Con la pubblicazione della Delibera 727/2022/R/eel in materia di autoconsumo diffuso, l’ARERA – Autorità di Regolazione Energia Reti e Ambiente, ha delineato la nuova disciplina per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso secondo le configurazioni indicate dal Decreto Legislativo 8 novembre 2021 , n. 199 e dal Decreto Legislativo 8 novembre 2021, n. 201.
Che cosa cambia per i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili e per i clienti finali del mercato elettrico?
C’era una volta lo scambio
Prima di parlare di autoconsumo diffuso, proviamo a ricordare da dove siamo partiti.
L’ammissione allo scambio dell’energia elettrica prodotta per usi propri o per la cessione in rete è conseguente all’emanazione della Legge 9 gennaio 1999, n. 9 “Norme per l’attuazione del nuovo Piano energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali” (Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana – serie generale – n. 13 del 16 gennaio 1991 – Supplemento Ordinario n. 6, entrata in vigore il 31 gennaio 1991). In quel periodo, in Italia e in molti paesi europei, è in atto il monopolio del servizio elettrico, che ha caratterizzato gli anni della seconda metà del secolo scorso.
Secondo quanto definito dall’articolo 4 della Legge 6 dicembre 1962, n. 1643, autoproduttore è un’impresa che produce energia destinata a soddisfare (nel triennio precedente) almeno il 70% dei consumi per i fabbisogni dei processi produttivi (definizione consolidata con il D. Lgs. 79/99 in: persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo – articolo 2).
Il Provvedimento n. 6/1992 (Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana – serie generale – n. 109 del 12 maggio 1992), stabiliva che all’energia elettrica scambiata, prodotta da impianti alimentati con fonti convenzionali e da impianti (nuovi o esistenti) alimentati con fonti rinnovabili o assimilate (secondo quanto stabilito dagli articoli 20, 22 e 23 della Legge 9/91), si applicavano coefficienti che tenevano conto delle diverse fasce orarie di consegna e riconsegna e delle perdite sulla rete in funzione della distanza e della tensione di riconsegna (aumentata del 5% per i nuovi impianti, limitatamente ai primi quindici anni dall’entrata in servizio).
In attesa dell’avvio del mercato dell’energia elettrica e con l’obiettivo di prevedere modalità di scambio tali da assicurare la competitività anche agli impianti vincolati a specifici profili di produzione, la Delibera 13/99 “Disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di vettoriamento dell’energia elettrica e alcuni servizi di rete” definiva, a decorrere dal 1° gennaio 2000, lo scambio una modalità di riconciliazione tra l’energia elettrica consegnata e l’energia elettrica riconsegnata, applicata nel caso in cui la consegna e la riconsegna dell’energia elettrica vettoriata non avvengano simultaneamente (articolo 10). Vettoriamento che, secondo la stessa delibera, è il servizio di trasporto dell’energia elettrica da uno o più punti di consegna a uno o più punti di riconsegna.
Poche settimane dopo, il 1° aprile 1999 entrava in vigore il Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79 “Attuazione della direttiva 96/92/CEE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica” che apriva la fase di liberalizzazione del mercato elettrico italiano.
Nel frattempo, la Deliberazione n. 224/00 introduceva la “Disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici con potenza nominale non superire a 20 kW”, in attuazione alle norme introdotte con la Legge 13 maggio 1999, n. 133 (Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana – serie generale – n. 113 del 13 maggio 1999 – Supplemento Ordinario n. 96, entrata in vigore il 18 maggio 1999). Il servizio di scambio sul posto costituiva una fattispecie di vettoriamento dell’energia elettrica, limitatamente agli impianti fotovoltaici con potenza nominale non superiore a 20 kW. Lo scambio sul posto pertanto assumeva il significato di scambio nei casi in cui il punto di consegna e riconsegna dell’energia scambiata coincidono. Disciplina modificata con la Delibera n. 28/06 in attuazione alle prescrizioni del Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana – serie generale – n. 279 del 29 novembre 1995 – Supplemento Ordinario n. 143, entrato in vigore il 14 dicembre 1995). Il servizio di scambio sul posto, erogato dal Gestore contraente, consisteva nell’operare un saldo annuo tra l’energia elettrica immessa in rete dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kW, e l’energia elettrica prelevata dalla rete, nel caso in cui il punto di immissione e di prelievo dell’energia elettrica scambiata con la rete coincidano.
Siamo, come alcuni ricorderanno, in una nuova fase: il periodo di incentivazione delle fonti rinnovabili e, in particolare, dell’energia prodotta con impianti fotovoltaici.
