Verona Solarexpo 5 maggio 2011

1. La generazione distribuita:
novità regolatorie
Solarexpo – Fiera di Verona
5 maggio 2011
Direzione Mercati
Unità fonti rinnovabili, produzione di energia e impatto ambientale
Autorità per l’energia elettrica e il gas
1

2. PREMESSA
TEMI IMPORTANTI PER LA
PRODUZIONE DI ENERGIA
ELETTRICA
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3. Elementi fondamentali per la produzione di energia elettrica
Chi regola il servizio Chi eroga il servizio
Regioni o Stato (solo per Regioni, enti locali o Stato
impianti con potenza (solo per impianti con
Autorizzazioni termica superiore a 300 potenza termica superiore
MWt e impianti eolici off a 300 MWt e impianti eolici
shore) off shore)
Gestore di rete (imprese
Accesso ai servizi di
Connessioni Autorità
distributrici o Terna)
Trasporto: imprese
sistema
Trasporto e distributrici e Terna
Autorità
dispacciamento Dispacciamento in
immissione: Terna
Gestore di rete (imprese
Misura Autorità
distributrici o Terna)
Cessione Libero mercato o GSE per
Autorità
dell'energia
Cessione o
dell'energia il ritiro dedicato
scambio
Scambio sul
Imprese distributrici fino al
posto (in
Autorità 31 dicembre 2008, GSE
alternativa alla
dall'1 gennaio 2009
cessione)
Incentivi
Incentivi (ove MSE, MATTM e Autorità
GSE
previsti) ove previsto
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4. Vantaggi per la produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili
 priorità di dispacciamento dell’energia elettrica prodotta e immessa in
rete (d. lgs. n. 79/99);
 semplificazioni nelle procedure per la connessione (delibera ARG/elt
99/08 dall’1 gennaio 2009);
 per impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per le fonti rinnovabili non
programmabili di ogni taglia, semplificazioni per la cessione dell’energia
elettrica, nel caso in cui il produttore scelga di cederla al GSE (ritiro
dedicato, delibera n. 280/07 dall’1 gennaio 2008);
 in alternativa alla cessione dell’energia immessa in rete, scambio sul
posto (delibera ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009). Questa possibilità è
prevista per gli impianti fino a 200 kW;
 incentivi economici, tra cui certificati verdi, incentivi in conto energia
(feed in premium), tariffa fissa onnicomprensiva (feed in tariff).
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5. Descrizione sintetica degli strumenti incentivanti esistenti in Italia per le fonti rinnovabili
Durata del periodo di
Tipo di incentivo A quali impianti si applica Quantità di energia incentivata
incentivazione
Energia elettrica prodotta netta per gli impianti
12 anni per gli impianti entrati in entrati in esercizio tra l'1 aprile 1999 e il 31
Impianti alimentati da fonti
esercizio tra l'1 aprile 1999 e il dicembre 2007; energia elettrica prodotta netta
rinnovabili e impianti ibridi
Certificati verdi 31 dicembre 2007; 15 anni per moltiplicata per un coefficiente per gli impianti
entrati in esercizio dall'1
gli impianti entrati in esercizio entrati in esercizio dall'1 gennaio 2008. Nel caso
aprile 1999
dall'1 gennaio 2008 di impianti ibridi, la produzione incentivata è
quella attribuibile alle fonti rinnovabili.
Impianti fotovoltaici entrati in
Conto energia per
esercizio dopo il 30 20 anni Energia elettrica prodotta.
impianti fotovoltaici
settembre 2005
Impianti solari
Conto energia per Energia elettrica prodotta netta. Nel caso di
termodinamici entrati in
impianti solari 25 anni impianti ibridi, la produzione incentivata in conto
esercizio dopo il 18 luglio
termodinamici energia è quella attribuibile alla fonte solare.
2008.
Impianti entrati in esercizio
dall'1 gennaio 2008:
alimentati da fonte eolica Energia elettrica immessa. Nel caso di impianti
Tariffa fissa
fino a 200 kW; alimentati 15 anni ibridi, l'immissione incentivata in conto energia è
onnicomprensiva
dalle altre fonti rinnovabili, quella attribuibile alle fonti rinnovabili.
ad eccezione della solare,
fino a 1 MW.
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6. Vantaggi per la produzione di energia elettrica da
impianti cogenerativi ad alto rendimento
 esonero dall’obbligo di acquisto dei certificati verdi e priorità di
dispacciamento dell’energia elettrica immessa in rete (d. lgs. n. 79/99);
 semplificazioni per le connessioni (delibera ARG/elt 99/08 dall’1
gennaio 2009);
 per impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per le fonti rinnovabili non
programmabili di ogni taglia, semplificazioni per la cessione dell’energia
elettrica, nel caso in cui il produttore scelga di cederla al GSE (ritiro
dedicato): non è quindi conseguenza della qualifica di cogenerazione ad
alto rendimento (delibera n. 280/07 dall’1 gennaio 2008);
 in alternativa alla cessione dell’energia immessa in rete, scambio sul
posto (delibera ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009). Questa possibilità è
prevista per gli impianti fino a 200 kW;
certificati bianchi (in fase di revisione e ridefinizione a cura del MSE).
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7. Accesso alla rete, modalità di cessione dell'energia elettrica e incentivi previsti per le fonti rinnovabili (esclude le
connessioni e la misura)
Accesso alla rete e modalità di cessione dell'energia elettrica Incentivi (per le fonti
Totale
immessa rinnovabili)
Quali fonti tra
Ricavi per il
Modalità di cessione Quali impianti Contratti da siglare Tipo di incentivi quelle
produttore
rinnovabili
Dispacciamento in Tutte, ad
immissione con Terna + eccezione
Certificati verdi
Compravendita con la della fonte
Libero mercato
propria controparte + solare Vendita +
1 (partecipazione diretta in Tutti
Regolazione trasporto con incentivo
Borsa o tramite trader)
Terna e impresa
Conto energia Solare
distributrice per impianti
connessi in MT o BT
Unica convenzione con il Tutte, ad
Di potenza < 10 MVA
Ritiro dedicato, secondo GSE che comprende anche eccezione
o di potenza qualsiasi Certificati verdi
modalità e condizioni il dispacciamento in della fonte Vendita +
2 se alimentati da fonti
economiche definite immissione e il trasporto solare incentivo
rinnovabili non
dall'Autorità dell'energia elettrica
programmabili Conto energia Solare
immessa
Alimentati da fonte
Conto energia,
eolica fino a 200 kW; Tutte, ad Vendita (a un
Unica convenzione con il già incluso nel
Ritiro a tariffa fissa alimentati dalle altre eccezione prezzo che già
3 GSE inclusiva di tutto, prezzo di ritiro
onnicomprensiva fonti rinnovabili, ad della fonte include
compresi gli incentivi dell'energia
eccezione della solare l'incentivo)
elettrica
solare, fino a 1 MW
Contratto di scambio con il Tutte, ad
Alimentati da fonti eccezione Compensazione
GSE relativo all'energia Certificati verdi
rinnovabili e della fonte tra l'energia
elettrica immessa e allo
cogenerativi ad alto solare elettrica
4 Scambio sul posto scambio sul posto. Non
rendimento di immessa e
sostituisce la regolazione
potenza fino a 200 quella prelevata
dell'energia elettrica Conto energia Solare
kW + incentivo
prelevata
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8. QUESTIONI GENERALI RELATIVE
ALL’ACCESSO E ALL’UTILIZZO
DELLE RETI
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9. Il problema della saturazione virtuale delle reti
 Complessivamente in Italia sono stati accettati preventivi di connessione
per 128 GW sulla rete di trasmissione nazionale e per circa 22 GW sulla
rete di distribuzione (dati aggiornati al 31 dicembre 2010), a fronte di una
potenza complessivamente installata pari a circa 111 GW alla fine del 2010
e di una domanda di energia elettrica alla punta inferiore a 57 GW. In
alcune regioni i preventivi accettati superano di gran lunga la capacità
installabile sulla base dei piani energetici regionali.
 Appare pertanto impossibile che vengano effettivamente realizzati
impianti per potenze complessive così elevate.
 Tale situazione, soprattutto nelle zone dove la rete è una risorsa
maggiormente scarsa, porta alla saturazione virtuale della capacità di rete
che, pur essendo una saturazione “sulla carta”, rende impossibile lo
sviluppo di nuove iniziative.
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10. Riduzione dei fenomeni associati all’occupazione
della capacità di trasporto sulla rete - 1
 Al fine di risolvere tale problema, l’Autorità, nei limiti dei propri poteri e del
proprio ambito di intervento, con il documento per la consultazione DCO
15/10, ha proposto due linee di intervento tra loro alternative:
 la prima consiste nella previsione che il diritto alla prenotazione della
capacità di trasporto sulle linee elettriche si venga a consolidare
soltanto a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni necessarie per la
realizzazione dell’impianto di produzione;
 la seconda consiste nella definizione di una garanzia (deposito
cauzionale o fideiussione) da presentare al gestore di rete, in aggiunta
al versamento dei corrispettivi per la richiesta del preventivo e per la
realizzazione della connessione.
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11. Riduzione dei fenomeni associati all’occupazione
della capacità di trasporto sulla rete - 2
 L’Autorità, con la delibera ARG/elt 125/10, partendo dalla seconda
proposta contenuta nel documento per la consultazione (da quasi tutti
ritenuta la più indicata anche perché di più semplice attuazione), ha previsto
che nelle aree critiche e per le linee critiche (definite nella medesima
deliberazione), il richiedente, qualora diverso da un cliente finale domestico,
renda disponibile al gestore di rete, con cadenza annuale, un corrispettivo a
garanzia della prenotazione della capacità di rete, sotto forma di
fideiussione bancaria o di deposito cauzionale.
 Le garanzie hanno funzione di corrispettivo per la prenotazione della rete
e, pertanto, sono correlate alla durata della prenotazione. Per lo stesso
motivo, vengono restituite (o non escusse) solo se l’impianto di produzione
viene completato.
 Tale misura deve essere estesa anche agli iter di connessione già in
corso perché, diversamente, il problema non può trovare soluzione.
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12. Riduzione dei fenomeni associati all’occupazione
della capacità di trasporto sulla rete - 3
Valori della garanzia:
 AT e AAT: 20.250 €/MW
 MT: 60.000 €/MW
 BT: 110 €/kW
