Capitolo 2
Modalità e condizioni economiche di ritiro dell’energia elettrica da parte dei gestori di rete
2.1 Premessa
L’energia elettrica prodotta da un impianto di generazione e non autoconsumata in loco può essere immessa in rete, destinandola commercialmente a diversi soggetti che operano sul libero mercato (Borsa elettrica, cliente finale libero, cliente grossista, Acquirente Unico), scelti sulla base di valutazioni effettuate dal singolo produttore, nel rispetto della normativa vigente.
In alternativa alle possibilità sopra elencate, per specifiche tipologie di impianti è stata prevista la possibilità di richiedere al Gestore di Rete a cui l’impianto è collegato, il ritiro dell’energia elettrica immessa in rete a prezzo amministrato.
Si ricorda che il Gestore di Rete competente è:
− l’Impresa Distributrice, se l’impianto è collegato alla rete dell’impresa stessa − TERNA, se l’impianto è collegato alla Rete di Trasmissione Nazionale
− il GSE, se l’energia prodotta è relativa a precedenti convenzioni CIP6 e 108/97
Questo aspetto rappresenta una rilevante modifica del quadro normativo preesistente in materia di ritiro dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili; infatti la precedente normativa poneva in capo al GRTN (oggi GSE), e non ai Gestori di Rete, l’obbligo di ritiro di tale energia.
Le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica da parte del Gestore di Rete competente sono state definite dall’AEEG con la Del. n.34/05, come successivamente modificata ed integrata.
La Delibera definisce in particolare, sulla base della tipologia di impianto con cui viene prodotta, l’energia che può essere ritirata dal Gestore di Rete competente, e i prezzi corrispondenti.
Inoltre sono definiti gli obblighi per i produttori, in termini contrattuali, e i costi a cui essi sono soggetti per i servizi di trasmissione e dispacciamento.
2.2 Modalità di ritiro dell’energia elettrica
In base a quanto stabilito nella Del. n.34/05, l’energia elettrica che può essere ritirata dal Gestore di Rete è:
Energia prodotta da impianti da fonte qualunque (FR e FNR) di potenza < 10 MVA1 Energia prodotta da impianti da FR non programmabili di potenza qualsiasi
Eccedenze di energia prodotta da impianti di potenza ≥ 10 MVA da FR programmabili o da fonti assimilate2, purché nella titolarità di autoproduttore3
Tutta l’energia ritirata dal Gestore di Rete ai sensi della Del. n.34/05 è esonerata dal pagamento dei corrispettivi di sbilanciamento.
Se il Gestore di Rete che ritira l’energia è un’impresa distributrice, nel caso in cui l’energia ritirata sia in eccesso rispetto alla quantità effettivamente richiesta dai clienti vincolati che fanno capo all’impresa stessa, la quota in eccesso viene ritirata dall’AU che la destina ad altre imprese distributrici per i clienti del mercato vincolato.
L’energia ceduta al GSE in base alle convenzioni CIP6 e 108/97 continua ad essere ritirata dal GSE ai prezzi stabiliti da tali convenzioni, fino alla loro scadenza.
Al termine delle convenzioni in essere, l’energia ritirata sulla base di tali convenzioni viene destinata al mercato elettrico, ad eccezione di:
- energia prodotta da impianti da FR (programmabili e non programmabili) di potenza <10 MVA
- energia prodotta da impianti da FR non programmabili di potenza qualsiasi Per queste ultime il ritiro avverrà alle condizioni della Del. n.34/05.
Tutta l’energia non ritirata ai sensi della Del. n.34/05 o ceduta al GSE in base alle convenzioni CIP6 e 108/97, deve essere venduta in Borsa o a contratto bilaterale (stipulato con un soggetto privato o con l’AU).
1
Con prezzi fortemente differenziati in base alla fonte. 2
Ad oggi, si intendono gli impianti che hanno un indice IEN (vedasi la Legge n.9/91 e il provvedimento CIP 6/92) superiore a 0,51. Per effetto dell’entrata in vigore della Legge n.296 del 27 Dicembre 2006, i benefici previsti originariamente dalla Del. n.34/05 sono (e continueranno) ad essere riconosciuti ai produttori di energia elettrica da fonti assimilate alle rinnovabili, esclusivamente per gli impianti entrati in esercizio entro tale data. A partire da tale data decade il concetto di assimilabilità e di conseguenza i benefici connessi. Si ricorda che, in ogni caso, le fonti assimilate non hanno mai ricevuto i certificati verdi.
3
Ai sensi del D.lgs. n.79/99 “Bersani” è un soggetto che autoconsuma su base annua almeno il 70% della propria produzione netta. La citata “eccedenza” è l’energia non autoconsumata in loco, ovvero quella iniettata in rete.
