Le novità regolatorie nel settore fotovoltaico

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1 Le novità regolatorie nel settore fotovoltaico Gervasio Ciaccia Direzione Mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Autorità per l energia elettrica il gas e il sistema idrico 1 di 59

2 Indice Dispacciamento e sbilanciamenti delle FER: la delibera 522/2014/R/efr; I sistemi di accumulo e la delibera 574/2014/R/eel; I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo e la delibera 578/2013/R/eel: i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

3 Dispacciamento e sbilanciamenti delle FER: la delibera 522/2014/R/efr

4 Il dispacciamento (1/3) L energia elettrica, di norma, non è un bene immagazzinabile: è quindi necessario produrre la quantità richiesta e smistarla nel sistema in modo che l offerta e la domanda di elettricità siano sempre in equilibrio, garantendo così la continuità della fornitura del servizio in condizioni di sicurezza di funzionamento del sistema elettrico. In sintesi, la gestione coordinata delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica e dei flussi di energia elettrica sulla rete di trasmissione ai fini del mantenimento del bilanciamento del sistema elettrico in condizioni di sicurezza è ciò che si chiama servizio di dispacciamento. Tale servizio è erogato da Terna secondo condizioni definite dall Autorità.

5 Il dispacciamento (2/3) Nel contesto del mercato liberalizzato dell energia elettrica, il servizio di dispacciamento consente la traduzione delle posizioni commerciali in acquisto e vendita in impegni in immissione e in prelievo di energia elettrica nella/dalla rete elettrica nel rispetto della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico. Qualora, infatti, ad impegni commerciali assunti sul mercato corrispondano impegni fisici incompatibili con la sicurezza del sistema elettrico, Terna agisce in maniera tale da ricostituire le condizioni di sicurezza acquisendo la disponibilità a correggere le posizioni fisiche in esito al mercato in maniera tale che l azione combinata delle modifiche introdotte ricrei le condizioni di sicurezza di funzionamento del sistema elettrico nei termini sopra indicati. L acquisizione di tale disponibilità rappresenta l acquisizione delle risorse per il dispacciamento e avviene per il tramite di un mercato (mercato per i servizi di dispacciamento) dove la disponibilità è acquisita sulla base di offerte formulate dai soggetti aventi titolo. Gli oneri che derivano da tali movimentazioni sono allocate agli utenti tramite i corrispettivi di sbilanciamento e il corrispettivo uplift.

6 Il dispacciamento (3/3) L utente che sigla con Terna il contratto di dispacciamento si chiama utente del dispacciamento. Tale utente è il produttore o un suo delegato (trader). Nel caso di cessione dell energia elettrica al GSE, quest ultimo è l utente del dispacciamento. Ai fini del dispacciamento, le unità di produzione (UP) si distinguono in: abilitate o non abilitate a partecipare al mercato dei servizi di dispacciamento; rilevanti o non rilevanti: in particolare, sono rilevanti se hanno una potenza superiore a 10 MVA. Le unità non rilevanti, ai fini del dispacciamento, vengono aggregate per ogni utente del dispacciamento e per ogni zona di mercato.

7 Gli sbilanciamenti (1/4) Ogni utente del dispacciamento è tenuto a presentare un programma in merito alle proprie immissioni di energia in rete (per gli impianti di potenza inferiore ai 10 MVA il programma viene presentato in forma aggregata). Tale programma viene commercializzato sul mercato del giorno prima, può essere modificato sul mercato infragiornaliero e può essere ulteriormente modificato sul mercato dei servizi di dispacciamento (nel caso di impianti abilitati a partecipare a tale mercato). Al termine dei mercati, il programma finale prende il nome di programma vincolante modificato e corretto: questo è il programma che l utente del dispacciamento è tenuto a rispettare. La differenza, in MWh, tra l energia elettrica effettivamente immessa e quella risultante nel programma vincolante modificato e corretto prende il nome di sbilanciamento. Esso può risultare positivo o negativo. Gli sbilanciamenti nascono quindi dopo la chiusura di tutti i mercati, decorso il tempo reale.

8 Gli sbilanciamenti (2/4) Sui tre mercati (MGP, MI e MSD limitatamente alle UP abilitate), l utente del dispacciamento ha negoziato l energia elettrica risultante nel programma vincolante modificato e corretto (sulla base di prezzi risultanti dai rispettivi mercati). Se l unità di produzione ha immesso più energia di quella indicata dal programma vincolante (sbilanciamento positivo), il valore complessivo dell energia sbilanciata è positivo. Il produttore sta cioè vendendo più energia elettrica. Viceversa, se l energia immessa è inferiore a quella indicata nel programma vincolante (sbilanciamento negativo), il valore complessivo dell energia sbilanciata è negativo. Il produttore sta riacquistando parte dell energia elettrica già venduta. Poiché l energia elettrica oggetto di sbilanciamento NON è stata commercializzata nei mercati, non ha necessariamente lo stesso valore unitario dell energia programmata. Quindi nascono maggiori costi o maggiori ricavi rispetto al caso in cui, a parità di immissioni, non ci siano stati sbilanciamenti.

