Seminario “ L’energia mini-idroelettrica in Italia:

1. Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica prodotta da piccoli impianti idroelettrici non in grado di partecipare al mercatoAndrea GallianiAutorità per l’energia elettrica e il gas Seminario “L’energia mini-idroelettrica in Italia: compatibilità ambientali e prospettive di sviluppo” Fiera SolarExpo 2006 Vicenza, 29 aprile 2006

2. Le possibili destinazioni dell’energia elettrica Il produttore, ad eccezione delle convenzioni di cessione destinata pluriennali in essere (es. Cip n. 6/92), può cedere l’energia: • al mercato • vendendo l’energia elettrica ad un cliente finale idoneo o grossista, tramite contrattazione bilaterale; • vendendo l’energia elettrica in borsa; • oppure,in alternativa, può richiedere al gestore di rete cui l’impianto è connesso il ritirodell’energia elettrica prodotta, se rientra nell’ambito di applicazione previsto dall’art. 13, commi 3 e 4, del d.lgs. n. 387/03 e dal comma 41 della legge n. 239/04 (secondo le modalità definite dalla delibera n. 34/05). Il GRTN non è più, quindi, il cessionario unico nazionale.

3. Ambito di applicazione della delibera n. 34/05 a) Energia elettrica prodotta dagli impianti di potenza inferiore a 10 MVA, qualunque sia la fonte; b) Energia elettrica prodotta dagli impianti, di potenza qualsiasi, alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest’ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente; c) Eccedenze prodotte dagli impianti, anche di potenza uguale o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti assimilate o da fonti rinnovabili purché nella titolarità di un autoproduttore, ad eccezione dell’energia elettrica ceduta al GRTN nell’ambito delle convenzioni pluriennali in essere stipulate ai sensi dei preesistenti provvedimenti, tra cui il più noto Cip n. 6/92.

4. Condizioni per poter immettere energia elettrica in rete e semplificazioni previste dalla delibera n. 34/05 I produttori, direttamente o attraverso l’interposizione di un terzo (gestore di rete per chi si avvale della delibera n. 34/05), per poter immettere energia elettrica nella rete con obbligo di connessione di terzi sono tenuti a: • versare a Terna una componente per il servizio di trasmissione (pari a 0,0259 c€/kWh nel 2006 per le immissioni); • concludere il contratto per il servizio di dispacciamento con Terna. Per gli impianti di potenza nominale fino a 1 MW che cedono l’energia ai gestori di rete, la delibera n. 34/05 ne ha previsto l’esenzione. In più concludono con il distributore il contratto per il servizio di trasporto (per eventuali prelievi) e, se connessi in MT o BT, ricevono dai distributori la componente CTR.

5. Ulteriori semplificazioni contrattuali previste dalla delibera n. 34/05 - 1 Il produttore che richiede al gestore di rete cui l’impianto è connesso il ritirodell’energia elettrica prodotta, può richiedere che lo stesso gestore stipuli e gestisca, per conto del produttore, i contratti necessari per immettere energia elettrica in rete. (Semplificazione per i produttori che si interfacciano solo con il gestore di rete locale) Poiché l’energia elettrica ritirata dai gestori di rete viene remunerata sulla base delle immissioni effettive, e non sulla base dei programmi, i produttori non sono tenuti a presentare i programmi di produzione e non si applicano i corrispettivi di sbilanciamento, normalmente previsti dal contratto di dispacciamento.

6. Ulteriori semplificazioni contrattuali previste dalla delibera n. 34/05 - 2 Nell’ambito del contratto di dispacciamento si applicano, su base oraria e con riferimento ai programmi di produzione, i corrispettivi per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (CCT). Per gli impianti che chiedono il ritiro al gestore di rete, la componente CCT viene applicata all'energia elettrica effettivamente ritirata dai gestori di rete (non ai programmi),ad eccezione: a) degli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, per i quali detti corrispettivi sono nulli; b) degli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 1 MW e fino a 5 MWalimentati da fonti rinnovabili o dai rifiuti, escluse le centrali ibride, per i quali detti corrispettivi vengono ridotti gradualmente. Inoltre, per gli impianti < 10 MVA si applica un valore medio mensile della CCT, anziché un valore orario.