2.3 Incentivi per la produzione di energia da fonti rinnovabili
2.3.1 CIP 6
Con energia CIP6 si intende l'energia prodotta da impianti da fonti rinnovabili e assimilate che godono del sistema di remunerazione incentivata stabilito dal provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi del 29 Aprile 1992.
Il provvedimento CIP 6/92 rientra tra i meccanismi “tradizionali” di incentivazione, che a partire dai primi anni ‘90 hanno promosso la realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate attraverso la remunerazione dell'energia a un prezzo garantito.
A partire dall’anno 2001, con il Decreto del Ministero dell’Industria del Commercio e dell'Artigianato del 21 Novembre 2000 , l’energia prodotta dagli impianti che beneficiano dell’incentivo CIP6 è stata ritirata dal GRTN (oggi GSE).
L’energia CIP6 viene destinata dal GSE agli operatori del mercato libero e del mercato vincolato secondo modalità definite di anno in anno con Decreto del Ministero delle Attività Produttive. Dal 2001 al 2004 l’assegnazione dell'energia CIP6 agli operatori del mercato libero e vincolato è avvenuta per bande di potenza di durata annuale (o trimestrale o mensile), in funzione della capacità produttiva garantita in tutte le ore dell'anno. La “capacità residuale”, intesa come differenza tra l’energia complessivamente ritirata dal GSE e l’energia assegnata agli operatori di mercato, è stata destinata sempre a copertura del fabbisogno del mercato vincolato.
Con l’avvio del mercato dell'energia con domanda attiva (formulazione attiva di offerte di acquisto da parte degli operatori della domanda ammessi alle contrattazioni), il Ministero delle Attività Produttive con D.M. del 24/12/2004 ha adottato un nuovo schema per l’assegnazione dell’energia CIP6 relativa all’anno 2005: il GSE offre l’energia CIP6 direttamente sul mercato dell’energia, mentre i soggetti assegnatari della capacità CIP6 stipulano con il GSE un contratto per differenza in base al quale ricevono o versano, per le rispettive quote di capacità assegnata, la differenza tra il prezzo medio di mercato (PUN) e il prezzo di assegnazione fissato a 50 €/MWh.
La tariffa CIP6 è strutturata in 4 componenti di costo: − Costo evitato di impianto
− Costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse − Costo evitato di combustibile
− Ulteriore componente (per i primi 8 anni di esercizio dell’impianto)
2.3.2 Certificati Verdi
I CV costituiscono una nuova forma di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Raccolgono dunque l’eredità e le funzioni del vecchio CIP 6/92. Una importante differenza con gli incentivi previsti dal CIP 6/92 è però che, mentre questi ultimi venivano assegnati solo in seguito a specifiche autorizzazioni e graduatorie, i CV sono emissibili a chiunque ne faccia regolare domanda, dimostrandone di avere i requisiti richiesti.
L’art.11 del D.lgs. n.79/99 “Bersani” prevede che, dal 2002, produttori e importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili abbiano l’obbligo di immettere ogni anno in rete una quota di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili.
Tale quota è pari al 2% dell’energia elettrica prodotta o importata da fonte non rinnovabile nell’anno precedente, eccedente i 100 GWh/anno (esclusa la cogenerazione, le esportazioni e i servizi ausiliari).
A partire dal 2004 e fino al 2006, in base all’art.4, comma 1, del D.lgs. n.387/03, la quota minima di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili da immettere in rete nell’anno successivo è incrementata dello 0,35% annuo; per l’anno 2006 è pari al 3,05%.
Tale obbligo può essere coperto anche acquistandone i diritti relativi (“Certificati Verdi”) da produttori che hanno prodotto da fonte rinnovabile più di quanto richiesto. Secondo quanto disposto dal D.M. 11/11/99, art.5, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili per impianti entrati in servizio o ripotenziati a partire dal 1 Aprile 1999, ha diritto alla certificazione di produzione da fonti rinnovabili (Certificato Verde) per i primi 12 anni di esercizio.
Oltre agli impianti alimentati da fonti rinnovabili, in base all’art.71 Legge n.239/04 “Marzano”, i CV sono riconosciuti anche a:
− Impianti a celle combustibili − Impianti a idrogeno
Per l’art.17, comma 2, D.lgs. n.387/03, le fonti assimilate alle rinnovabili sono escluse dal regime di incentivazione riservato alle fonti rinnovabili (CV).
I CV sono emessi annualmente dal GSE su comunicazione del produttore dimostrandone di avere i requisiti richiesti; ogni CV ha una taglia di 50 MWh ed è valido per 3 anni.
Per un impianto è possibile godere degli incentivi derivanti dai CV solo per i primi 12 anni di esercizio (purché non realizzati con l’ausilio di incentivi pubblici in conto capitale).