9 Gli sbilanciamenti (3/4) Il prodotto tra lo sbilanciamento e il prezzo unitario dell energia sbilanciata prende il nome di corrispettivo di sbilanciamento. Il corrispettivo di sbilanciamento non è una penalizzazione per non aver rispettato un programma ma rappresenta la valorizzazione di mercato dell energia elettrica in tempo reale che, quindi, internalizza parte dei costi indotti sul sistema elettrico per effetto degli sbilanciamenti. È compito degli utenti del dispacciamento (a cui si rivolge la regolazione in materia di dispacciamento) e, in particolare dei grossisti, la definizione di soluzioni e strumenti finalizzati a minimizzare il rischio associato alla variabilità della valorizzazione complessiva dell energia elettrica programmata e immessa in rete (pari, in ogni ora, al prodotto tra la quantità di energia elettrica immessa e il prezzo zonale orario) e dell energia sbilanciata (pari, in ogni ora, al prodotto tra lo sbilanciamento e il prezzo di sbilanciamento che dovrebbe sempre più allinearsi al valore di mercato dell energia elettrica in tempo reale).

10 Gli sbilanciamenti (4/4) Il mancato rispetto degli impegni fisici costituisce uno sbilanciamento che viene corretto mediante il ricorso ad azioni di modifica in tempo reale dei livelli di immissioni e di prelievo sempre sfruttando la disponibilità acquisita nel mercato per il servizio di dispacciamento. Gli sbilanciamenti sono valorizzati tramite il corrispettivo di sbilanciamento che: per le unità abilitate è sempre penalizzante e tiene conto del prezzo di acquisto o vendita su MSD (è un prezzo prezzo MGP), riflettendo il valore di mercato di tale energia; per le unità non abilitate corrisponde al prezzo medio di acquisto o vendita su MSD (può essere maggiore o minore del prezzo MGP), approssimando il valore di mercato di tale energia; per le fonti rinnovabili non programmabili storicamente (e fino al 2014 per effetto di una serie di contenziosi) era pari al prezzo MGP, senza tenere conto del valore di mercato di tale energia e allocando ai clienti finali la differenza.

11 Caso di sbilanciamento positivo nel punto di dispacciamento Sbil. positivo 30 MWh Caso di sbilanciamento negativo nel punto di dispacciamento Sbil. negativo 20 MWh Il caso delle unità abilitate Programma 70 MWh Immissione 100 MWh Ipotesi: prezzo zonale orario: 75 /MWh prezzo più basso delle offerte di acquisto accettate in MSD: 35 /MWh prezzo più alto delle offerte di vendita accettate in MSD: 105 /MWh Valorizzazione programma 70 MWh * 75 /MWh = Valorizzazione sbilanciamento 30 MWh * 75 /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale negativo oppure 30 MWh * min (35; 75) /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale positivo Programma 100 MWh Immissione 80 MWh Ipotesi: prezzo zonale orario: 75 /MWh prezzo più basso delle offerte di acquisto accettate in MSD: 35 /MWh prezzo più alto delle offerte di vendita accettate in MSD: 105 /MWh Valorizzazione programma 100 MWh * 75 /MWh = Valorizzazione sbilanciamento - 20 MWh * max (75: 105) /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale negativo oppure - 20 MWh * 75 /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale positivo

12 Caso di sbilanciamento positivo nel punto di dispacciamento Sbil. positivo 30 MWh Caso di sbilanciamento negativo nel punto di dispacciamento Sbil. negativo 20 MWh Il caso delle unità non abilitate Programma 70 MWh Immissione 100 MWh Ipotesi: prezzo zonale orario: 75 /MWh prezzo medio delle offerte di acquisto accettate in MSD: 50 /MWh prezzo medio delle offerte di vendita accettate in MSD: 90 /MWh Valorizzazione programma 70 MWh * 75 /MWh = Valorizzazione sbilanciamento 30 MWh * max (75; 90) /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale negativo oppure 30 MWh * min (50; 75) /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale positivo Programma 100 MWh Immissione 80 MWh Ipotesi: prezzo zonale orario: 75 /MWh prezzo medio delle offerte di acquisto accettate in MSD: 50 /MWh prezzo medio delle offerte di vendita accettate in MSD: 90 /MWh Valorizzazione programma 100 MWh * 75 /MWh = Valorizzazione sbilanciamento - 20 MWh * max (75; 90) /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale negativo oppure - 20 MWh * min (50; 75) /MWh = se sbilanciamento aggregato zonale positivo