Il Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto (TISP) veniva pubblicato il 9 giugno 2008. Secondo la Deliberazione 3 giugno 2008 – ARG/elt 74/08, il servizio di scambio sul posto consisteva nel realizzare una particolare forma di autoconsumo in sito consentendo che l’energia elettrica prodotta e immessa in rete possa essere prelevata e consumata in un momento differente dal quale avviene la produzione. In questo caso, pertanto, il sistema elettrico assumeva il ruolo di strumento di immagazzinamento virtuale dell’energia prodotta, ma non contestualmente autoconsumata. Continuava la stessa delibera affermando che il servizio di scambio sul posto rappresenta, dunque, un fattore equalizzatore della domanda e dell’offerta energetica del singolo utente, nonché l’incentivazione allo sviluppo della piccola e della microgenerazione, con riferimento alle fonti rinnovabili e alla cogenerazione ad alto rendimento e al perseguimento di un’autosufficienza energetica da parte dei singoli clienti finali.
Lo scambio sul posto (Allegato A al TISP) assumeva il nuovo significato di servizio erogato dal GSE atto a consentire la compensazione tra il valore associabile all’energia elettrica prodotta e immessa in rete e il valore associabile all’energia elettrica prelevata e consumata in periodo differente da quello in cui avviene la produzione.
Il servizio era erogato al cliente finale titolare (o che ha disponibilità) di:
a) Impianti alimentati da fonte rinnovabile di potenza fino a 20 kW (comprese le centrali ibride con produzione, su base annua, non imputabile alle fonti rinnovabili inferiore al 5%);
b) Impianti di cogenerazione ad alto rendimento con potenza fino a 200 kW.
Il TISP subirà un altro aggiornamento con la Delibera 20 dicembre 2021, n. 570/2021/R/eel. La versione aggiornata con la Delibera 22 dicembre 2020, n. 581/2020/R/eel in cui l’ARERA modifica i criteri per l’individuazione delle unità di produzione al fine di permettere l’attuazione alle disposizioni previste dal decreto-legge 34/20 (in materia di impianti fotovoltaici che accedono ai benefici fiscali del Superbonus) è disponibile sul sito web dell’Autorità.
Secondo l’ultima versione, lo scambio sul posto è un istituto regolatorio che consente di compensare le partite di energia elettrica immessa in rete in un’ora con quella prelevata dalla rete in un’ora diversa da quella in cui avviene l’immissione.
L’accesso alla scambio sul posto è riservato: ai clienti finali all’interno di un ASSPC (Altri Sistemi Semplici di Produzione e Consumo) che, al tempo stesso, è produttore di energia elettrica […] (scambio sul posto per ASSPC) ovvero al cliente finale titolare di un insieme di punti di prelievo ed immissione non necessariamente tra essi coincidenti che, al tempo stesso, è produttore di energia elettrica in relazione agli impianti di produzione connessi per tramite dei predetti punti […] (scambio sul posto altrove).
Ai fini dell’accesso allo scambio sul posto:
a) l’utente dello scambio deve essere controparte del contratto di acquisto riferito all’energia elettrica prelevata sul punto di scambio;
b) la potenza complessivamente installata nell’ASSPC da impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2007 è non superiore a 20 kW;
c) la potenza complessivamente installata nell’ASSPC da impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio fino al 31 dicembre 2014 è non superiore a 200 kW;
d) la potenza complessivamente installata nell’ASSPC da impianti di cogenerazione ad alto rendimento è non superiore a 200 kW;
e) la potenza degli impianti di produzione complessivamente installata nell’ASSPC è non superiore a 500 kW.
Tabella 1: Valori del corrispettivo unitario di scambio forfettario per l’anno 2021 – CLICCARE SULLA TABELLA PER ALLARGARE.
(pubblicati sul sito dell’ARERA il 31 marzo 2022)
Oltre allo scambio sul posto, però, il produttore di energia elettrica può accedere ad altre forme di vendita dell’energia elettrica, come il ritiro dedicato (Delibera n. 280/07 e, s.m.i.) o la vendita al mercato libero (contratti bilaterali), forme normalmente riservate ai produttori puri, ovvero, ai produttori che non utilizzano (in toto o in parte) l’energia elettrica per soddisfare i propri fabbisogni energetici.
Tabella 2: Ritiro dedicato – Prezzi minimi garanti per l’anno 2022.