I valori delle garanzie che si intendono determinare sono convenzionali e
devono essere tali da riflettere i costi medi sostenuti dal sistema e le
infrastrutture di rete coinvolte nei casi più frequenti. Pertanto, i modelli
utilizzati non sono finalizzati alla determinazione puntuale dei costi associati
ad uno specifico intervento, ma alla determinazione di valori medi
convenzionali.
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13. Riduzione dei fenomeni associati all’occupazione
della capacità di trasporto sulla rete - 4
 In data 11 gennaio il Tar Lombardia, su istanza di diversi operatori del
settore, ha emanato un’ordinanza sospensiva delle disposizioni del TICA in
materia di garanzia (avente funzione di corrispettivo) per l’occupazione della
capacità di trasporto per le linee e le aree critiche. Il provvedimento
amministrativo sopra menzionato non costituisce una valutazione sul merito
della delibera dell’Autorità, ma rappresenta solamente una misura
cautelare, motivata dalla presenza di elementi di ambiguità in merito alla
casistica relativa all’escussione della garanzia. Il giudizio definitivo è atteso
per il 30 giugno p.v.
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14. Riduzione dei fenomeni associati all’occupazione
della capacità di trasporto sulla rete - 5
 L’Autorità, con delibera ARG/elt 9/11, ha sospeso l’efficacia
dell’applicazione del corrispettivo, nelle more dei giudizi pendenti dinanzi al
Tar Lombardia, ferma restando la piena efficacia delle altre disposizioni del
TICA. Inoltre l’Autorità ha disposto che i gestori della rete nelle more dei
suddetti giudizi pendenti:
 non richiedano ai soggetti richiedenti la connessione il versamento
del corrispettivo per la prenotazione della capacità di rete;
 non provvedano all'escussione delle fideiussioni bancarie o al
trattenimento dei depositi cauzionali;
 restituiscano, su richiesta del soggetto interessato, il corrispettivo già
versato, sotto forma di fideiussione bancaria o deposito cauzionale,
salva eventuale ripetizione all’esito del giudizio.
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15. Il problema della saturazione reale delle reti
 Già oggi esistono reti elettriche realmente sature e, pertanto, non in grado
di veicolare tutta la produzione elettrica immessa.
 Il problema si è manifestato soprattutto lungo alcune dorsali appenniniche
caratterizzate dalla presenza di numerosi impianti (per lo più eolici) e carichi
limitati o nulli.
 Per risolvere tale problema occorre sviluppare le reti elettriche e,
congiuntamente, valutare la realizzazione di sistemi di accumulo (in
particolare i sistemi di pompaggio) che consentano di sfruttare al meglio la
rete disponibile. In tal senso il decreto legislativo n. 28/11 introduce elementi
importanti, anche finalizzati ad accelerare l’iter autorizzativo delle reti.
 L’Autorità, nell’ambito dei propri poteri, sta cercando di promuovere
(seppur in via sperimentale) l’accelerazione nella realizzazione delle reti o
degli elementi di rete nelle zone più critiche (delibera ARG/elt 87/10).
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16. Il dispacciamento delle fonti rinnovabili - 1
 Le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili hanno diritto alla
priorità di dispacciamento, compatibilmente con la sicurezza del sistema
elettrico.
 Tra di esse, per quelle alimentate da fonti rinnovabili non programmabili,
qualora l’energia elettrica effettivamente immessa in rete da tali unità sia
diversa da quella prevista, non vengono attribuiti a tali unità i maggiori costi
indotti sul sistema che, pertanto, vengono socializzati. L’aleatorietà della
disponibilità delle fonti non programmabili, infatti, comporta la necessità di
impianti sempre disponibili ad entrare in produzione (capacità di riserva).
 Per contenere la necessità (e il costo) di capacità di riserva, è essenziale,
tra l’altro, promuovere la corretta previsione della produzione di energia
elettrica.
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17. Il dispacciamento delle fonti rinnovabili - 2
 L’Autorità sta già assumendo provvedimenti volti a ottimizzare l’utilizzo
della rete elettrica anche attraverso il miglioramento delle previsioni delle
immissioni di energia elettrica da parte dei produttori, e quindi a ridurre i
costi complessivi di dispacciamento, favorendo l’incremento della
produzione da fonti rinnovabili non programmabili e garantendo la sicurezza
della rete. In particolare:
 nel caso di impianti > 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili, è stata definito un premio in caso di corretta previsione;
 nel caso di impianti fino a 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili, il GSE ha il compito di effettuare previsioni aggregate
per zona di mercato: ad oggi questo è il massimo beneficio che il
sistema può trarre con riferimento alla cosiddetta “generazione
distribuita”.
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18. Il dispacciamento delle fonti rinnovabili - 3
 Al fine di ridurre i costi complessivi di dispacciamento e di favorire
l’incremento della produzione da fonti rinnovabili non programmabili, gli
impianti eolici devono fornire una serie di servizi di rete (peraltro già
introdotti nei Paesi europei con maggior diffusione di impianti eolici), tra cui
la regolazione di potenza attiva e reattiva, la riduzione di potenza,
l’insensibilità agli abbassamenti di tensione.
 Fino ad oggi non sono state definite disposizioni analoghe per gli altri
impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili.
 Infine, per il periodo compreso tra il 2008 e il 2011, l’Autorità ha definito
una nuova regolamentazione tariffaria volta a promuovere gli investimenti in
sistemi di automazione, protezione e controllo delle reti attive (con la
possibilità di coinvolgere l’utenza con interventi di efficientamento della
domanda). Ci si aspettano effetti positivi sull’intero sistema elettrico,
promuovendo ulteriormente lo sviluppo della generazione distribuita e della
piccola generazione e, in ultima istanza, delle fonti rinnovabili.
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19. LE CONNESSIONI DEGLI IMPIANTI DI
PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
ALLE RETI:
LA DELIBERA ARG/ELT 99/08
COME MODIFICATA
DALLA DELIBERA ARG/ELT 125/10
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20. Obiettivi della delibera ARG/elt 125/10 - 1
I punti principali possono essere così sintetizzati:
 definizione di interventi finalizzati ad annullare i fenomeni associati
all’occupazione della capacità di trasporto sulla rete. Tali fenomeni sono
dannosi al corretto sviluppo del sistema elettrico soprattutto nelle zone in
cui, anche per effetto dello sviluppo delle fonti rinnovabili, la capacità di
trasporto richiesta è di gran lunga superiore alla capacità di trasporto
attualmente disponibile sulla rete (si vedano le slides precedenti);
 analisi più puntuale delle procedure che al momento non trovano
regolazione nel TICA, con particolare riferimento al coordinamento tra
gestori di rete, al coordinamento tra produttori e all’attivazione della
cosiddetta open season nelle aree critiche;
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21. Obiettivi della delibera ARG/elt 125/10 - 2
 definizione e razionalizzazione delle procedure che, pur non essendo
direttamente correlate alla connessione tecnica di un impianto alla rete,
sono necessarie affinché la connessione possa essere attivata (ad
esempio, affinché un impianto possa entrare in esercizio commerciale è
necessaria la stipula di alcuni contratti con cui viene regolato l’utilizzo
della rete). A tal fine si propone l’introduzione di un vero e proprio
“pannello di controllo” unico, realizzato e gestito da Terna nell’ambito del
progetto GAUDÌ, atto ad evidenziare la sequenza delle attività da svolgere
e dove i vari soggetti coinvolti (impresa distributrice, GSE, richiedente la
connessione/produttore, Terna) possano registrare i relativi esiti rendendo
monitorabile e trasparente la situazione dell’accesso di un impianto di
produzione di energia elettrica alla rete;
 definizione di principi finalizzati a garantire uno sviluppo più razionale del
sistema elettrico, per promuovere l’accesso alla rete degli impianti di
produzione realizzati e di futura realizzazione.
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22. Strumenti finalizzati a migliorare la
trasparenza delle connessioni
 Terna e le imprese distributrici definiscono e pubblicano sui propri siti
internet degli atlanti relativi alle reti in alta e altissima tensione e alle
cabine primarie AT/MT per fornire indicazioni qualitative aggiornate, in
relazione alle disponibilità di capacità di rete, individuando le linee e le
aree critiche.
 Terna e le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti, entro il 31
dicembre 2011, predispongono un portale informatico finalizzato alla
gestione dell’iter di connessione.
 Le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti, entro il 30 giugno
di ogni anno, pubblicano e trasmettono all’Autorità e al Ministero dello
Sviluppo Economico i propri piani per lo sviluppo delle reti, anche
tenendo conto dello sviluppo atteso della produzione di energia
elettrica.
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23. Attivazione dell’open season in bt e MT
Nelle aree critiche (come definite nel TICA) le imprese distributrici possono
prevedere l’attivazione dell’open season di ampiezza trimestrale, al fine di
consentire l’analisi congiunta di più richieste di connessione e per poter
pianificare in modo più adeguato e razionale il necessario sviluppo di rete.
L’open season non riguarda i clienti domestici e le richieste di connessione per
le quali la potenza ai fini della connessione è pari a zero.
 In caso di attivazione dell’open season le tempistiche previste per la
messa a disposizione del preventivo e le tempistiche relative al
coordinamento tra gestori di rete, qualora si renda necessaria
l’attivazione, decorrono dal giorno lavorativo successivo a quello di
chiusura dell’open season.
 Le imprese distributrici che intendono attivare l’open season lo
comunicano all’Autorità e ne danno informativa sui propri siti internet con
almeno un mese di anticipo, specificando, tra l’altro, la data di inizio e la
data di conclusione.