13 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (1/7) Le unità di produzione non programmabili sono definite dal decreto legislativo 387/03 come le unità di produzione che utilizzano l energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, del gas di discarica, dei gas residuati dei processi di depurazione, del biogas, l energia geotermica o l energia idraulica, limitatamente in quest ultimo caso alle unità ad acqua fluente. La non programmabilità di tali fonti non comporta l impossibilità di prevedere la disponibilità della fonte e, di conseguenza, la produzione di energia elettrica, quanto piuttosto la difficoltà di controllare e modificare, sulla base di un programma predefinito, la quantità di energia immessa in rete. In generale, tutte le forme di produzione di energia elettrica non programmabili (nel senso sopra detto) sono caratterizzate dalla possibilità di prevedere le immissioni in rete, ancorché con un diverso grado di precisione in dipendenza dalla fonte.

14 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (2/7) Con la sentenza n. 2936/14, il Consiglio di Stato ha confermato le decisioni del Tar Lombardia e ha annullato la delibera 281/2012/R/efr nelle sole parti relative alla definizione del corrispettivo di sbilanciamento, con le seguenti motivazioni: la non prevedibilità tecnica delle fonti non programmabili ne impedisce l equiparazione a quelle programmabili, ai fini dell applicazione dei corrispettivi per gli sbilanciamenti, in ossequio al principio di non discriminazione (Capo 6); ciò, tuttavia, non implica che i costi degli sbilanciamenti delle fonti non programmabili debbano essere socializzati su soggetti diversi dai medesimi (cioè sui clienti finali o sui produttori da fonti programmabili come preteso in giudizio dalle controparti), in quanto ciò realizzerebbe una discriminazione non giustificabile (Capo 7);

15 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (3/7) pertanto, l Autorità ha piena discrezionalità nel trovare una soluzione che: da un lato, tuteli il mercato nella sua interezza mediante l imposizione anche alle unità di produzione in esame dei costi di sbilanciamento, dall altro, introduca meccanismi calibrati sulla specificità della fonte in grado di tenere conto della modalità di produzione dell energia elettrica e delle conseguenti difficoltà di effettuare una previsione di immissione in rete che raggiunga il medesimo grado di affidabilità che devono garantire le unità di produzione di energia programmabile. (Capo 7); Con la delibera 522/2014/R/efr (che ha sostituito la delibera 281/2012/R/efr nelle parti in cui è stata annullata) si è previsto di allocare all insieme dei produttori da fonti rinnovabili non programmabili il medesimo totale che sarebbe stato allocato applicando i criteri previsti per i piccoli impianti programmabili, al fine di evitare distorsioni sui mercati, come indicato dal Consiglio di Stato. Non vengono più allocati alla collettività oneri aggiuntivi rispetto a quelli usualmente rientranti nell uplift.

16 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (4/7) Tuttavia, tale totale è stato ridistribuito tra i produttori da fonti non programmabili, tenendo conto delle specificità delle diverse fonti, come indicato dal Consiglio di Stato: al di sopra di una banda differenziata per fonte (più elevata per le fonti più aleatorie), per ogni produttore è stato applicato lo stesso criterio previsto per i piccoli impianti programmabili; al di sotto della banda, il totale residuo non già allocato ai produttori viene redistribuito, consentendo aggregazioni commerciali e compensando le partite economiche di segno opposto (significa cioè che in capo ai produttori rimarrà un costo unitario ridotto perché i maggiori costi di alcuni si compensano con i maggiori ricavi di altri).

17 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (5/7) Il prezzo unitario di sbilanciamento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi per ciascun punto di dispacciamento relativo a unità non abilitate alimentate da fonti rinnovabili non programmabili è calcolato, per ciascun periodo rilevante e per ogni zona di mercato, come di seguito indicato. Per una quantità di energia elettrica pari a: è posto pari alla somma algebrica di due componenti: i) ii) prezzo i MGP, i prezzo i sbil sbil i i prezzo i MGP, i min( sbil ; prog) min( sbil ; prog) i i sbil sbil i i