I CV sono dei titoli “al portatore” cioè totalmente disgiunti dalla corrispondente energia elettrica “verde” prodotta e possono perciò essere negoziati liberamente cambiando proprietario più volte prima del loro annullamento (Mercato dei CV).
Il GME organizza e gestisce il mercato dei CV; possono partecipare al mercato dei CV, come acquirenti o venditori, il GSE, i produttori nazionali ed esteri, gli importatori di energia elettrica, i clienti grossisti e le formazioni associative (associazioni di consumatori e utenti, ambientaliste, sindacati) previa domanda al GME e ottenimento della qualifica di operatore di mercato.
Nel mercato dei CV, la domanda è costituita dall’obbligo per produttori e importatori di immettere ogni anno in rete una quota di energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di quanto prodotto e/o importato da fonti convenzionali nell’anno precedente eccedente i 100 GWh/anno.
L’offerta, invece, è rappresentata dai CV emessi a favore degli operatori con impianti che hanno ottenuto la qualificazione impianti da fonti rinnovabili dal GSE, così come dai CV che il GSE stesso emette a proprio favore a fronte dell’energia prodotta dagli impianti CIP6.
Il prezzo dei CV immessi sul mercato dal GSE a copertura della domanda residua costituisce ovviamente un Price Cap almeno finché l’offerta dei CV da parte dei privati sarà insufficiente a coprire la domanda.
Tale prezzo è definito ogni anno in via amministrativa, come differenza tra: − Tariffa media riconosciuta dal GSE ai produttori CIP6 FR
− Prezzo medio di vendita di tale energia alla aste annuali (il GSE recupera in A3 la tariffa riconosciuta a impianti CIP6 FNR)
Il corrispettivo per i servizi forniti dal GME per il mercato dei CV, per l’anno 2007 è pari a 6 € per ogni certificato contrattato.
Tale corrispettivo sarà fatturato dal GME per metà all’operatore venditore e per metà all’operatore acquirente.
2.3.3 Conto Energia
E’ un nuovo sistema di incentivi per la diffusione degli impianti fotovoltaici stabilito attraverso i Decreti 28 Luglio 2005 e 6 Febbraio 2006. Non si tratta di un finanziamento in conto capitale necessario per la realizzazione degli impianti, ma di un meccanismo di incentivi che remunerano l’energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici. Il proprietario dell’impianto fotovoltaico percepisce somme in modo continuativo, con cadenza tipicamente mensile, per i primi 20 anni di vita dell’impianto.
Il Decreto 19 Febbraio 2007 stabilisce i nuovi criteri e le modalità per incentivare la produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici.
Con provvedimento emanato entro 60 giorni dalla data di entrata in vigore del nuovo Decreto, l’AEEG aggiorna i provvedimenti emanati in attuazione dei Decreti 28 Luglio 2005 e 6 Febbraio 2006, al fine di stabilire le modalità, i tempi e le condizioni per l’erogazione delle tariffe incentivanti.
Condizione indispensabile per l’ottenimento delle tariffe incentivanti è che l’impianto sia connesso alla rete; non sono incentivati dal Conto Energia gli impianti fotovoltaici destinati ad utenze isolate e non raggiunte dalla rete elettrica.
Possono beneficiare delle tariffe incentivanti i seguenti soggetti: − Le persone fisiche
− Le persone giuridiche − I soggetti pubblici
− I condomini di unità abitative e/o di edifici
Inoltre, affinché tali soggetti possano beneficiare delle tariffe incentivanti, gli impianti fotovoltaici devono soddisfare i seguenti requisiti:
− La potenza nominale degli impianti deve essere non inferiore a 1 kW
− Gli impianti fotovoltaici devono essere entrati in esercizio in data successiva alla data di entrata in vigore del provvedimento emanato dall’AEEG, a seguito di interventi di nuova costruzione, rifacimento totale o potenziamento. Gli impianti entrati in esercizio a seguito di potenziamento possono accedere alle tariffe incentivanti limitatamente alla produzione aggiuntiva ottenuta a seguito dell’intervento di potenziamento, e non possono accedere al premio.
− Gli impianti fotovoltaici devono essere realizzati con componenti di nuova costruzione o comunque non già impiegati in altri impianti.