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24. Procedure
per la richiesta della connessione
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25. La regolazione delle connessioni attive:
il quadro d’insieme
Regole Procedure Livello di Corrispettivo di
tecniche erogazione connessione
del servizio
bt Norme dei
distributori Procedure Fino a 100 Convenzionale
comuni e kW per FER e CAR
MT Unico iter dettagliate Fino a
CEI 0-16 o per la 6.000 kW
AT Codice di richiesta di Come in Proporzionalità
- Rete (nel connessione del. n. Oltre alla potenza
caso di 281/05 della rete
AAT
Terna) impegnata per
FER e CAR +
sconto per FER
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26. Richiesta di connessione - 1
 Le richieste di nuove connessioni:
a) riguardanti una potenza in immissione richiesta inferiore a 10.000
kW, devono essere presentate all’impresa distributrice competente
nell’ambito territoriale;
b) riguardanti una potenza in immissione richiesta uguale o superiore
a 10.000 kW, devono essere presentate a Terna.
 Le richieste di valutazione di adeguamento della connessione
esistente devono essere presentate a Terna nel caso in cui l’impianto
sia già connesso alla rete di trasmissione e all’impresa distributrice
competente per ambito territoriale nel caso in cui l’impianto sia già
connesso alla rete di distribuzione.
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27. Richiesta di connessione - 2
 Il richiedente può indicare nella richiesta di connessione un punto
esistente della rete con obbligo di connessione di terzi al quale il
gestore di rete dovrà riferirsi per la determinazione della soluzione per
la connessione.
 Terna e le imprese distributrici elaborano e pubblicano un modello
standard per la presentazione della richiesta di connessione.
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28. La scelta del punto di connessione preferenziale
Si può indicare nella richiesta un punto esistente della rete al quale il
gestore di rete dovrà riferirsi per la soluzione di connessione. In tali casi:
 il preventivo deve prevedere la connessione nel punto di rete indicato
dal richiedente;
 se quel punto non accetta l’intera potenza richiesta in immissione, il
preventivo deve indicare la massima potenza che può essere
connessa, con relativa giustificazione;
 il gestore di rete può proporre soluzioni alternative finalizzate a
connettere l’intera potenza richiesta in immissione;
 il richiedente, se rinuncia alla soluzione per la connessione relativa al
punto di rete indicato, può optare per l’elaborazione di un nuovo
preventivo, senza ripresentare la documentazione che già aveva
inviato ai fini del primo preventivo.
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29. Richiesta di connessione - 3
All’atto della presentazione della richiesta di connessione il richiedente è
tenuto a versare a Terna o all’impresa distributrice un corrispettivo per
l’ottenimento del preventivo pari a:
 100 euro per potenze in immissione richieste fino a 50 kW;
 200 euro per potenze in immissione richieste superiori a 50 kW e fino
a 100 kW;
 500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 100 kW e
fino a 500 kW;
 1.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 500 kW e
fino a 1.000 kW;
 2.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 1.000 kW.
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30. Il livello di tensione di erogazione del
servizio di connessione
Potenza richiesta in immissione Livello di erogazione del servizio
fino a 100 kW bt
fino a 6.000 kW MT
oltre 6.000 kW AT/AAT
 Oltre i valori indicati, è facoltà del gestore di rete connettere
comunque il richiedente al livello di tensione inferiore: ad esempio, per
una potenza richiesta pari a 120 kW, il distributore, se lo ritiene
compatibile con la propria rete, può realizzare la connessione in bt.
 Nel caso di connessione esistente, il servizio di connessione è
erogato al livello di tensione della connessione esistente nei limiti di
potenza già disponibile per la connessione.
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31. Modalità e Condizioni Contrattuali
I gestori di rete pubblicano le modalità e condizioni contrattuali (MCC) per
l’erogazione del servizio di connessione. Le MCC definiscono, tra l’altro:
 le modalità e i tempi di risposta relativi alle varie richieste, ove
previsto, conformemente a quanto disposto nel TICA;
 le soluzioni tecniche convenzionali adottate dal gestore di rete per la
realizzazione della connessione;
 gli standard tecnici e le specifiche di progetto essenziali per la
realizzazione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti di rete per
la connessione;
 le modalità di pagamento dei corrispettivi di connessione e per la
determinazione dei corrispettivi a copertura dei costi sostenuti dal
gestore di rete per la gestione dell’iter autorizzativo.
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32. Condizioni per la connessione alle reti in
bassa e media tensione
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33. Tempistiche e responsabilità TEMPI
In capo all’impresa gg = giorni lavorativi
distributrice
• 20 gg se Pi  100 kW
• max 30 gg per bt • max 30 gg (lavori semplici)
• 45 gg se 100 kW < Pi  1.000 kW
• max 60 gg per MT • max 90 gg (lavori complessi)
• 60 gg se Pi > 1.000 kW
- maggiorati di 15 gg/km di linea
maggiorati di 15 gg se necessari
In capo al richiedente MT per distanze superiori al
interventi al livello di tensione
• max 60 gg per bt km
superiore
max 45 gg • max 90 gg per MT max 10 gg
t0 t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7
Presentazione Fine lavori Completamento
Richiesta di Accettazione Completamento Attivazione
Preventivo richieste produttore per lavori impianto
connessione preventivo connessione connessione
autorizzazioni connessione di produzione
impresa
impresa distributrice impresa impresa
richiedente richiedente richiedente richiedente
distributrice - distributrice distributrice
richiedente
max
RESPONSABILITÀ 2 gg
Pagamento corrispettivo Pagamento del 30% del corrispettivo per la
per ottenimento connessione: viene restituito, maggiorato
GAUDÌ
preventivo degli interessi legali, se l’iter autorizzativo ha Pagamento del 70% del
esito negativo + eventuale garanzia corrispettivo per la connessione
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34. Interpretazione autentica della definizione di
“data di completamento della connessione”
(delibera ARG/elt 51/11)
“La data di completamento della connessione, che pone fine al tempo per
la realizzazione della connessione, è la data di invio del documento relativo al
completamento della realizzazione e alla disponibilità all'entrata in esercizio
della connessione.
Ciò presuppone che il gestore di rete abbia completato tutte le attività
preliminari di propria competenza, rendendosi reperibile per definire,
d'accordo con il richiedente, la data dell'attivazione.
Tra le attività preliminari necessarie ai fini dell'attivazione della connessione
rientra anche la predisposizione e l'invio al richiedente del regolamento
d'esercizio nonché, qualora tale attività non sia effettuata dal richiedente,
l'installazione dei misuratori necessari.”
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35. Corrispettivo per la connessione - 1
 Il corrispettivo per la connessione di impianti alimentati da fonti rinnovabili
o cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti dalla deliberazione n.
42/02 è il minor valore tra:
A  CPA  P  CM A  P  DA  100
B  CPB  P  CM B  P  DB  6000
dove:
CPA = 35 €/kW CMA = 90 €/(kW km)
CPB = 4 €/kW CMB = 7,5 €/(kW km)
P è la potenza ai fini della connessione
DA è la distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di
trasformazione MT/bt
DB è la distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di
trasformazione AT/MT
 Il corrispettivo esclude i costi di gestione delle autorizzazioni che
dovranno essere versati separatamente ai gestori di rete, se gestite dai
medesimi.
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36. Corrispettivo per la connessione - 2
 Il corrispettivo per la connessione di impianti non alimentati da fonti
rinnovabili né cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti dalla
deliberazione n. 42/02 è pari al massimo tra il corrispettivo
convenzionale definito nella slide precedente e il costo determinato
sulla base di soluzioni tecniche standard, pubblicate dall’impresa
distributrice unitamente ai relativi costi medi.
 Il corrispettivo esclude i costi di gestione delle autorizzazioni che
dovranno essere versati separatamente ai gestori di rete, se gestite dai
medesimi.
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37. Priorità di trattamento
 Le imprese distributrici trattano in via prioritaria le richieste e la
realizzazione delle connessioni di impianti di produzione da fonte
rinnovabile e da cogenerazione ad alto rendimento rispetto agli impianti
di produzione diversi dai predetti impianti.
 I limiti temporali stabiliti dalle condizioni procedurali di cui al presente
provvedimento riferite a connessioni di impianti di produzione da fonti
diverse dalle fonti rinnovabili e dalla cogenerazione ad alto rendimento
possono subire modifiche, stabilite dalle imprese distributrici non oltre
un tempo massimo pari al doppio dei tempi previsti, per effetto
dell’attuazione del predetto principio di priorità.
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38. Gli indennizzi automatici - 1
In caso di mancato rispetto dei tempi previsti per:
 la messa a disposizione del preventivo;
 la messa a disposizione del preventivo per il quale è stata richiesta la modifica
prima dell’accettazione;
 la messa a disposizione dell’eventuale preventivo aggiornato a seguito
dell’ottenimento delle autorizzazioni;
 la presentazione di eventuali richieste di autorizzazione in capo all’impresa
distributrice;
 la messa a disposizione delle informazioni necessarie alla predisposizione della
documentazione da presentare nell’ambito del procedimento autorizzativo;
 l’invio al richiedente, nel caso si avvalga della facoltà di realizzazione in proprio
dell’impianto per la connessione, degli elementi necessari alla realizzazione della
connessione secondo gli standard realizzativi;
 l’attivazione della connessione;
38 di 131