18 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (6/7) Per una quantità di energia elettrica pari a: è posto pari al prezzo unitario di sbilanciamento definito per le UP non abilitate alimentate dalle fonti programmabili. A tal fine: prezzomgp è il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta su MGP; prezzo è il prezzo di sbilanciamento definito per le UP non abilitate alimentate dalle fonti programmabili; sbil è lo sbilanciamento effettivo riferito a ciascun periodo rilevante; prog è il programma vincolante modificato e corretto riferito a ciascun periodo rilevante;

19 Gli sbilanciamenti per le FER non programmabili (7/7) il pedice i è riferito a ciascun punto di dispacciamento afferente alla zona di mercato a cui ci si riferisce; è una soglia differenziata per fonte e pari a: 49% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione rilevanti alimentate dalla fonte eolica; 31% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione rilevanti alimentate dalla fonte solare fotovoltaica; 8% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione rilevanti alimentate dalla fonte idrica ad acqua fluente; 8% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione non rilevanti; 1,5% in relazione ai punti di dispacciamento relativi a unità di produzione rilevanti alimentate dalle altre fonti rinnovabili non programmabili.

20 Ulteriori elementi relativi agli sbilanciamenti (1/2) Il termine prezzoi prezzomgp, i sbil prende il nome di quota residua. Rappresenta il maggior ricavo o il maggiore costo in capo al produttore rispetto al caso in cui, a parità di energia elettrica immessa, non ci fossero stati sbilanciamenti. Terna applica all utente del dispacciamento l intero corrispettivo di sbilanciamento che si somma algebricamente alla negoziazione dei programmi di immissione di energia elettrica. Non viene quindi esplicitamente applicata la quota residua. Se l utente del dispacciamento è un grossista, questi regola l energia elettrica immessa con il proprio produttore, secondo modalità concordate tra le parti.

21 Ulteriori elementi relativi agli sbilanciamenti (2/2) Se l utente del dispacciamento è il GSE (ritiro dedicato, tariffe fisse onnicomprensive, scambio sul posto), l Autorità disciplina anche il rapporto contrattuale tra GSE e produttore. Nel caso di scambio sul posto e vecchie tariffe fisse onnicomprensive (Cip 6 e l. 244/07) tutta l energia elettrica immessa in rete (non solo quella programmata) viene valorizzata ai rispettivi prezzi. Le quote residue dei corrispettivi di sbilanciamento sono poste in capo alla collettività (componente A3). Nel caso di ritiro dedicato e nuove tariffe fisse onnicomprensive (D.M. 5 e 6 luglio 2012) tutta l energia elettrica immessa in rete (non solo quella programmata) viene valorizzata ai rispettivi prezzi. In più le quote residue dei corrispettivi di sbilanciamento sono poste in capo ai produttori, secondo criteri definiti dal GSE nel rispetto dei principi definiti dall Autorità.

22 Effetti delle FER sul SE Rampa Serale (7 GW) Domanda Residua: quota di domanda non già soddisfatta dalle risorse non comprimibili (es. FRNP) L apporto della generazione non comprimibile ha determinato un sensibile aumento della rampa di carico serale (differenza tra il picco di «domanda residua» serale e la minima «domanda residua» diurna), che è passata da quasi 7 GW del 2011 a oltre 9 GW nel Rampa Serale (9 GW) mercoledì 17 dicembre 2014 Corso di formazione professionale dei giornalisti 22

23 Modifica del profilo di carico orario zonale nella zona Sud Marzo 2010 giorno festivo Marzo 2013 giorno festivo Ore (h) Ore (h) Rischio di taglio della produzione

24 Effetti dell introduzione di una disciplina di valorizzazione degli sbilanciamenti 24 di 10

25 L influenza sull approvvigionamento di risorse su MSD Modifica del carico residuo nel profilo di carico orario zonale Aleatorietà e parziale invisibilità degli impianti eolici e fotovoltaici Aumento della pendenza delle rampe di carico durante il giorno. Necessarie azioni rapide di bilanciamento realizzate da impianti programmabili con elevate capacità di modulazione, rapidi tempi di riposta e trascurabili vincoli di permanenza in servizio Non è possibile prevedere adeguatamente la produzione di tali impianti da offrire su MGP né di prevedere adeguatamente i fabbisogni orari zonali residui. Incremento della necessità di margini di riserva e dei costi su MGP e MSD, oltre che della loro variabilità.