− Sono ammessi a beneficiare delle tariffe incentivanti anche gli impianti entrati in esercizio nel periodo intercorrente tra il 1 Ottobre 2005 e la data di entrata in vigore del provvedimento emanato dall’AEEG, purché realizzati nel rispetto delle disposizioni dei Decreti 28 Luglio 2005 e 6 Febbraio 2006, e purché tali impianti non beneficino e non abbiano beneficiato delle tariffe fissate nei medesimi Decreti. Ai predetti impianti compete, in relazione alla potenza nominale, la tariffa incentivante relativa agli impianti che entrano in esercizio nel 2007. Per questi impianti, la richiesta di concessione della tariffa incentivante deve essere inoltrata entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore del provvedimento emanato dall’AEEG, pena la decadenza del diritto alle tariffe incentivanti. − Con successivo Decreto saranno determinati i criteri per l'incentivazione della produzione di
energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare in impianti non collegati alla rete elettrica o a piccole reti isolate.
Il soggetto che intende realizzare un impianto fotovoltaico e accedere alle tariffe incentivanti inoltra al Gestore di Rete il progetto preliminare dell'impianto e richiede al medesimo Gestore la connessione alla rete. Nel caso di impianti di potenza nominale non inferiore a 1 kW e non superiore a 20 kW, il soggetto deve precisare se intende avvalersi o meno del servizio di scambio sul posto per l'energia elettrica prodotta.
L’AEEG definisce le modalità e le tempistiche secondo le quali il Gestore di Rete comunica il punto di consegna ed esegue la connessione dell’impianto alla rete elettrica, prevedendo penali nel caso di mancato rispetto, e definendo le modalità con le quali tali condizioni si applicano anche agli impianti che hanno acquisito il diritto alle tariffe incentivanti ai sensi dei Decreti 28 Luglio 2005 e 6 Febbraio 2006.
A impianto ultimato, il soggetto che ha realizzato l’impianto trasmette al Gestore di Rete comunicazione di ultimazione dei lavori.
Entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto il soggetto responsabile è tenuto a far pervenire al soggetto attuatore (GSE) la richiesta di concessione della pertinente tariffa incentivante, unitamente alla documentazione finale di entrata in esercizio. Il mancato rispetto dei termini comporta la non ammissibilità alle tariffe incentivanti.
Entro 60 giorni dalla data di ricevimento della richiesta, il soggetto attuatore (GSE), verificato il rispetto delle disposizioni del Decreto, comunica al soggetto responsabile dell’impianto la tariffa riconosciuta.
L’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici, realizzati in conformità al Decreto 19 Febbraio 2007 ed entrati in esercizio nel periodo intercorrente tra la data di emanazione del provvedimento emanato dall’AEEG e il 31 Dicembre 2008, ha diritto a una tariffa incentivante che, in relazione
alla potenza nominale e alla tipologia dell’impianto, assume il valore riportato nella successiva tabella (valori in €/kWh prodotto dall’impianto fotovoltaico).
Impianto fotovoltaico non integrato* Impianto fotovoltaico parzialmente integrato** Impianto fotovoltaico con integrazione architettonica*** 1 kW≤ Pn ≤ 3 kW 0,40 €/kWh 0,44 €/kWh 0,49 €/kWh 3 kW< Pn ≤ 20 kW 0,38 €/kWh 0,42 €/kWh 0,46 €/kWh Pn > 20 kW 0,36 €/kWh 0,40 €/kWh 0,44 €/kWh Tabella 2.1 *
Impianto fotovoltaico non integrato, è l’impianto con moduli ubicati al suolo, ovvero con moduli collocati sugli elementi di arredo urbano e viario, sulle superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione.
**
Impianto fotovoltaico parzialmente integrato, è l’impianto i cui moduli sono posizionati su elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione.
***
Impianto fotovoltaico con integrazione architettonica, è l’impianto fotovoltaico i cui moduli sono integrati in elementi di arredo urbano e viario, superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di qualsiasi funzione e destinazione.
L’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici, realizzati in conformità al Decreto 19 Febbraio 2007 ed entrati in esercizio in ciascuno degli anni del periodo intercorrente tra il 1 Gennaio 2009 e il 31 Dicembre 2010, ha diritto, in relazione alla potenza nominale e alla tipologia dell’impianto, alla tariffa incentivante decurtata del 2% per ciascuno degli anni successivi al 2008.
Con successivi Decreti da emanare con cadenza biennale a decorrere dal 2009, saranno ridefinite le tariffe incentivanti per gli impianti che entrano in esercizio negli anni successivi al 2010, tenendo conto dell’andamento dei prezzi dei prodotti energetici e dei componenti per gli impianti fotovoltaici. In assenza dei predetti Decreti continueranno ad applicarsi, per gli anni successivi al 2010, le tariffe fissate dal Decreto 19 Febbraio 2007 per gli impianti che entrano in esercizio nell’anno 2010.
La tariffa individuata sulla base della tabella è riconosciuta per un periodo di 20 anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto ed è costante in tutto il periodo di 20 anni. L’incentivo viene pagato dal GSE al soggetto responsabile dell’impianto; il Conto Energia non è finanziato dal governo, ma dal prelievo sulle tariffe elettriche di tutti i consumatori.