(pubblicati sul sito dell’ARERA il 18 gennaio 2022)
Con la Delibera 4 agosto 2020, n. 318/2020/R/eel, poi, l’ARERA ha introdotto la regolazione delle parti economiche relativa all’energia elettrica condivisa, oggetto di autoconsumo collettivo o nell’ambito di comunità energetiche rinnovabili. Il provvedimento attua quanto disposto dall’articolo 42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162 (coordinato con la legge di conversione 28 febbraio 2020, n. 8) sull’autoconsumo da fonti rinnovabili.
Con i Decreti Legislativi 8 novembre 2021, n. 199 e n, 210, infine, sono state recepite in Italia la Direttiva 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili e la Direttiva 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica.
Come effetto dell’intervento legislativo, il 29 dicembre 2022 l’ARERA ha approvato il TIAD – Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (Delibera 727/2022/R/eel).
L’autoconsumo diffuso
Il TIAD disciplina le modalità per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso, garantendo ai clienti finali e ai produttori interessati tutti i diritti attualmente salvaguardati. Clienti e produttori, pertanto, potranno continuare ad acquistare e vendere l’energia elettrica prelevata o immessa liberamente.
Fra i sistemi di autoconsumo individuale le configurazioni prese in considerazione dalla Delibera 727/2022/R/eel sono quelle relative a:
– fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta, per i quali il produttore e il cliente hanno richiesto di accedere alla regolazione prevista per le forme di autoconsumo che utilizzano la rete pubblica;
– fonti rinnovabili “a distanza” privi di linea diretta;
– clienti attivi a distanza privi di linea diretta.
A queste tipologie si uniscono le configurazioni che riguardano l’autoconsumo collettivo e le comunità di energia, ovvero:
– i gruppi di autoconsumatori da fonti rinnovabili che agiscono collettivamente;
– i gruppi di clienti attivi che agiscono collettivamente;
– le comunità energetiche rinnovabili o comunità di energia rinnovabile (CER);
– le comunità energetiche di cittadini (CEC).
L’area di riferimento per l’autoconsumo diffuso passa dalla Cabina Secondaria (CS) alla Cabina Primaria (CP) secondo criteri definiti in modo convenzionale dai gestori di rete (impresa distributrice, Terna o il gestore di un Sistema di Distribuzione Chiuso) e con una durata di due anni. Questo avviene applicando dei correttivi a partire dalla configurazione reale della rete elettrica; le aree saranno fruibili online sulla pagina web del GSE, in base dell’indirizzo di fornitura.
A tal fine (Articolo 10), le imprese distributrici che dispongono di Cabine Primarie, ciascuna per l’ambito territoriale di competenza, a partire dalla reale configurazione delle proprie reti elettriche, individuano soluzioni atte a identificare l’area sottesa a ogni cabina primaria, pubblicando nei propri siti internet (entro il 28 febbraio 2023) la prima versione delle aree sottese alle singole cabine primarie valida fino al 30 settembre 2023. A decorrere dal 1° ottobre 2023, infatti, le aree sottese alle singole cabine primarie saranno aggiornate ogni due anni al fine di tenere conto delle evoluzioni delle reti elettriche delle imprese di distribuzione.
Per i gestori di un Sistema di Distribuzione Chiuso (SDC) connessi in alta tensione, l’individuazione delle aree sottese alla cabina primaria è effettuata definendo, come area sottesa alla propria cabina primaria, l’area coincidente con l’ambito territoriale del medesimo sistema di distribuzione chiuso.
Norma CEI 0-16:2022-03
Cabina Primaria (CP): Stazione elettrica alimentata in AT o AAT, provvista almeno di un trasformatore AT/MT o AAT/MT dedicato alla rete di distribuzione.
Cabina Secondaria (CS): Cabina elettrica alimentata in MT, provvista di almeno un trasformatore MT/BT dedicato alla rete di distribuzione. Rientrano in questa definizione anche i Posti di Trasformazione su Palo (PTP).
Soggetto deputato all’applicazione del modello regolatorio virtuale è il GSE – Gestore Servizi Energetici, in qualità di gestore del servizio per l’autoconsumo diffuso, che:
– quantifica su base oraria l’energia elettrica autoconsumata e ripartisce l’energia elettrica autoconsumata per ciascun impianto di produzione;
– determina la valorizzazione economica dell’energia elettrica autoconsumata;
– eroga l’incentivo per l’energia elettrica autoconsumata.
Nell’ambito del contratto stipulato dal referente, il GSE riconosce su base mensile il contributo per l’energia elettrica autoconsumata (CACV) e il contributo per l’energia elettrica oggetto di incentivazione (CACI).