39. Gli indennizzi automatici - 2
 il collaudo per la messa in esercizio dell’impianto di rete, nel caso in cui il
richiedente si avvalga della facoltà di realizzazione in proprio dell’impianto per la
connessione;
 la restituzione del 30% del corrispettivo per la connessione, maggiorato degli
interessi legali, versato dal richiedente, nel caso in cui il procedimento
autorizzativo unico o l’iter per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio
dell’impianto di produzione abbia avuto esito negativo;
 la restituzione del 30% del corrispettivo per la connessione, maggiorato degli
interessi legali, già versato dal richiedente, nel caso in cui il richiedente si avvalga
della facoltà di realizzazione in proprio dell’impianto per la connessione;
 la restituzione, qualora positiva, della differenza tra il costo relativo alle opere
realizzate dal richiedente, come individuato nella STMG, e il corrispettivo per la
connessione, nel caso in cui il richiedente si avvalga della facoltà di realizzazione
in proprio dell’impianto per la connessione,
l’impresa distributrice è tenuta a corrispondere al richiedente 20 euro/giorno per
ogni giorno lavorativo a titolo di indennizzo automatico.
39 di 131

40. Gli indennizzi automatici - 3
Realizzazione della connessione
Per ogni giorno lavorativo di ritardo della realizzazione della
connessione, fino a un massimo di 120 giorni lavorativi, l’impresa
distributrice è tenuta a corrispondere al soggetto che richiede la
connessione un indennizzo pari al maggior valore tra:
5% del corrispettivo per la e 20 euro
realizzazione della connessione
Se il ritardo supera i 120 giorni lavorativi, il richiedente segnala
l’inadempienza all’Autorità, per l’adozione dei provvedimenti di
propria competenza.
40 di 131

41. Il lotto di impianti
Il lotto di impianti di produzione è un gruppo di impianti di produzione distinti,
alimentati da fonti rinnovabili e/o in assetto cogenerativo che soddisfano i requisiti
della deliberazione n. 42/02, ubicati sullo stesso terreno o su terreni adiacenti
eventualmente separati unicamente da strada, strada ferrata o corso d’acqua. Gli
impianti che compongono il lotto devono avere una potenza in immissione tale da
consentire, per ciascuno di essi, l’erogazione del servizio di connessione
esclusivamente in bt o MT. In tali casi:
 richiesta di connessione unica;
 ai fini del preventivo si considera una potenza in immissione richiesta pari alla
somma delle potenze in immissione richieste per i vari impianti;
 unico preventivo;
 il livello di tensione a cui è erogato il servizio dipende dalle potenze in immissione
richieste per ciascun impianto;
 qualora la potenza in immissione richiesta totale per il lotto sia maggiore di 6.000
kW, si applicano le condizioni relative alle connessioni alle reti in AT e AAT;
altrimenti si applicano le condizioni relative alle connessioni alle reti in bt e MT.
41 di 131

42. La realizzazione in proprio della connessione - 1
 E’ possibile nel caso di connessioni di impianti di produzione di energia
elettrica da fonti rinnovabili e cogenerativi che soddisfano i requisiti previsti
dalla deliberazione n. 42/02 e qualora la connessione sia erogata ad un
livello di tensione nominale superiore ad 1 kV;
 il soggetto richiedente la connessione può realizzare in proprio l’impianto
per la connessione nelle parti che non implichino l’effettuazione di interventi
sulla rete elettrica esistente, vale a dire, di norma, la realizzazione
dell’eventuale linea elettrica e dell’impianto per la consegna;
 le imprese distributrici possono consentire al soggetto richiedente la
connessione di intervenire anche sulla rete esistente fatte salve le esigenze
di sicurezza e la salvaguardia della continuità del servizio elettrico;
42 di 131

43. La realizzazione in proprio della connessione - 2
 gli impianti per la connessione realizzati dal soggetto richiedente la
connessione sono resi disponibili all’impresa distributrice per il collaudo e
la conseguente accettazione;
 l’impresa distributrice, entro 60 giorni lavorativi dal completamento del
collaudo e comunque non prima dell’atto di acquisizione delle opere
realizzate, restituisce al richiedente il corrispettivo di connessione già
versato, maggiorato degli interessi legali. L’impresa distributrice versa
anche un corrispettivo pari alla differenza, se positiva, tra il costo
determinato sulla base di soluzioni tecniche standard e il corrispettivo per
la connessione convenzionale. Qualora detta differenza sia negativa,
viene versata dal richiedente all’impresa distributrice entro le medesime
tempistiche.
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44. Disposizioni finali
44 di 131

45. Modifica del preventivo prima dell’accettazione
 Il richiedente può chiedere al gestore di rete una modifica del preventivo
entro il termine di accettazione del preventivo. In questi casi, il richiedente,
all’atto della richiesta di modifica del preventivo, versa al gestore di rete un
corrispettivo pari alla metà di quello per la messa a disposizione del
preventivo. Il gestore di rete, entro le medesime tempistiche di messa a
disposizione del preventivo a decorrere dalla data di ricevimento della
richiesta completa di modifica del preventivo, elabora un nuovo preventivo
o rifiuta la richiesta di modifica del preventivo. In caso di rifiuto, il gestore
di rete è tenuto ad evidenziare le motivazioni.
 Qualora il richiedente preferisca una soluzione tecnica per la connessione
più costosa di quella inizialmente indicata dal gestore di rete e qualora tale
soluzione sia realizzabile, il gestore di rete, nel ridefinire il preventivo,
determina il corrispettivo per la connessione sulla base dei costi
convenzionali (articolo 13 del TICA), anche nei casi di impianti alimentati
da fonti rinnovabili e/o impianti cogenerativi che soddisfano i requisiti
previsti dalla deliberazione n. 42/02.
45 di 131

46. Modifica del preventivo accettato
 Il preventivo accettato, per il quale il gestore di rete ha riservato la capacità
di rete, può essere ulteriormente modificato, previo accordo tra il gestore di
rete e il richiedente, nei casi in cui la modifica del preventivo non comporta
alterazioni della soluzione tecnica per la connessione o al fine di proporre
nuove soluzioni tecniche che tengano conto dell’evoluzione del sistema
elettrico locale.
 È consentito lo spostamento dell’impianto di produzione, qualora tale
spostamento sia direttamente attribuibile all’iter autorizzativo ovvero
imputabile ad atti normativi (anche di carattere regionale), ovvero
imputabile ad altre cause fortuite o di forza maggiore non dipendenti dalla
volontà del richiedente e opportunamente documentabili.
46 di 131

47. Validità del preventivo accettato
Il preventivo accettato dal richiedente cessa di validità qualora il
medesimo soggetto non comunichi al gestore di rete l’inizio dei lavori per
la realizzazione dell’impianto di produzione di energia elettrica entro:
 6 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel
caso di connessioni in bt;
 12 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo,
nel caso di connessioni in MT;
 18 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo,
nel caso di connessioni in AT e AAT,
fatti salvi ritardi causati dall’iter autorizzativo, cause di forza maggiore e
cause non imputabili al richiedente.
47 di 131

48. Coordinamento tra gestori di rete - 1
Nel caso in cui la connessione debba essere effettuata a una rete diversa dalla
rete gestita dal gestore di rete a cui è presentata la richiesta di connessione:
1) il gestore di rete che riceve la richiesta di connessione (primo gestore)
trasmette, entro 15 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta di
connessione, al gestore della rete a cui potrebbe essere connesso l’impianto
di produzione (secondo gestore) le informazioni necessarie e contestualmente
informa il richiedente dell’avvio della procedura di coordinamento;
2) il secondo gestore, entro 20 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della
comunicazione di cui al punto 1), si coordina con il primo gestore anche in
relazione alla fattibilità della connessione sulla propria rete. La connessione
potrebbe avvenire sulla rete del secondo gestore e in caso di mancato
coordinamento l’erogazione del servizio di connessione rimane in capo al
primo gestore;
3) entro i successivi 5 giorni lavorativi, il gestore di rete che erogherà il servizio di
connessione a seguito del coordinamento di cui al punto 2) ne dà
informazione al richiedente. A decorrere da questa data si applicano le
tempistiche previste dal TICA.
48 di 131