Le modalità di erogazione della tariffa e del premio sono fissate nel provvedimento emanato dall’AEEG.
Le tariffe incentivanti sono incrementate del 5% nei seguenti casi:
− Impianti fotovoltaici ricadenti nelle righe 2 e 3, colonna 1, della tabella, i cui soggetti responsabili impiegano l’energia prodotta dall'impianto con modalità che consentano ai medesimi soggetti di acquisire, con riferimento al solo impianto fotovoltaico, il titolo di autoproduttore
− Impianti il cui soggetto responsabile è una scuola pubblica o paritaria di qualunque ordine e grado o una struttura sanitaria pubblica
− Impianti integrati in superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di destinazione agricola, in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto − Impianti i cui soggetti responsabili sono enti locali con popolazione residente inferiore a 5000
abitanti sulla base dell'ultimo censimento Istat.
Gli impianti fotovoltaici che accedono alle tariffe incentivanti, operanti in regime di scambio sul posto e destinati ad alimentare, anche parzialmente, utenze ubicate all’interno o comunque asservite a unità immobiliari o edifici, possono beneficiare di un premio aggiuntivo con le modalità e alle condizioni riportate di seguito.
Il diritto al premio ricorre qualora il soggetto responsabile si doti di un attestato di certificazione energetica relativo all’edificio o unità immobiliare, comprendente anche l’indicazione di possibili interventi migliorativi delle prestazioni energetiche dell’edificio o dell’unità immobiliare, e, successivamente alla data di entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico, effettui interventi tra quelli individuati nella medesima certificazione energetica che conseguano, al netto dei miglioramenti conseguenti alla installazione dell’impianto fotovoltaico, una riduzione di almeno il 10% dell’indice di prestazione energetica dell’edificio o unità immobiliare rispetto al medesimo indice come individuato nella certificazione energetica. Fino alla data di entrata in vigore delle linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici, l’attestato di certificazione energetica è sostituito dall’attestato di qualificazione energetica. L’avvenuta esecuzione degli interventi e l’ottenimento della riduzione del fabbisogno di energia sono dimostrati mediante produzione di nuova certificazione energetica dell’edificio o unità immobiliare.
A seguito dell’esecuzione degli interventi, il soggetto responsabile trasmette al soggetto attuatore (GSE) le certificazioni energetiche dell’edificio o unità immobiliare, chiedendo il riconoscimento del premio.
Il premio è riconosciuto a decorrere dall’anno solare successivo alla data di ricevimento della domanda, e consiste in una maggiorazione percentuale della tariffa incentivante riconosciuta in misura pari alla metà della percentuale di riduzione del fabbisogno di energia conseguita e dimostrata.
La maggiorazione predetta non può in ogni caso eccedere il 30% della tariffa incentivante riconosciuta alla data di entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico. La tariffa incentivante maggiorata è riconosciuta per l’intero periodo residuo di diritto alla tariffa incentivante.
L’esecuzione di nuovi interventi che conseguano una riduzione di almeno il 10% dell’indice di prestazione energetica dell’edificio o unità immobiliare rispetto al medesimo indice antecedente ai nuovi interventi rinnovano il diritto al premio, con le medesime modalità precedenti, fermo restando il limite massimo del 30%.
La cessione congiunta dell’edificio o unità immobiliare e dell’impianto fotovoltaico che ha diritto al premio di cui al presente articolo comporta la contestuale cessione del diritto alla tariffa incentivante e al premio per il residuo periodo di diritto.
Il premio è riconosciuto anche, nella misura del 30%, agli impianti operanti in regime di scambio sul posto, destinati ad alimentare, anche parzialmente, utenze ubicate all’interno o comunque asservite a unità immobiliari o edifici, qualora le predette unità immobiliari o edifici siano stati completati successivamente alla data di entrata in vigore Decreto 19 Febbraio 2007 e conseguano, sulla base di idonea certificazione, un indice di prestazione energetica dell’edificio o unità immobiliare inferiore di almeno il 50% rispetto ai valori riportati nell'allegato C, comma 1, tabella 1, del D.lgs. n.192/05.
L’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici di potenza nominale non superiore a 20 kW può beneficiare della disciplina dello scambio sul posto; tale disciplina continua ad applicarsi dopo il termine del periodo di diritto alla tariffa incentivante.
L’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici che non beneficiano della disciplina dello scambio sul posto, qualora immessa nella rete elettrica, è ritirata con le modalità e alle condizioni fissate dall’AEEG ai sensi dell'art. 13, comma 3, del D.lgs. n. 387/03, ovvero ceduta sul mercato. Questi benefici sono aggiuntivi alle tariffe incentivanti e al premio.