Nel caso di gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e di gruppi di clienti attivi che agiscono collettivamente il contributo per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata (CACV), espresso in euro, è pari alla somma dei seguenti elementi:
a) il prodotto tra l’energia elettrica autoconsumata EACV mensile e il corrispettivo unitario di autoconsumo forfetario mensile CUAfa),m pari alla parte unitaria variabile, espressa in c€/kWh, della tariffa di trasmissione (TRASE) definita per le utenze in bassa tensione;
b) il prodotto tra l’energia elettrica autoconsumata EACVC mensile e il corrispettivo unitario di autoconsumo forfetario mensile CUAfb),m pari al valore più elevato della componente variabile di distribuzione definita per le utenze per altri usi in bassa tensione (BTAU) vigenti nel mese m-esimo;
c) la somma, per livello di tensione i e ore h, dei prodotti tra l’energia elettrica autoconsumata EACVC per livello di tensione, il coefficiente delle perdite evitate cPR e il prezzo zonale orario Pz:
CACV = CUAfa),m · EACV + CUAfb),m · EACVC + Sommai,h (EACVC,i * cPR,i · Pz)h
Energia elettrica condivisa per effetto dell’energia elettrica prodotta da impianti di produzione connessi alla rete di distribuzione Coefficiente cPR
%
in bassa tensione 2,6
in media tensione 1,2
Tabella 3: Coefficiente delle perdite di rete evitate (cPR).
Nel caso di comunità energetiche rinnovabili, di comunità energetiche dei cittadini, di autoconsumatori individuali di energia rinnovabile “a distanza” che utilizzano la rete di distribuzione e di clienti attivi “a distanza” che utilizzano la rete di distribuzione, per ciascuna configurazione il GSE calcola su base mensile il contributo per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata (CACV), espresso in euro, pari al prodotto tra l’energia elettrica autoconsumata EACV e il corrispettivo unitario di autoconsumo forfetario mensile CUAfa),m:
CACV = CUAfa),m · EACV
I requisiti per l’accesso al servizio per l’autoconsumo diffuso sono riportati all’Articolo 3 del TIAD.
Il TIAD trova applicazione a decorrere dall’ultima data tra il 1° marzo 2023 e la data di entrata in vigore del decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica previsto dall’articolo 8 del Decreto Legislativo 8 novembre 2021, n. 199 “Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, recante le disposizioni in merito agli incentivi per la condivisione dell’energia elettrica; a decorrere da questa data la deliberazione 318/2020/R/eel e il relativo Allegato A sono abrogati.
Decreto Legislativo 8 novembre 2021, n. 199
Articolo 8 – Regolamentazione degli incentivi per la condivisione dell’energia1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, con le modalità di cui al comma 9 dell’articolo 42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8, sono aggiornati i meccanismi di incentivazione per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo o in comunità energetiche rinnovabili di potenza non superiore a 1 MW, sulla base dei seguenti criteri direttivi:
a) possono accedere all’incentivo gli impianti a fonti rinnovabili che hanno singolarmente una potenza non superiore a 1 MW e che entrano in esercizio in data successiva a quella di entrata in vigore del presente decreto;
b) per autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e comunità energetiche rinnovabili l’incentivo è erogato solo in riferimento alla quota di energia condivisa da impianti e utenze di consumo connesse sotto la stessa cabina primaria;
c) l’incentivo è erogato in forma di tariffa incentivante attribuita alla sola quota di energia prodotta dall’impianto e condivisa all’interno della configurazione;
d) nei casi di cui alla lettera b) per i quali la condivisione è effettuata sfruttando la rete pubblica di distribuzione, è previsto un unico conguaglio, composto dalla restituzione delle componenti di cui all’articolo 32, comma 3, lettera a), compresa la quota di energia condivisa, e dall’incentivo di cui al presente articolo;
e) la domanda di accesso agli incentivi è presentata alla data di entrata in esercizio e non è richiesta la preventiva iscrizione a bandi o registri;
f) l’accesso all’incentivo è garantito fino al raggiungimento di contingenti di potenza stabiliti, su base quinquennale, in congruenza con il raggiungimento degli obiettivi di cui all’articolo 3.
2. Nelle more dell’adozione del decreto di cui al comma 1 continua ad applicarsi il decreto ministeriale adottato in attuazione dell’articolo 42-bis, comma 9, del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8.
3. Con il decreto di cui al comma 1 sono stabilite modalità di transizione e raccordo fra il vecchio e il nuovo regime, al fine di garantire la tutela degli investimenti avviati.
Antonello Greco
Presidente CEI CT64