7. Modalità di ritiro dell’energia elettrica (delibera n. 34/05) • Su richiesta del produttore, il gestore di rete ritira l’energia elettrica gestendo altresì i contratti necessari ai fini dell’immissione dell’energia elettrica in rete (esiste uno schema di convenzione che regola il rapporto tra produttore e gestore di rete); • detta energia viene commercialmente trasferita all’AU (i distributori possono scomputare il controvalore di detta energia dagli acquisti effettuati presso l’AU); • il GRTN e i distributori per la parte in eccesso rispetto ai fabbisogni dei propri clienti vincolati cedono all’AU l’energia elettrica ritirata ai sensi della delibera n. 34/05.

9. Le condizioni economiche di ritiro: il caso delle fonti rinnovabili

10. Quali sono i prezzi di ritiro - 1 Prezzo dall’AU alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato) E’ un prezzo pari a quello applicato nel periodo transitorio, che dipende dagli approvvigionamenti dell’AU per i clienti del mercato vincolato. E’ un prezzo mensile, già pubblicato dall’AU e differenziato per fasce. In alternativa a tale prezzo differenziato per fasce e su richiesta del produttore all'atto della stipula della convenzione, viene riconosciuto anche un prezzo unico indifferenziato per fasce orarie, determinato dall'Acquirente unico.

11. Quali sono i prezzi di ritiro - 2 Valori mensili (indicativi) del prezzo dall’AU alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato I valori riportati sono quelli pubblicati dall’AU sul proprio sito internet (dati aggiornati al 14 aprile 2006).

12. I prezzi minimi garantiti previsti dalla delibera n. 34/05 Per l’intero anno di durata della convenzione, su richiesta del produttore, per gli impianti idroelettricidi potenza di concessione fino a 1 MW e per quelli alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, inclusi i rifiuti, i gestori di rete riconoscono i seguenti prezzi minimi garantiti (valori 2006), definiti per scaglioni progressivi: • per i primi 500.000 kWh annui, 95,65 euro/MWh; • da oltre 500.000 fino a 1 milione di kWh annui, 80,54 euro/MWh; • da oltre 1 milione fino a 2 milioni di kWh annui, 70,48 euro/MWh; • oltre 2 milioni di kWh annui, il prezzo dell’AU (per fasce o indifferenziato). Il 40% di tali prezzi viene aggiornato annualmente in base all’Istat.

15. Costi riconosciuti al gestore di rete Il produttore riconosce al gestore di rete: • un corrispettivo a copertura dei costi amministrativi (120 Euro annui per impianto e 0,5% del controvalore dell’energia ritirata); • se si avvale del gestore di rete per stipulare e gestire i contratti necessari per immettere energia elettrica in rete, un ulteriore corrispettivo a copertura dei connessi costi gestionali (120 Euro annui per impianto e 0,5% del controvalore dell’energia ritirata).

18. Scambio sul posto (net metering) per impianti fino a 20 kW: delibera n. 28/06 Lo scambio semplificato sul posto è una modalità di ritiro dell’energia elettrica alternativa alla vendita. E’ previsto per i clienti che installano impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza nominale fino a 20 kW (delibera n. 28/06). Per tali impianti: • l’energia elettrica immessa in rete e quella prelevata si compensano tra loro su base annua, per fasce orarie o indipendentemente dalle fasce orarie (net metering); • se il saldo (immissioni totali – prelievi totali) è positivo, viene riportato a credito per la compensazione nei tre anni successivi; se è negativo, al saldo si applicano i normali corrispettivi previsti per i clienti. Il soggetto cui rivolgersi è il gestore di rete cui l’impianto è collegato (distributore).

19. Grazie per l’attenzione