Le tariffe incentivanti e il premio non sono applicabili all’energia prodotta da impianti fotovoltaici per la cui realizzazione siano (o siano stati) concessi incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto capitale e/o in conto interessi con capitalizzazione anticipata, eccedenti il 20% del costo dell’investimento. Sono invece applicabili all’energia prodotta da impianti fotovoltaici per la cui realizzazione siano (o siano stati) concessi incentivi pubblici di natura locale, regionale o comunitaria in conto capitale e/o in conto interessi con capitalizzazione
anticipata, nel solo caso in cui il soggetto responsabile dell’edificio sia una scuola pubblica o paritaria di qualunque ordine e grado o una struttura sanitaria pubblica.
Le tariffe incentivanti e il premio non sono cumulabili con: − I Certificati Verdi
− I Certificati Bianchi
Le tariffe incentivanti e il premio non sono applicabili all’energia prodotta da impianti fotovoltaici realizzati ai fini del rispetto di obblighi discendenti dal D.lgs. n.192/05, e successive modificazioni e integrazioni, o dalla Legge n.296/06, entrati in esercizio in data successiva al 31 Dicembre 2010. Le tariffe incentivanti e il premio non sono applicabili all’energia prodotta da impianti fotovoltaici per i quali sia stata riconosciuta o richiesta la detrazione fiscale richiamata all’art. 2, comma 5, della Legge n.289/02, anche nel caso di proroghe e modificazioni della medesima detrazione.
Resta fermo il diritto al beneficio della riduzione dell’ IVA per gli impianti facenti uso di energia solare per la produzione di calore o energia, di cui al Decreto del Presidente della Repubblica 26 ottobre 1972, n. 633, e al decreto del Ministro delle finanze 29 dicembre 1999.
L’obiettivo nazionale di potenza nominale fotovoltaica cumulata da installare è stabilito in 3000 MW entro il 2016.
Il limite massimo della potenza elettrica cumulativa di tutti gli impianti che, ai sensi del Decreto 19 Febbraio 2007, possono ottenere le tariffe incentivanti e il premio è' stabilito in 1200 MW.
In aggiunta agli impianti che concorrono al raggiungimento della potenza elettrica cumulativa, hanno diritto alle tariffe incentivanti e al premio tutti gli impianti che entrano in esercizio entro 14 mesi dalla data, comunicata dal soggetto attuatore (GSE) sul proprio sito internet, nella quale verrà raggiunto il limite di potenza di 1200 MW. Il predetto termine di 14 mesi è elevato a 24 mesi per i soli impianti i cui soggetti responsabili sono soggetti pubblici.
A decorrere dalla data di entrata in vigore del Decreto 19 Febbraio 2007, il soggetto attuatore (GSE) pubblica sul proprio sito internet e aggiorna con continuità la potenza cumulata degli impianti entrati in esercizio nell'ambito dei Decreti 28 Luglio 2005 e 6 Febbraio 2006 e, separatamente, la potenza cumulata degli impianti entrati in esercizio nell’ambito del Decreto19 Febbraio 2007. Con Decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, da adottarsi entro i 6 mesi successivi alla data di raggiungimento del limite di 1200 MW, saranno determinate le misure per il conseguimento dell’obiettivo di 3000 MW entro il 2016.
2.4 Condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica
2.4.1 Energia prodotta da impianti alimentati da FONTI RINNOVABILI
Tabella 2.2
(*) Fanno eccezione gli impianti da FR programmabili di potenza superiore a 10 MVA, purché nelle titolarità di autoproduttori, che possono cedere le loro eccedenze al Gestore di Rete, ricevendo la media aritmetica mensile del PUN di borsa, calcolato nelle ore Off-Peak (in precedenza si riconosceva il Ct).
Impianti da FR (programmabili e
non programmabili) di potenza < 10MVA
Si applica il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, monorario)
+
riconoscimento di prezzi minimi garantiti per i primi 2 GWh/anno ritirati da impianti di potenza < 1 MW Impianti da FR non programmabili
di potenza ≥ 10MVA
Si applica il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce o, su richiesta, monorario)
Per la produzione imputabile come FR
Si applica il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, monorario)
Impianto di cogenerazione secondo la Del. n.42/02
Si applica il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie)
Centrali ibride di potenza < 10MVA
Per la quota restante
Altri
Si riconosce il parametro PUN medio mensile di borsa delle ore Off-Peak (ex parametro Ct)
Impianti da FR programmabili e centrali ibride di potenza ≥ 10MVA
L’energia deve essere collocata sul mercato elettrico (Borsa o Contratti Bilaterali) (*)
Prezzo riconosciuto dal Gestore di Rete al Produttore Tipologia di impianto
2.4.2 Energia prodotta da impianti alimentati da FONTI NON RINNOVABILI
Impianti cogenerativi di potenza
<10 MVA
Si applica il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici, per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie)
Impianti non cogenerativi di potenza <10 MVA
Si riconosce il parametro PUN medio mensile di borsa delle ore Off-Peak (ex parametro CT) Impianti di potenza > 10 MVA L’energia deve essere collocata sul mercato elettrico (Borsa o Contratti Bilaterali) (**)
Tabella 2.3
(**) Fanno eccezione gli impianti alimentati da fonti assimilate alle rinnovabili4 di potenza superiore a 10 MVA, purché nelle titolarità di autoproduttori, che possono cedere le loro eccedenze al Gestore di Rete, ricevendo la media aritmetica mensile del PUN di borsa, calcolato nelle ore Off-Peak (in precedenza si riconosceva il Ct).