49. Coordinamento tra gestori di rete - 2
Nel caso in cui la connessione venga effettuata alla rete del gestore a cui viene
richiesta la connessione (primo gestore) ma siano necessari degli interventi di rete
(sviluppi di rete, adeguamenti delle infrastrutture per rendere la rete idonea a una
gestione attiva ovvero realizzazione di nuovi punti di interconnessione) che
interessano la rete a monte, gestita da un diverso gestore (secondo gestore):
1) il primo gestore richiede al secondo gestore l’attivazione della procedura di
coordinamento, entro 25 giorni lavorativi dalla data di ricevimento dalla
richiesta di connessione, dandone comunicazione al richiedente entro la
medesima data, in particolare indicando le tempistiche entro cui il secondo
gestore dovrà fornire al primo gestore gli elementi di propria competenza;
2) il primo gestore, entro 20 giorni lavorativi dalla data di ricevimento degli
elementi di cui al punto 1), trasmette al richiedente il preventivo completo delle
tempistiche di realizzazione e dei relativi corrispettivi secondo quanto previsto
dal TICA.
49 di 131

50. Adeguamento di ufficio della potenza in immissione
Qualora, durante l’esercizio dell’impianto di produzione, il gestore di rete
rileva, in almeno due distinti mesi nell’anno solare, immissioni di energia
elettrica eccedenti la potenza in immissione richiesta, il gestore di rete, ove
tecnicamente possibile:
 modifica il valore della potenza in immissione richiesta;
 ricalcola il corrispettivo per la connessione, sulla base della
regolazione vigente al momento del ricalcolo, applicando al
richiedente il triplo della differenza tra il corrispettivo per la
connessione ricalcolato e il corrispettivo per la connessione
determinato nel preventivo, provvedendo a modificare di
conseguenza il contratto di connessione.
50 di 131

51. Regole tecniche di connessione
 La realizzazione e la gestione della connessione è effettuata nel rispetto
delle regole tecniche di connessione adottate dalle imprese distributrici
conformemente alle disposizioni dell’Autorità e alle norme e guide
tecniche del Comitato elettrotecnico italiano. Dette regole tecniche
devono indicare, almeno:
a) le soluzioni tecniche standard per la connessione e i criteri per la
determinazione della soluzione tecnica per la connessione a fronte
di una richiesta di connessione;
b) le condizioni tecniche che devono essere rispettate dall’utente di
rete ai fini della gestione della connessione;
c) le condizioni da applicarsi nei casi di necessità di adeguamento di
una connessione esistente.
 Per le connessioni alle reti di distribuzione con tensione superiore a 1
kV, tali regole tecniche sono state definite con la delibera ARG/elt 33/08
e ARG/elt 119/08 (Norma CEI 0-16).
51 di 131

52. Casi di decadenza del preventivo - 1
 Rinuncia da parte del richiedente.
 Mancata presentazione della richiesta di avvio del procedimento
autorizzativo unico (o del procedimento autorizzativo per la costruzione e
l’esercizio dell’impianto di produzione qualora non si applichi il
procedimento autorizzativo unico) comprensiva di tutta la documentazione
necessaria, ivi compreso il progetto dell’impianto di rete per la
connessione e degli eventuali interventi sulla rete esistente (ove previsti)
validato dal gestore di rete, entro:
• 60 giorni lavorativi per connessioni in bassa tensione;
• 90 giorni lavorativi per connessioni in media tensione;
• 120 giorni lavorativi per connessioni in alta tensione;
• 180 giorni lavorativi per connessioni in altissima tensione,
dalla data di accettazione del preventivo per la connessione (commi 9.3,
9.5, 21.3 e 21.5 del TICA).
52 di 131

53. Casi di decadenza del preventivo - 2
 Esito negativo del procedimento autorizzativo unico o dell’iter per
l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio dell’impianto di produzione, a
decorrere dalla data di ricevimento dell’informativa inviata dal richiedente
(commi 9.11 e 21.11 del TICA).
 Esito negativo dell’iter di autorizzazione per la realizzazione dell’impianto di
rete per la connessione e/o l’iter di autorizzazione per gli interventi sulla rete
esistente ove previsti, qualora disgiunti dall’iter per l’autorizzazione alla
costruzione e all’esercizio dell’impianto di produzione, nei casi in cui il
richiedente non opti per la definizione di una nuova soluzione tecnica per la
connessione (commi 9.12 e 21.12 del TICA).
 Mancata realizzazione dell’impianto di produzione entro le tempistiche
previste dall’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio, ivi incluse
eventuali proroghe concesse dall’ente autorizzante (commi 9.14 e 21.14 del
TICA).
53 di 131

54. Casi di decadenza del preventivo - 3
 Mancato invio della comunicazione, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di
notorietà, di inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, entro:
• 6 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel
caso di connessioni in bassa tensione;
• 12 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel
caso di connessioni in media tensione;
• 18 mesi dalla data di comunicazione di accettazione del preventivo, nel
caso di connessioni in alta e altissima tensione,
ovvero di mancato inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto entro i
medesimi termini, a causa della mancata conclusione dei procedimenti
autorizzativi o per cause di forza maggiore o per cause non imputabili al
richiedente: in questi casi occorre aggiornare il gestore di rete con cadenza
periodica di 120 giorni, fino all’effettivo inizio dei lavori (comma 31.3 del TICA);
 Mancata presentazione della garanzia all’atto di accettazione del preventivo o
alle successive scadenze (comma 33.5 e 33.6 del TICA).
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55. Applicazione dell’Allegato B
alla delibera ARG/elt 125/10
55 di 131

56. Ambito di applicazione dell’Allegato B
L’Allegato B alla delibera ARG/elt 125/10 si applica a tutte le richieste di
connessione inviate ai gestori di rete entro il 31 dicembre 2010, ivi incluse
quelle presentate ai sensi della deliberazione n. 281/05, e relative a impianti
di produzione per cui non è stata ancora completata la connessione.
56 di 131

57. Comunicazione di avvio del procedimento autorizzativo
Il richiedente è tenuto ad avviare il procedimento autorizzativo unico
previsto dall’articolo 12 del decreto legislativo n. 387/03 o il procedimento
autorizzativo per la costruzione e l’esercizio dell’impianto di produzione
entro:
• 60 giorni lavorativi per connessioni in bassa tensione;
• 90 giorni lavorativi per connessioni in media tensione;
• 120 giorni lavorativi per connessioni in alta tensione;
• 180 giorni lavorativi per connessioni in altissima tensione.
I termini decorrono dall’1 ottobre 2010, nel caso in cui la richiesta di
connessione sia stata inviata al gestore di rete entro il 7 agosto 2010 e alla
data del 30 settembre 2010 il richiedente abbia già accettato il preventivo
ma non abbia ancora presentato la richiesta di avvio del procedimento
autorizzativo, o dalla data di accettazione del preventivo negli altri casi.
57 di 131

58. Comunicazione di inizio lavori di realizzazione
dell’impianto di produzione - 1
Nel caso in cui il richiedente non abbia inoltrato al gestore di rete la comunicazione
di cui all’articolo 31, commi 31.1 o 31.2, del TICA, il medesimo gestore, prima di
rendere esecutiva la decadenza del preventivo, è tenuto a darne comunicazione al
richiedente secondo modalità che permettano di verificare l’avvenuto recapito. Il
richiedente, entro 30 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della predetta
comunicazione, invia al gestore di rete una dichiarazione sostitutiva di atto di
notorietà attestante:
 l’avvenuto inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione, come
evidenziato da comunicazioni di pari oggetto trasmesse alle autorità competenti,
ovvero
 il mancato rispetto dei termini per l’inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di
produzione, indicando la causa del mancato inizio e il tipo di procedimento
autorizzativo al quale è sottoposto l’impianto di produzione, qualora la causa del
mancato inizio dei lavori sia la mancata conclusione dei procedimenti autorizzativi.
Il contenuto della dichiarazione non può comunque essere riferito a eventi avvenuti
in data successiva a quella entro cui il richiedente era tenuto ad inviare la
comunicazione di cui ai predetti commi 31.1 o 31.2 del TICA.
58 di 131

59. Comunicazione di inizio lavori di realizzazione
dell’impianto di produzione - 2
L’articolo 31 del TICA si applica a decorrere dall’1 ottobre 2010. In
particolare, da tale data, le comunicazioni da inviare ai gestori di rete
devono essere effettuate tramite dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà
attestante:
 l’avvenuto inizio dei lavori di realizzazione dell’impianto di produzione,
allegando eventuali comunicazioni di pari oggetto trasmesse alle autorità
competenti, ovvero
 il mancato rispetto dei termini per l’inizio dei lavori di realizzazione
dell’impianto di produzione, indicando la causa del mancato inizio e il tipo di
procedimento autorizzativo al quale è sottoposto l’impianto di produzione,
qualora la causa del mancato inizio dei lavori sia la mancata conclusione
dei procedimenti autorizzativi.
I richiedenti sono tenuti a conservare i documenti necessari ad attestare le
informazioni trasmesse ai gestori di rete ai sensi di quanto detto nella slide
precedente e in questa slide.
59 di 131