26 I sistemi di accumulo e la delibera 574/2014/R/eel

27 Il ruolo dei sistemi di accumulo I sistemi di accumulo possono prestare servizi utili per la gestione delle reti elettriche. Riduzione delle rampe Maggiore prevedibilità Minore rischio di tagli della produzione I sistemi di accumulo possono contribuire alla riduzione o ad un minor incremento dei costi di dispacciamento determinati dalla presenza di FER

28 I sistemi di accumulo Cosa & Come? Accumulo Stand alone Coupled Impianto di produzione Centro di consumo

29 Possibili configurazioni (1/2) Il Comitato Elettrotecnico Italiano ha recentemente evidenziare le diverse modalità e configurazioni secondo cui possono essere installati i sistemi di accumulo :

30 Possibili configurazioni (2/2)

31 Regolazione dei sistemi di accumulo La delibera 574/2014/R/eel, definisce le modalità di accesso e di utilizzo della rete pubblica nel caso di sistemi di accumulo, nonché le misure dell energia elettrica ulteriori eventualmente necessarie per la corretta erogazione di strumenti incentivanti o di regimi commerciali speciali. La regolazione riguarda i seguenti aspetti: Connessione alla rete pubblica Trasmissione e dispacciamento Misura Erogazione di strumenti incentivanti Il Regolatore non distingue tra le diverse tecnologie per i sistemi di accumulo In passato il Regolatore ha definito regole per i soli sistemi di pompaggio idroelettrico come sistema di accumulo. hyp. Il sistema di accumulo viene considerato come un unità di generazione ai fini regolatori

32 Connessione alla rete pubblica Accumulo Flusso bidirezionale di energia con la rete Nel caso di un sistema di accumulo, la procedura per la connessione alla rete pubblica é la medesima di quella applicata per gli impianti di produzione tradizionali. Il soggetto che applica per la richiesta di connessione deve include nella richiesta: valore della potenza nominale dei sistemi di accumulo nello schema unifilare, i dispositivi rilevanti ai fini della connessione dei medesimi sistemi di accumulo l eventuale nuova potenza richiesta in prelievo per effetto della presenza del sistema di accumulo Si applicano, transitoriamente, le condizioni procedurali ed economiche semplificate previste oggi per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento e impianti FER (procedure e tempistiche standard con indennizzi automatici e corrispettivi a forfait).

33 Trasmissione e distribuzione Nel caso in cui i prelievi di energia elettrica siano destinati ad alimentare esclusivamente i sistemi di accumulo (cioè non ci sono altre utenze): Non si applica il corrispettivo di trasmissione Non si applica il corrispettivo di distribuzione Non si applicano le componenti A, MCT, UC L energia assorbita è valorizzata come se fossero immissioni negative (MGP) Nel caso in cui i prelievi di energia elettrica siano destinati ad alimentare anche altre utenze diverse dal solo sistema di accumulo, trovano applicazione tutte le componenti tariffarie, così come in vigore nel caso di un consumatore finale. La stessa regolazione già si applica nel caso di impianti di pompaggio.

34 Servizio di Dispacciamento Obiettivi: Flessibilità Semplicità I sistemi di accumulo sono considerati sistemi di generazione L utente del dispacciamento, o il produttore, ha la facoltà di definire una unità di produzione specifica per i sistemi di accumulo installati, separata dagli altri gruppi di generazione, o di considerare i predetti sistemi come uno dei gruppi di generazione che costituiscono l unità di produzione A regime, un unità di produzione caratterizzata da sistemi di accumulo dovrebbe essere considerata un unità di produzione programmabile.

35 Utilizzo di sistemi di accumulo in presenza di impianti incentivati (1/2) Ai fini dell ammissibilità agli strumenti incentivanti, viene considerata esclusivamente la produzione di energia elettrica effettivamente prodotta da fonti rinnovabili. Misuratore M2 installato tra l impianto e il sistema di accumulo PP M2 ESS M1 Se l incentivo é della tipologia feed in tariff, é necessario distinguere l energia immessa nella rete e prodotta direttamente dall impianto da quella prelevata, accumulata e reimmessa in rete Necessario algoritmo Se l incentivo é della tipologia feed in premium, é sufficiente far riferimento alla sola misura M2.

36 Utilizzo di sistemi di accumulo in presenza di impianti incentivati (2/2) Misuratore M2 installato dopo l impianto e il sistema di accumulo PP M2 ESS M1 Sia nel caso di un incentivo feed in tariff o feed in premium, é necessario far riferimento al misuratore bidirezionale M2 e a un algoritmo specifico. Infatti é necessario definire la quantità di energia elettrica effettivamente prodotta dall impianto (feed in premium) e distinguere l energia immessa nella rete e prodotta direttamente dall impianto da quella prelevata, accumulata e re-immessa in rete (feed in tariff).