4
Vedasi nota 2 in merito alla recente modifica dell’originaria Del. n.34/05: per gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 1°gennaio 2007, non vale più la nota (**).
Impianti di produzione di potenza <10 MVA Impianti da fonti rinnovabili Impianti ibridi Impianti da fonti non rinnovabili Impianti da fonti programmabili Impianti da fonti non programmabili Energia imputabile come prodotta da fonte rinnovabile Quota restante
Si applica il prezzo di cessione praticato dall'Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, monorario)
+
riconoscimento di prezzi minimi garantiti per i primi 2 GWh/anno ritirati da impianti di potenza < 1 MW
Si applica il prezzo di cessione praticato dall'Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, monorario)
Impianti di cogenerazione (Del. n.42/02)
Altri
Si applica il prezzo di cessione praticato dall'Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie)
Si riconosce il parametro PUN medio mensile di borsa delle ore Off-Peak (ex parametro CT)
Impianti di cogenerazione (Del. n.42/02) Impianti non di cogenerazione (Del n.42/02)
Si applica il prezzo di cessione praticato dall'Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie)
Si riconosce il parametro PUN medio mensile di borsa delle ore Off-Peak (ex parametro CT)
Impianti di produzione di potenza ≥10 MVA Impianti da fonti rinnovabili Impianti ibridi Impianti da fonti non rinnovabili Impianti da fonti programmabili Impianti da fonti non programmabili
Si riconosce il parametro PUN medio mensile di borsa delle ore Off-Peak (ex parametro Ct)
Eccedenze di impianti alimentati da fonti assimilate, nella titolarità di autoproduttori
Altrimenti
Eccedenze di autoproduttori
Altrimenti
L'energia deve essere collocata sul mercato elettrico (Borsa o Contratti Bilaterali)
Si applica il prezzo di cessione praticato dall'Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, monorario)
L'energia deve essere collocata sul mercato elettrico (Borsa o Contratti Bilaterali)
Si riconosce il parametro PUN medio mensile di borsa delle ore Off-Peak (ex parametro Ct) L'energia deve essere collocata sul mercato
elettrico (Borsa o Contratti Bilaterali)
Fig. 2.2 .
2.5 Valutazione dei prezzi riconosciuti ai produttori
Come già emerso dalle tabelle precedenti, la Del. n. 34/05, oltre alle modalità di ritiro dell’energia, fissa anche i prezzi riconosciuti ai produttori a seconda del tipo di impianto.
Le possibili tipologie di prezzo di ritiro sono le seguenti:
− Prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, ma solo per alcune tipologie di impianto, monorario)
− Prezzi minimi garantiti ai primi 2 GWh/anno ceduti alla rete da impianti da FR di potenza inferiore a 1 MW (ibridi esclusi)
− Media aritmetica su base mensile del PUN di borsa, calcolato nelle ore Off-Peak
Nei paragrafi successivi sono riportate le modalità con cui sono ricavati tali prezzi, e il calcolo degli stessi prendendo come riferimento i dati relativi al mese di Luglio 2006.