60. Casi in cui l’impianto di produzione non venga
realizzato entro le tempistiche previste
dall’autorizzazione
Dall’1 novembre 2010, nei casi in cui l’impianto di produzione non venga
realizzato entro le tempistiche previste dall’autorizzazione alla costruzione
e all’esercizio, ivi incluse eventuali proroghe concesse dall’ente
autorizzante, oltre all’autorizzazione ottenuta decade anche il preventivo
accettato per la connessione.
60 di 131

61. Delibera ARG/elt 181/10: indennizzi - 1
 Nei casi in cui il mancato rispetto, da parte del gestore di rete, dei tempi
per la connessione previsti dal TICA comporti la perdita del diritto a una
determinata tariffa incentivante, il produttore (che è il Soggetto
Responsabile ai fini degli incentivi) può richiedere l’erogazione di
indennizzi aggiuntivi a quelli già previsti dal TICA.
 Nel caso in cui i giorni lavorativi di ritardo imputabili al gestore di rete siano
al più pari a 25, l’indennizzo, aggiuntivo rispetto a quelli previsti dal TICA, è
pari al valore degli indennizzi che sono stati e devono essere
complessivamente erogati ai sensi del TICA, moltiplicato per la differenza
tra 1,3 e il rapporto tra la potenza ai fini della connessione e la potenza in
immissione richiesta.
 Nel caso in cui i giorni lavorativi di ritardo imputabili al gestore di rete siano
superiori a 25, l’indennizzo, aggiuntivo a quelli previsti dal TICA, è pari al
massimo tra l’indennizzo di cui al precedente punto e il seguente:
I = 1.000 • (inc_ottenibile – inc_ottenuto) • 20 • (Pimm – 0,8 • P)
61 di 131

62. Delibera ARG/elt 181/10: indennizzi - 2
 Qualora l’indennizzo da riconoscere sia al più pari a 2.000 euro, il gestore di
rete eroga al Soggetto Responsabile il medesimo indennizzo entro 60 giorni
lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta completa di tutti gli
elementi necessari.
 Negli altri casi, il gestore di rete eroga al Soggetto Responsabile:
- 2.000 euro entro 60 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della
richiesta completa di tutti gli elementi necessari;
- la differenza, se positiva, tra il 40% dell’indennizzo e 2.000 euro entro
90 giorni lavorativi dalla data di ricevimento della richiesta completa di
tutti gli elementi necessari;
- la parte rimanente in rate annuali definite dal gestore di rete e
comunque entro 3 anni dalla data di ricevimento della richiesta
completa di tutti gli elementi necessari.
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63. Futuri ambiti di intervento in materia di
connessioni
 L’Autorità, con delibera VIS 42/11, ha avviato un’istruttoria conoscitiva
inerente l’erogazione del servizio di connessione. A seguito della
chiusura dell’istruttoria conoscitiva potrebbe manifestarsi la necessità
di apportare correttivi al TICA.
 Potrebbe essere necessario valutare l’implementazione di nuovi
strumenti per contenere il problema delle saturazioni virtuali delle reti:
ciò anche a seguito della sentenza del Tar Lombardia in relazione
all’applicabilità delle garanzie (l’udienza è prevista per il 30 giugno).
63 di 131

64. CONDIZIONI PER L’ACCESSO E
L’UTILIZZO DELLA RETE
64 di 131

65. Produttori: condizioni per immettere energia
elettrica in rete
Una volta realizzato l’impianto, i produttori, direttamente o attraverso
l’interposizione di un terzo (grossista), per poter immettere energia elettrica
in rete e, quindi, mettere nelle condizioni il gestore di rete di attivare la
connessione e mettere in esercizio l’impianto, devono stipulare il contratto
per il servizio di dispacciamento in immissione con Terna.
In più devono concludere con il distributore il contratto per il servizio di
trasporto (per eventuali prelievi). Inoltre, se connessi in MT o BT, essi
riceveranno dai distributori la componente CTR (pari a 0,416 c€/kWh nel
2011 per l’energia elettrica immessa aumentata del 9,9% in BT e del 4,2% in
MT: le perdite convenzionali sono oggetto di prossima revisione).
65 di 131

66. CONFIGURAZIONI DI RETE
66 di 131

67. I sistemi semplici di produzione e consumo
67 di 131

68. Il cosiddetto “caso 1 a 1”: l’atto n. 54/07
 Qualora l’impianto per la produzione di
energia elettrica sia realizzato all’interno
e
della proprietà di un unico cliente finale,
Rete
M1
anche da un soggetto diverso dal cliente
u
finale, e sia collegato all’impianto del
medesimo cliente, il trasferimento
dell’energia elettrica prodotta alle
apparecchiature di consumo del cliente
non si configura come attività di
distribuzione.
 Nel solo caso in cui il cliente finale sia un cliente del mercato libero, ai fini
della stipula o del trasferimento della titolarità dei contratti per l’accesso al
sistema elettrico, … l’interposizione di un soggetto terzo ai fini della
conclusione dei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione e
per il servizio di dispacciamento ha la forma di un mandato senza
rappresentanza e il soggetto che stipula i due contratti deve essere il
medesimo.
68 di 131

69. La presenza di un soggetto terzo all’interno della
proprietà di un solo cliente finale – primo caso
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70. La presenza di un soggetto terzo all’interno della
proprietà di un solo cliente finale – secondo caso
ire
nd
ofo
pr
ap
Da
ire
ond
of
pr
ap
Da
70 di 131

71. Definizioni: i Sistemi di Auto-Approvvigionamento
Energetico (SAAE)
Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 definisce i Sistemi di Auto-
Approvvigionamento Energetico (SAAE).
In particolare, il Sistema di Auto-Approvvigionamento Energetico è
una “configurazione impiantistica in cui uno o più impianti di produzione
di energia elettrica, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal
cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di un
collegamento privato, agli impianti per il consumo di un unico soggetto
giuridico, o di più soggetti appartenenti al medesimo gruppo societario, e
sono realizzati all’interno dell’area di proprietà o nella disponibilità del
medesimo cliente o gruppo societario”.
I sistemi di auto-approvvigionamento energetico sono esclusi dal novero
delle reti elettriche. Sono sistemi “semplici” caratterizzati dalla presenza
di un unico cliente finale (o di più clienti finali solo se appartenenti allo
stesso gruppo societario) e un produttore eventualmente terzo.
71 di 131

72. Definizioni: i Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU)
Il decreto legislativo n. 115/08, come modificato dal decreto legislativo n.
56/10 ha definito i Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU).
I SEU sono sistemi “in cui un impianto di produzione di energia elettrica, con
potenza non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso
sito, alimentato da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto
rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, è
direttamente connesso, per il tramite di un collegamento privato senza
obbligo di connessione di terzi, all’impianto per il consumo di un solo cliente
finale ed è realizzato all’interno dell’area di proprietà o nella piena
disponibilità del medesimo cliente”.
Appaiono quindi come un sottoinsieme dei sistemi di auto-
approvvigionamento energetico.
72 di 131

73. Regolazione dei SAAE e dei SEU:
i vincoli normativi - 1
 L’articolo 6, comma 1, del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede
che “i sistemi di auto-approvvigionamento energetico non sono soggetti
all’obbligo di connessione di terzi e all’obbligo di libero accesso al sistema”;
 l’articolo 6, comma 2, del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede
che “nei sistemi di auto-approvvigionamento energetico in cui è presente un
unico soggetto giuridico, o più soggetti appartenenti allo stesso gruppo
societario, i corrispettivi tariffari […] si applicano esclusivamente all’energia
elettrica prelevata nei punti di connessione alla rete pubblica o a parametri
relativi al medesimo punto di connessione […] ”;
 l’articolo 33, comma 5, della legge n. 99/09 prevede, in generale, che “i
corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione, nonché quelli a
copertura degli oneri generali di sistema […] sono determinati facendo
esclusivo riferimento al consumo di energia elettrica dei clienti finali o a
parametri relativi al punto di connessione dei medesimi clienti finali”;
73 di 131

74. Regolazione dei SAAE e dei SEU:
i vincoli normativi - 2
 i corrispettivi tariffari […] sono “i corrispettivi tariffari di trasmissione e di
distribuzione, nonché quelli a copertura degli oneri generali di sistema di cui
all’articolo 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e degli
oneri ai sensi dell'articolo 4, comma 1, del decreto-legge 14 novembre 2003,
n. 314, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 dicembre 2003, n. 368”;
 l’articolo 10, comma 2, del decreto legislativo n. 115/08 prevede che, nel
caso dei SEU, “la regolazione dell’accesso al sistema elettrico sia effettuata
in modo tale che i corrispettivi tariffari di trasmissione e di distribuzione,
nonché quelli di dispacciamento e quelli a copertura degli oneri generali di
sistema […] siano applicati all’energia elettrica prelevata sul punto di
connessione”.
74 di 131