37 I Sistemi Semplici di Produzione e Consumo e la delibera 578/2013/R/eel: i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU)

38 Elementi oggetto di discussione Un sistema semplice di produzione e consumo (SSPC) dovrebbe consentire un efficiente produzione e consumo di energia elettrica nel medesimo sito. Quali sono le configurazioni realizzabili in presenza di concessioni rilasciate ad alcuni soggetti per erogare il servizio di trasmissione e di distribuzione? Come e a quali fattispecie possono essere applicati gli oneri generali di sistema? Queste discussioni hanno condotto a numerose definizioni, disegnando un quadro normativo complesso. La stesse discussioni hanno riguardato anche le reti private, su cui sono ancora in corso dibattiti in merito alla possibilità di realizzazione (si vedano i sistemi di distribuzione chiusi).

39 Il complesso quadro normativo di riferimento Il decreto legislativo n. 115/08 come modificato dal decreto legislativo n. 56/10; La legge n. 99/09; Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010; Il decreto legislativo n. 93/11; La sentenza Tar Lazio 13 luglio 2012; Il decreto legge n. 91/14 e la legge n. 116/14.

40 La regolazione dell Autorità DCO 33/11: primi orientamenti in merito alle modalità per l accesso ai servizi del sistema elettrico. DCO 183/2013/R/eel: orientamenti finali per l applicazione delle definizioni dei diversi sistemi semplici di produzione e consumo e delle reti private (incluse le RIU). DCO 209/2013/R/eel: orientamenti finali per la regolazione del servizio di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita dell energia elettrica nel caso di sistemi semplici di produzione e consumo, con particolare riferimento ai SEU. Deliberazione 578/2013/R/eel: regolazione per i sistemi semplici di produzione e consumo.

41 SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO (SSPC) COOPERATIVE STORICHE CONSORZI STORICI ALTRI SSPC (ASSPC) TICOOP SISTEMA EFFICIENTE DI UTENZA (SEU dl 115/08) SISTEMA ESISTENTE EQUIVALENTE AI SISTEMI EFFICIENTI DI UTENZA (SEESEU dl 115/08) ALTRI SISTEMI DI AUTOPRODUZIONE (ASAP) ALTRI SISTEMI ESISTENTI (ASE) SEESEU A SEESEU B SEESEU C V

42 I sistemi semplici di produzione e consumo La deliberazione 578/2013/R/eel riguarda solo i sistemi semplici di produzione e consumo (SSPC) che NON rientrano tra le reti elettriche. In modo banale, tali sistemi possono essere ricondotti al seguente schema: consumo produzione u P e E U u Misuratore dell energia elettrica immessa e prelevata dalla rete Rete Misuratore dell energia elettrica prodotta

43 Alcune definizioni di base Produttore di energia elettrica o produttore: persona fisica o giuridica che produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell impianto. Egli è l intestatario dell officina elettrica di produzione, ove prevista dalla normativa vigente, nonché l intestatario delle autorizzazioni alla realizzazione e all esercizio dell impianto di produzione; Cliente finale: persona fisica o giuridica che non esercita l attività di distribuzione e che preleva l energia elettrica, per la quota di proprio uso finale, da una rete pubblica anche attraverso reti o linee private. Non si fai mai riferimento ai titolari intesi come proprietari degli asset.

44 I SEU Il sistema efficiente di utenza (SEU) è un sistema in cui uno o più impianti di produzione di energia elettrica, con potenza complessivamente non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, gestiti dal medesimo produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica) e sono realizzati all interno di un area, senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei proprietari dei relativi impianti di produzione.

45 Sintesi della definizione di SEU

46 Applicazione delle tariffe nei SSPC

47 Regolazione tariffaria dei SEU e vantaggi tariffari: di cosa stiamo parlando Costi di rete e di misura 15,54% Imposte 13,27% Oneri generali di sistema 22,14% IV trimestre 2014 Prezzo lordo = 19,29 c /kwh Approvvigiona-mento e vendita 49.04% PED (prezzo energia + dispacciamento) + PPE (perequazione) 44,76% Commercializzazione 4,28% I corrispettivi tariffari a copertura dei servizi di trasporto e misura, nonché i corrispettivi tariffari a copertura degli oneri generali di sistema, in generale, presentano tre componenti: quota per punto [c /punto]; quota potenza [c /kw] quota energia [c /kwh].

48 Regolazione tariffaria dei SEU e vantaggi tariffari: di cosa stiamo parlando 48 di 28

49 Alcune definizioni Piena disponibilità di un area: possesso, in relazione ad una determinata area, di un diritto di proprietà o di altri titoli quali il possesso di un diritto di superficie o di usufrutto, ovvero un titolo contrattuale quale un contratto di comodato d uso o di locazione. Il diritto di servitù non è un titolo idoneo a ritenere un area nella piena disponibilità di un soggetto; Impianto di produzione in assetto cogenerativo ad alto rendimento: per un dato anno n, un impianto di produzione che rispetta le condizioni di cui al decreto legislativo 20/07 e al decreto 4 agosto 2011 e per il quale la grandezza E CHP, definita dai medesimi decreti, è risultata nell anno n-1, superiore o pari alla metà della produzione totale lorda di energia elettrica.

