata a compensazione di saldi annuali negativi nei precedenti Anni; Il Saldo annuale riportabile (SR i ), pari a: zero se (S i + SR i-1 -SPS i ) 0 (S i + SR i-1 -SPS i ) se (S i + SR i-1 -SPS i ) > 0 Il Prelievo (P i ) assegnato al cliente finale che si avvale del servizio di scambio, pari a: zero se (S i + SR i-1 -SPS i ) 0 (S i + SR i-1 -SPS i ) se (S i + SR i-1 -SPS i ) < 0

173 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Legge n. 244/07 e dd.aa. Estensione agli impianti a fonti rinnovabili di potenza non superiore a 200 kw, entrati in servizio dopo il 31/12/2007. Anche per impianti di diversa fonte, purché connessi allo stesso punto. Inoltre, da un precedente decreto, è stata estesa la possibilità di SSP anche per impianti cogenerativi ad alto rendimento fino a 200 kw

174 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Delibera AEEG 74/08: Nuova disciplina SSP (Testo integrato Scambio sul Posto TISP) In applicazione dal 1 gennaio 2009 Lo SSP è erogato unicamente dal GSE su base nazionale e non più dalle imprese distributrici. Utenti di SSP: clienti finali (libero o in maggior tutela) o soggetti mandatari se operano sul libero mercato, titolari di impianti idonei. l utente dello scambio deve essere controparte del contratto di acquisto riferito all energia elettrica prelevata sul punto di scambio. il punto di connessione dell utente dello scambio (attraverso cui l energia elettrica è immessa e prelevata) alla rete è unico.

175 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Disciplina SSP non obbligatoria Partecipazione onerosa al SSP, contributo costi amministrativi pari a 30 /anno Impianto a FER o cogen.

176 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Differenze con il precedente meccanismo il nuovo contratto di SSP sottoscritto dall utente dello scambio e dal GSE sostituisce gli adempimenti relativi all immissione in rete dell energia elettrica, ma non quelli relativi all acquisto dell energia prelevata; la regolazione del SSP avviene su base economica e non più sul saldo fisico; il termine di 3 anni per l utilizzazione del saldo eccedente il proprio utilizzo viene eliminato.

177 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Elementi necessari per la determinazione delle relazioni economiche (utente imprese GSE): le misure dell energia elettrica immessa e prelevata, raccolte e validate dalle imprese distributrici; la tipologia di utenza; le informazioni necessarie alla regolazione dei servizi di trasporto; l onere sostenuto dall utente dello scambio, espresso in, per l approvvigionamento dell energia elettrica prelevata, inclusivo degli oneri relativi ai servizi di trasporto e di dispacciamento (O PR ).

178 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP L immissione in rete di energia elettrica nell ambito del SSP è gestita dal GSE Il TISP prevede il riconoscimento di un contributo in conto scambio (C S ), a favore dell utente dello scambio, che si configura come ristoro di una parte degli oneri sostenuti per il prelievo di energia elettrica dalla rete. Ai fini del calcolo del contributo vengono presi in considerazione: la quantità di energia elettrica scambiata con la rete E S (minimo tra energia immessa e prelevata dalla rete nel periodo di riferimento); controvalore dell energia elettrica immessa in rete; valore dell onere di prelievo sostenuto per l approvvigionamento dell energia prelevata dalla rete, suddiviso in onere energia e onere servizi.

179 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Determinazione quantità rilevanti: controvalore dell energia elettrica immessa (CE i ), espresso in, pari al prodotto tra la quantità di energia elettrica immessa e il prezzo zonale orario di mercato (o medio o per fasce a seconda delle misure disponibili); parte unitaria variabile dell onere sostenuto dal medesimo utente per il pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento (C US ), in c /kwh, calcolata (per impianti a FER) sommando le componenti variabili della tariffa di trasmissione, della tariffa di distribuzione, degli oneri di sistema (A e UC) e del dispacciamento; parte energia (O E ) dell onere sostenuto dall utente per l acquisto dell energia elettrica prelevata, espressa in, calcolata sottraendo all onere O PR gli oneri associati ai servizi di trasporto e di dispacciamento e gli oneri corrispondenti all applicazione della componente tariffaria MCT.

180 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Determinazione contributo in conto scambio C S. Il contributo in quota energia permette, al più, il ristoro di quanto sostenuto dal cliente finale come onere in prelievo per la sola componente energia Il contributo in quota servizi permette il ristoro dell onere sostenuto dal cliente finale per l utilizzo della rete per l energia elettrica scambiata con la rete

181 Cessione dell energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP Il GSE, erogando il contributo in conto scambio riconosce il valore economico dell energia immessa nei limiti del valore dell'energia elettrica complessivamente prelevata; restituisce, per la quantità di energia elettrica scambiata, le componenti variabili, espresse in c /kwh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, al dispacciamento e, nel solo caso di fonti rinnovabili, agli oneri generali. Per gli impianti a fonti rinnovabili, se la valorizzazione dell energia immessa è superiore a quella dell'energia prelevata, viene riportata a credito negli anni successivi. Non può essere liquidata perché, per le fonti rinnovabili, è vietata la vendita nell ambito dello scambio sul posto (cfr. D.Lgs. 387/03)

182 SSP: determinazione del contributo

183 SSP: determinazione del contributo