75. Le reti elettriche
75 di 131

76. Definizioni: obblighi in capo ai gestori di reti
Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 individua due fattispecie di obblighi:
a) “l’obbligo di connessione di terzi” in senso stretto, inteso come
“l’obbligo, posto in capo ad un gestore di una rete elettrica, di connettere alla
propria rete tutti i soggetti che ne fanno richiesta, senza compromettere la
continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche all’uopo
previste” a cui sono sottoposti i soli gestori di rete titolari di una concessione
di trasmissione o di distribuzione;
b) “l’obbligo di libero accesso al sistema elettrico”, inteso come “il diritto
di un soggetto connesso ad una rete privata di accedere, su richiesta, alla
rete pubblica, a garanzia della libertà di scelta del proprio fornitore di energia
elettrica” a cui sono sottoposti i gestori di reti private, ivi inclusi i gestori delle
reti interne di utenza. Tali gestori non hanno l’obbligo di connettere alla
propria rete tutti i soggetti che ne fanno richiesta (obbligo di connessione di
terzi), attribuito solo ai gestori di rete titolari di una concessione pubblica.
76 di 131

77. Definizioni: Reti Pubbliche vs Reti Private
Il decreto ministeriale 10 dicembre 2010 distingue le Reti Elettriche in:
- Reti Pubbliche, intese come le reti elettriche gestite da soggetti titolari di
una concessione di trasmissione o di distribuzione di energia elettrica i quali,
essendo esercenti di un pubblico servizio, hanno l’obbligo di connettere alla
propria rete tutti i soggetti che ne fanno richiesta, senza compromettere la
continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche previste;
- Reti Private, intese come tutte le reti elettriche diverse dalle reti pubbliche.
Le reti private sono reti con obbligo di libero accesso al sistema elettrico: ciò
impone al soggetto gestore di tali reti l’obbligo di garantire ai soggetti
connessi alla propria rete la possibilità di accedere liberamente al sistema
elettrico.
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78. Definizioni: le Reti Pubbliche
Nell’ambito delle Reti Pubbliche si distinguono:
a) la Rete di trasmissione nazionale gestita da Terna ai sensi dell’articolo
3 del decreto legislativo n. 79/99 e definita dal decreto ministeriale 25 giugno
1999 e successivi. In relazione alle reti che rientrano nella definizione di rete
di trasmissione nazionale ai sensi del decreto ministeriale 25 giugno 1999 e
successivi, esse possono essere di proprietà di Terna o di soggetti diversi
da Terna stessa. In ogni caso tali reti, in base a quanto previsto dall’articolo
3 del decreto legislativo n. 79/99, si configurano a tutti gli effetti come rete
pubblica, indifferentemente dalla proprietà di tale rete;
b) le Reti di distribuzione, definite come l’insieme delle reti elettriche
gestite dalle imprese distributrici al fine dello svolgimento e dell’erogazione
del pubblico servizio di distribuzione come disciplinato dall’articolo 9 del
decreto legislativo n. 79/99.
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79. Definizioni: le Reti Private - 1
Nell’ambito delle Reti Private si distinguono:
- le Reti Interne d’Utenza (RIU) definite dall’articolo 33 della legge n. 99/09
e il cui elenco (Elenco delle Reti Interne d’Utenza) è riportato nella Tabella 1
allegata alla deliberazione ARG/elt 52/10, come modificata dalla
deliberazione ARG/elt 66/10;
- le Altre Reti Private definite come tutte le reti private diverse dalle RIU.
Tutte le reti private sono reti con obbligo di libero accesso al sistema
elettrico.
Ciò significa che ogni cliente finale e ogni produttore operante all’interno
delle reti private può accedere ad uno o più servizi resi disponibili dal
sistema elettrico, qualora ricorrano le condizioni affinché il servizio sia
operabile.
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80. Definizioni: le Reti Interne d’Utenza (RIU) - 1
Le Reti Interne d’Utenza (RIU) sono definite dall’articolo 33 della legge n.
99/09 come le reti “il cui assetto è conforme a tutte le seguenti condizioni:
a) è una rete esistente alla data di entrata in vigore della presente legge,
ovvero è una rete di cui, alla medesima data, siano stati avviati i lavori di
realizzazione ovvero siano state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla
normativa vigente;
b) connette unità di consumo industriali, ovvero connette unità di consumo
industriali e unità di produzione di energia elettrica funzionalmente essenziali
per il processo produttivo industriale, purchè esse siano ricomprese in aree
insistenti sul territorio di non più di tre comuni adiacenti, ovvero di non più di
tre province adiacenti nel solo caso in cui le unità di produzione siano
alimentate da fonti rinnovabili;
c) è una rete non sottoposta all’obbligo di connessione di terzi, fermo
restando il diritto per ciascuno dei soggetti ricompresi nella medesima rete di
connettersi, in alternativa alla rete con obbligo di connessione di terzi; ….
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81. Definizioni: le Reti Interne d’Utenza (RIU) - 2
……
d) è collegata tramite uno o più punti di connessione a una rete con obbligo
di connessione di terzi a tensione nominale non inferiore a 120 kV;
e) ha un soggetto responsabile che agisce come unico gestore della
medesima rete. Tale soggetto può essere diverso dai soggetti titolari delle
unità di consumo o di produzione, ma non può essere titolare di concessioni
di trasmissione e dispacciamento o di distribuzione di energia elettrica.”
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82. Definizioni: le Reti Private - 2
Le reti private (incluse le RIU) possono essere distinte tra:
a) reti private per cui vige l’obbligo, da parte del gestore non concessionario,
di messa a disposizione delle proprie infrastrutture per l’esecuzione di
attività legate al servizio di pubblica utilità. Tali reti possono essere utilizzate
dal gestore di rete concessionario per l’erogazione del pubblico servizio
senza possibilità di diniego da parte del gestore della rete privata. Ogni
rapporto tra il gestore di rete concessionario e il gestore della rete privata
deve essere regolato nell’ambito di una opportuna convenzione;
b) reti private per cui non vige l’obbligo di messa a disposizione.
Eventualmente il gestore di rete concessionario può avvalersi anche di
queste reti per l’erogazione del pubblico servizio previo accordo con il
relativo gestore di tali reti che, non avendo alcun obbligo, può opporre
diniego.
Limitatamente agli utenti per cui il gestore di rete concessionario usufruisce
della rete privata, la medesima rete privata è come se fosse rete pubblica.
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83. Definizioni: utenti delle Reti Private
Appare opportuno effettuare una distinzione sostanziale tra:
a) gli utenti della rete privata propriamente detti e cioè i clienti finali e i
produttori che hanno deciso autonomamente di connettersi a tali reti
prescindendo dalla rete pubblica e che quindi si rivolgono al gestore
privato per richiedere l’accesso alla sua rete;
b) gli utenti virtualmente connessi alla rete dell’impresa distributrice
competente nel territorio o alla rete di trasmissione nazionale. Tali utenti
sono quelli che ritengono opportuno rivolgersi alle imprese distributrici o
a Terna per l’erogazione del pubblico servizio pur essendo fisicamente
connessi ad una rete privata. Tali utenti non sono utenti della rete
privata, ma sono a tutti gli effetti “utenti della rete pubblica”. Agli utenti
della rete pubblica già oggi si applica, in tutte le sue parti, la regolazione
vigente.
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84. Regolazione delle Reti Private e delle RIU:
i vincoli normativi - 1
Articolo 33 della legge n. 99/09:
 il comma 2 prevede che “Ai fini della qualità del servizio elettrico e
dell’erogazione dei servizi di trasmissione e di distribuzione, la responsabilità
del gestore di rete con obbligo di connessione di terzi è limitata, nei confronti
delle unità di produzione e di consumo connesse alle RIU, al punto di
connessione con la rete con obbligo di connessione di terzi, ferma restando
l’erogazione, da parte della società Terna Spa, del servizio di
dispacciamento alle singole unità di produzione e di consumo connesse alla
RIU. Resta in capo al soggetto responsabile della RIU il compito di
assicurare la sicurezza di persone e cose, in relazione all’attività svolta”;
 il comma 5 prevede che “a decorrere dalla data di entrata in vigore della
presente legge (15 agosto 2009, n.d.r.) i corrispettivi tariffari […] sono
determinati facendo esclusivo riferimento al consumo di energia elettrica dei
clienti finali o a parametri relativi al punto di connessione dei medesimi
clienti finali”;
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85. Regolazione delle Reti Private e delle RIU:
i vincoli normativi - 2
 il comma 6 prevede che “Limitatamente alle RIU […], i corrispettivi tariffari
[…] si applicano esclusivamente all’energia elettrica prelevata nei punti di
connessione”;
 il comma 3 prevede che, tra l’altro, l’Autorità “b) stabilisce le modalità con
le quali è assicurato il diritto dei soggetti connessi alla RIU di accedere
direttamente alle reti con obbligo di connessione di terzi; c) fissa le
condizioni alle quali le singole unità di produzione e di consumo connesse
nella RIU fruiscono del servizio di dispacciamento; d) definisce le modalità
con le quali il soggetto responsabile della RIU provvede alle attività di misura
all’interno della medesima rete, in collaborazione con i gestori di rete con
obbligo di connessione di terzi deputati alle medesime attività”.
Inoltre, l’articolo 7 del decreto ministeriale 10 dicembre 2010 prevede, tra
l’altro, che l’Autorità “individua apposite misure per monitorare
l’aggiornamento dei soggetti appartenenti ad una Rete Interna di Utenza,
prevedendo opportuni accorgimenti atti a contenere l’estensione territoriale
di tali reti”.
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86. Definizioni: le Reti Private diverse dalle RIU
Le reti private diverse dalle RIU, ad oggi, non sono definite.
Tali reti private potrebbero essere oggetto di successiva definizione (ad
esempio in occasione del recepimento della direttiva 2009/72/CE, e di
successiva regolazione secondo modalità che verranno definite).
L’articolo 28, comma 1, della predetta direttiva prevede che “Gli Stati membri
possono stabilire che le autorità nazionali di regolamentazione o altre
autorità competenti classifichino come sistema di distribuzione chiuso, un
sistema che distribuisce energia elettrica all’interno di un sito industriale,
commerciale o di servizi condivisi geograficamente limitato e, […], non
rifornisce clienti civili, se:
a) per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza, le operazioni o il processo
di produzione degli utenti del sistema in questione sono integrati oppure
b) il sistema distribuisce energia elettrica principalmente al proprietario o al
gestore del sistema o alle loro imprese correlate.”
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87. Quadro di sintesi delle Reti elettriche
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88. Futuri ambiti di intervento
 Definizione delle modalità di erogazione dei servizi di connessione,
misura, dispacciamento, trasporto, ritiro dell’energia elettrica nel caso
di Sistemi di Auto-Approvvigionamento Energetico (tra cui i
Sistemi Efficienti d’Utenza - SEU), con particolare riferimento al caso
in cui operano due soggetti diversi (cliente unico e produttore).
 Definizione delle modalità di erogazione dei servizi di connessione,
misura, dispacciamento, trasporto, ritiro dell’energia elettrica nel caso
di Reti Private (tra cui le Reti Interne d’Utenza – RIU).
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89. LA MISURA DELL’ENERGIA
ELETTRICA IMMESSA E
PRELEVATA DALLA RETE
(ALLEGATO A ALLA DELIBERA
DELL’AUTORITÀ N. 348/07 - TIT)
LA MISURA DELL’ENERGIA
ELETTRICA PRODOTTA
(DELIBERA DELL’AUTORITÀ N.
88/07)
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90. Quali misure servono
ai fini dell’accesso alla rete
 La quasi totalità dei flussi di energia elettrica che rilevano ai fini tecnici
ed economici nel sistema elettrico è relativa all’energia elettrica
scambiata con la rete, vale a dire all’energia elettrica immessa e
prelevata (misuratore M1).
 Se l’incentivo è erogato per
e
l’energia elettrica prodotta
M1 Rete (come il conto energia
u u
fotovoltaico o il certificato verde)
M2 occorre misurare l’energia
elettrica prodotta (misuratore
M2).
 Serve misurare l’energia elettrica prodotta anche nei casi in cui, a monte
di un unico punto di connessione, vi siano più impianti a cui spetta un
trattamento economico diverso.
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91. La misura dell’energia scambiata con la rete
Installazione e Tariffa Raccolta, Tariffa
della [€/punto] registrazione [€/punto]
manutenzione e validazione
dei misuratori delle misure
Tab. 8.3
Punto di Titolare - Gestore di
+
immissione impianto di rete Tab. 8.4
produzione del TIT
Punto di Impresa Impresa Tab. 8.3
Tab. 8.2 +
prelievo distributrice del TIT
distributrice
Tab. 8.4
del TIT
 Se il punto di connessione è asservito ad un impianto di produzione di
energia elettrica e se i prelievi che avvengono attraverso tale punto sono
finalizzati esclusivamente all’attività di produzione di energia elettrica, il punto
di connessione medesimo viene considerato punto di immissione.
 In tutti gli altri casi, il punto di connessione viene considerato punto di
prelievo.
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92. Tabella 8.1 = Tab. 8.2 + Tab. 8.3 + Tab. 8.4
92 di 131