50 Alcune definizioni unità di consumo (UC): insieme di impianti per il consumo di energia elettrica connessi ad una rete pubblica, anche per il tramite di reti o linee elettriche private, tali che il prelievo complessivo di energia elettrica relativo al predetto insieme sia utilizzato per un singolo impiego o finalità produttiva. Essa coincide con la singola unità immobiliare o con l insieme costituito dalla singola unità immobiliare e dalle sue relative pertinenze. Il predetto insieme può anche coincidere con un insieme di unità immobiliari a condizione che ricorrano entrambe le seguenti condizioni: - sono unità immobiliari localizzate su particelle catastali contigue in un unico sito produttivo e nella piena disponibilità della medesima persona giuridica; - sono unità immobiliari utilizzate per attività produttive di beni e/o servizi destinate in via esclusiva alla realizzazione, in quello stesso sito, di un unico prodotto finale e/o servizio.

51 Applicazioni tariffarie per gli ASSPC 1 il 5% non trova applicazione nel caso di impianti < 20 kw in scambio sul posto.

52 Applicazioni tariffarie: SEU e SEESEU Nel caso di SEU e SEESEU: le imprese distributrici e le società di vendita continuano ad applicare le tariffe con esclusivo riferimento all energia elettrica prelevata da rete pubblica occorre dare attuazione alle disposizioni di cui al DL 91/14, il che presuppone la misurazione dell energia consumata e non prelevata dalla rete (a partire dalla misura dell energia elettrica immessa, prelevata e prodotta), nonché interventi di revisione dei sistemi di fatturazione delle imprese distributrici e delle società di vendita attualmente i sistemi di fatturazione gestiscono solo immissioni e prelievi dalla propria rete e risulta impossibile disporre sin dal 2015 dei dati relativi all energia elettrica consumata e dei dati che consentirebbero di stimare in modo preciso tale quantità (con l unica eccezione dei sistemi più rilevanti) il DL 91/14 consente di definire, per il 2015, un sistema alternativo di maggiorazioni delle parti fisse dei corrispettivi posti a copertura degli oneri generali di sistema. Sistema estendibile finché le quote applicate sono inferiori al 10%.

53 Al riguardo Con il DCO 519/2014/R/eel, l Autorità ha indicato l opportunità di: definire un sistema di maggiorazioni, applicato da parte delle imprese distributrici, delle componenti tariffarie A2, A3 e A5 a valere dal 2015 (importo definito da Autorità in concomitanza con l aggiornamento) nel caso di: SEU e SEESEU che presentano punti di prelievo in BT (30 40 /a), SEU e SEESEU che presentano punti di prelievo in MT nella titolarità di soggetti che non inclusi nell elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica (1 k /a); prevedere che le maggiorazioni siano determinate da CCSE nel caso di SEU e SEESEU che presentano punti di prelievo in MT nella titolarità di soggetti energivori e per tutti i punti di prelievo in AT e AAT, nell ambito dei meccanismi per il riconoscimento delle agevolazioni o procedure ad hoc. a regime? Misura dell energia elettrica consumata e applicazione del 5% da parte dei distributori in tutti i casi? Il sistema di maggiorazioni può continuare ad essere usato per la BT?

54 La procedura di qualifica Per godere dei benefici tariffari, occorre la qualifica rilasciata dal GSE. a) Se il sistema usufruiva del servizio di scambio sul posto al 1 gennaio 2014 ed era già in esercizio alla medesima data, il GSE procede in modo autonomo ed automatico, senza alcun intervento da parte del produttore o del cliente finale, a qualificare tale configurazione come SEESEU-B secondo le modalità definite dal medesimo GSE; b) altrimenti, il produttore e il cliente finale presentano al GSE secondo modalità e tempistiche definite dal medesimo GSE la richiesta di qualifica; c) nei casi di impianti che entreranno in esercizio la procedura di qualifica viene attivata dopo la data di entrata in esercizio (entro 60 giorni); Documento di consultazione del GSE 22 ottobre 2014 (scad. 25/11): modalità di richiesta, procedimento di valutazione e comunicazione degli esiti della qualifica SEU o SEESEU esclusivamente per i sistemi entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014