93. 93 di 131

94. Le responsabilità per la misura
dell’energia elettrica prodotta
Potenza ≤ 20 kW Potenza > 20 kW
RESPONSABILITÀ RESPONSABILITÀ
L’impresa distributrice Il produttore (fermi restando gli
territorialmente competente obblighi relativi alle dichiarazioni in
(o Terna per gli impianti materia fiscale).
connessi alla RTN). Il produttore, pur restando
responsabile per la misura, può
avvalersi dell’impresa distributrice.
COSTO COSTO
Nel caso in cui la misura sia
Il produttore paga al soggetto effettuata dall’impresa distributrice,
responsabile il corrispettivo il produttore paga un corrispettivo
MIS1, pari, nel 2011, a 25,19 definito e reso pubblico dalla stessa
euro/anno. impresa distributrice.
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95. Futuri ambiti di intervento in materia di
misura
 La regolazione del servizio di misura, in termini di responsabilità e di
tariffe, è oggetto di revisione, previa consultazione, in occasione del
nuovo periodo regolatorio (che inizia l’1 gennaio 2012).
 Lo schema di decreto ministeriale in materia di incentivi per il
fotovoltaico prevede che il servizio di misura dell’energia elettrica
prodotta sia erogato solo dai gestori di rete. Occorrerà quindi
adeguare, previa consultazione, la regolazione oggi vigente.
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96. IL “RITIRO DEDICATO”
DELL’ENERGIA ELETTRICA
PRODOTTA DA IMPIANTI FINO A 10
MVA E DA IMPIANTI ALIMENTATI
DA FONTI RINNOVABILI NON
PROGRAMMABILI:
LA DELIBERA N. 280/07 E IL DCO
N. 9/11 RELATIVO ALLE NUOVE
PROPOSTE IN MATERIA DI PREZZI
MINIMI GARANTITI
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97. Il “ritiro dedicato”
• Il ritiro dedicato è la cessione dell’energia elettrica immessa in rete
dagli impianti individuati dal d.lgs. n. 387/03 e dalla legge n. 239/04, su
richiesta del produttore e in alternativa al libero mercato, secondo
principi di semplicità procedurale e applicando condizioni economiche di
mercato, come previsto dalle medesime leggi.
• Il ritiro dedicato prevede quindi semplificazioni, non incentivi.
• Le medesime leggi sopra richiamate assegnano all’Autorità il compito
di definire le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dedicato,
facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.
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98. Il ruolo di intermediazione commerciale del GSE
Il GSE è la controparte commerciale dei produttori e colloca tale
energia sul mercato.
Il GSE, per gli impianti che si avvalgono del ritiro dedicato, è utente del
dispacciamento in immissione e utente del trasporto. A tal fine gestisce i
rapporti con Terna e con le imprese distributrici applicando la
regolazione vigente, senza deroghe.
Il GSE, al tempo stesso, regola il ritiro commerciale e l’accesso alla rete
dell’energia elettrica con i produttori applicando le semplificazioni
proposte nel documento per la consultazione.
Le differenze tra costi e ricavi del GSE sono a carico della
collettività (tramite la componente A3).
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99. Interrelazioni tra i diversi soggetti coinvolti nel ritiro
Distributori dedicato dell’energia elettrica
(Terna per
RTN) Imprese
distributrici
Connessioni CTR
Misura
GSE
Rapporto regolato
e semplificato
(sulla base di una
Terna
convenzione
unica)
Produttori Dispacciamento
GME
CCSE Vendita energia
(conto A3)
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100. La convenzione tra produttore e GSE
Nell’ambito dell’unica convenzione, il GSE:
a) riconosce i prezzi definiti dall’Autorità (sono i prezzi zonali orari di
mercato) per l’energia elettrica immessa in rete e maggiorata delle
perdite standard (pari al 5,1% in MT e al 10,8% in BT: le perdite
convenzionali sono oggetto di prossima revisione). Per gli impianti
alimentati da fonti rinnovabili fino a 1 MW, limitatamente ai primi
2.000.000 kWh ritirati all’anno, il produttore può scegliere i prezzi
minimi garantiti;
b) applica il CTR (è un ricavo per il produttore);
c) per i soli impianti alimentati da fonti programmabili, applica i
corrispettivi di sbilanciamento;
d) applica un corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore dell’energia
elettrica ritirata a copertura dei costi amministrativi, fino a un massimo
di 3.500 euro all’anno per impianto.
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101. Prezzi medi zonali mensili
Grafico tratto da GME (www.mercatoelettrico.org)
“Rapporto mensile sulle contrattazioni”, marzo 2011
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102. Marzo 2011
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103. I prezzi minimi garantiti - 1
 I prezzi minimi garantiti sono stati introdotti con la delibera n. 34/05, a
seguito dell’entrata in vigore del decreto legislativo n. 387/03, nell’ambito
del cosiddetto ritiro dedicato, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili
di potenza fino a 1 MW (nel caso di impianti idroelettrici tale limite era
ancora riferito alla potenza di concessione) e limitatamente ai primi 2 GWh
annui.
 I prezzi di ritiro dell’energia elettrica per i mini-idro, differenziati per
scaglioni progressivi, esistevano già. Erano stati introdotti nel 1998 e
perfezionati nel 1999, con la delibera n. 82/99. Erano inizialmente riferiti
agli impianti idroelettrici ad acqua fluente con potenza di concessione fino
a 3 MW. Con la delibera n. 60/02 tali prezzi sono stati estesi anche agli
impianti idroelettrici a bacino con potenza di concessione fino a 3 MW.
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