55 Accesso ai servizi di sistema Il cliente finale e il produttore presenti all interno di un ASSPC possono accedere ai servizi di trasporto, dispacciamento e vendita dell energia elettrica immessa e prelevata secondo una delle modalità di seguito evidenziate. Si precisa che: nell ambito degli ASSPC, i limiti, in termini di potenza ai fini dell accesso alle tariffe fisse onnicomprensive o in termini di unicità dell impianto fotovoltaico per ogni punto di connessione, definiti dalle normative vigenti, sono da intendersi riferiti ai punti di connessione tra il sistema stesso e la rete pubblica; l Autorità non regola i rapporti intercorrenti fra il produttore e il cliente finale presenti all interno di un ASSPC e aventi ad oggetto l energia elettrica prodotta e consumata che non transita attraverso la rete pubblica.

56 Caso in cui produttore e cliente coincidono Il cliente finale è anche produttore e titolare dell officina elettrica (non necessariamente anche titolare degli impianti) e stipula i contratti di trasporto, di dispacciamento e di compravendita dell energia elettrica immessa o prelevata direttamente o per il tramite di un grossista. Il medesimo cliente finale può accedere, qualora possieda i requisiti necessari, al ritiro dedicato, allo scambio sul posto e agli incentivi vigenti. Inoltre il cliente finale può accedere, qualora possieda i requisiti necessari, al servizio di maggior tutela o di salvaguardia, nonché usufruire del bonus sociale. Gli eventuali impianti di produzione possono essere forniti da un soggetto terzo che opera unicamente in qualità di fornitore di macchinari e di impiantista/installatore e la sua presenza non rileva ai fini regolatori.

57 Produttore diverso dal cliente: primo caso

58 Produttore diverso dal cliente: primo caso

59 Produttore diverso dal cliente: primo caso Questa configurazione contrattuale implica che: a) il produttore possa: - accedere ai meccanismi di incentivazione dell energia elettrica (certificati verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico, tariffa onnicomprensiva); - richiedere al GSE il ritiro dell energia elettrica immessa in rete (ritiro dedicato); b) il cliente finale possa: - accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia; - usufruire del bonus sociale. Con questo tipo di configurazione contrattuale: - non è possibile accedere allo scambio sul posto.

60 Produttore diverso dal cliente: secondo caso

61 Produttore diverso dal cliente: secondo caso

62 Produttore diverso dal cliente: secondo caso Questa configurazione contrattuale implica che: a) il produttore possa: - accedere ai meccanismi di incentivazione dell energia elettrica prodotta (certificati verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico); b) il cliente finale possa: - accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia; - usufruire del bonus sociale; - accedere allo scambio sul posto. Con questo tipo di configurazione contrattuale: - non è possibile cedere l energia elettrica immessa al GSE nell ambito del ritiro dedicato; - non è possibile accedere ai meccanismi di incentivazione dell energia immessa (tariffa onnicomprensiva).

63 Produttore diverso dal cliente: terzo caso

64 Produttore diverso dal cliente: terzo caso

65 Produttore diverso dal cliente: terzo caso Questa configurazione contrattuale implica che: a) il produttore, che è anche un venditore sul mercato al dettaglio, possa: - accedere ai meccanismi di incentivazione dell energia elettrica (certificati verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico, tariffa onnicomprensiva); - richiedere al GSE il ritiro dell energia elettrica immessa in rete (ritiro dedicato); b) il cliente finale possa: - usufruire del bonus sociale. Con questo tipo di configurazione contrattuale: - non è possibile accedere allo scambio sul posto; - non è possibile, per il cliente finale, accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia, avendo già stipulato un contratto di fornitura con il produttore/venditore.

66 Produttore diverso dal cliente: quarto caso

67 Produttore diverso dal cliente: quarto caso Questa configurazione contrattuale implica che: a) il produttore possa: - accedere ai meccanismi di incentivazione dell energia elettrica prodotta (certificati verdi, conto energia fotovoltaico, conto energia solare termodinamico); b) il cliente finale possa: - usufruire del bonus sociale. Con questo tipo di configurazione contrattuale: - non è possibile accedere allo scambio sul posto; - non è possibile cedere al GSE l energia elettrica immessa nell ambito del ritiro dedicato; - non è possibile accedere ai meccanismi di incentivazione dell energia immessa (tariffa onnicomprensiva); - non è possibile, per il cliente finale, accedere al servizio di maggior tutela o di salvaguardia.

68 Grazie per l attenzione Autorità per l energia elettrica il gas ed il sistema idrico Direzione mercati Unità Produzione di energia, fonti rinnovabili ed efficienza energetica Piazza Cavour, Milano Tel: Fax:

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