2.5.1 Prezzo di cessione praticato dall’ Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato
Prezzo differenziato per fasce orarie
In base all’art. 30, comma 1, del Testo Integrato, il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie) è pari, in ciascuna delle fasce orarie di un mese, alla somma di tre componenti:
a) La media, ponderata per le rispettive quantità di energia elettrica, dei costi unitari sostenuti dall’Acquirente Unico nelle ore comprese in detta fascia oraria per:
− L’acquisto dell’energia elettrica nel MGP e nel MA
− L’acquisto dell’energia elettrica attraverso contratti di compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del sistema delle offerte (Contratti Bilaterali)
− La copertura dei rischi connessi all’oscillazione dei prezzi dell’energia elettrica, attraverso contratti differenziali o ad altre tipologie di contratto
b) Il costo unitario sostenuto dall’Acquirente Unico in qualità di utente del dispacciamento per il mercato vincolato nelle ore comprese in detta fascia oraria
c) Il corrispettivo unitario riconosciuto all’Acquirente Unico per l’attività di acquisto e vendita dell’energia elettrica per il mercato vincolato
In base alla Del. n.292/05, per l’anno 2006 le fasce orarie sono le seguenti: F1: ore di punta
− Nei giorni dal lunedì al venerdì:
dalle ore 8.00 alle ore 9.00 e dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dal 5 Giugno al 28 Luglio
dalle ore 9.00 alle ore 11.00 dal 5 Giugno al 4 Agosto, dal 28 Agosto al 15 Settembre e dall’11 al 22 Dicembre
dalle ore 11.00 alle ore 12.00 e dalle ore 15.00 alle ore 16.00 dal 5 Giugno al 4 Agosto e dal 28 Agosto al 15 Settembre
dalle ore 16.00 alle ore 17.00 dal 5 Giugno al 4 Agosto, dal 28 Agosto al 15 Settembre e dal 20 Novembre al 22 Dicembre
dalle ore 17.00 alle ore 18.00 dal 20 Novembre al 22 Dicembre
F2: ore di alto carico
Tutte le ore diverse da quelle di fascia F1, F3 e F4.
F3: ore di medio carico
Nei giorni dal lunedì al venerdì:
dalle ore 6.00 alle ore 7.00 dal 5 Giugno al 4 Agosto e dal 28 Agosto al 15 Settembre
dalle ore 7.00 alle ore 8.00 dal 13 Marzo al 1 Giugno, dal 21 al 25 Agosto, dal 18 Settembre al 22 Dicembre
dalle ore 11.00 alle ore 12.00 e dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dal 13 Marzo al 28 Aprile e dal 18 Settembre al 17 Novembre
dalle ore 12.00 alle ore 13.00 e dalle ore 20.00 alle ore 21.00 dal 9 Gennaio al 1 Giugno, dal 21 Agosto al 25 Agosto e dal 18 Settembre al 22 Dicembre
dalle ore 13.00 alle ore 14.00 dal 13 Marzo al 28 Aprile e dal 18 Settembre al 22 Dicembre
dalle ore 15.00 alle ore 17.00 dal 13 Marzo al 28 Aprile
dalle ore 17.00 alle ore 19.00 dal 13 Marzo al 1 Giugno e dal 21 al 25 Agosto
dalle ore 19.00 alle ore 20.00 dal 13 Marzo al 1 Giugno, dal 21 al 25 Agosto e dal 18 Settembre al 17 Novembre
F4: ore vuote
dalle ore 0.00 alle ore 6.00 e dalle ore 22.00 alle ore 24.00 per tutti i giorni dell’anno
dalle ore 6.00 alle ore 7.00 e dalle ore 21.00 alle ore 22.00 dal 1 Gennaio al 2 Giugno, dal 5 Agosto al 25 Agosto e dal 18 Settembre al 31 Dicembre
dalle ore 7.00 alle ore 21.00 dal1 al 6 Gennaio, dal 5 al 20 Agosto e dal 23 al 31 Dicembre.
Sono in ogni caso considerate vuote tutte le ore dei sabati e delle domeniche dell’anno e delle festività infrasettimanali del 1 e del 6 Gennaio, del lunedì dell’Angelo, del 25 Aprile, del 1 Maggio, del 2 Giugno, del 15 Agosto, del 1 Novembre, dell’8, del 25 e del 26 Dicembre, nonché del 24 Aprile.
In base alla Del. n.181/06, per l’anno 2007 le fasce orarie sono le seguenti: F1: ore di punta (Peak)
− Nei giorni dal lunedì al venerdì:
dalle ore 8.00 alle ore 19.00
F2: ore intermedie (Mid-Level)
− Nei giorni dal lunedì al venerdì:
dalle ore 7.00 alle ore 8.00 e dalle ore 19.00 alle ore 23.00
− Nei giorni di sabato:
dalle ore 7.00 alle ore 23.00
F3: ore fuori punta (Off-Peak)
− Nei giorni dal lunedì al venerdì:
dalle ore 23.00 alle ore 7.00
− Nei giorni di domenica e festivi*
Tutte le ore della giornata
*
Si considerano festivi: 1 Gennaio; 6 Gennaio; lunedì di Pasqua; 25 Aprile; 1 Maggio; 2 Giugno; 15 Agosto; 1 Novembre; 8 Dicembre; 25 Dicembre; 26 Dicembre
Nell’originale Del. n.34/05, era previsto che il prezzo di ritiro dell’energia fosse solo la componente a) del prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (componente di cui all’art.30, comma 1, lettera a) del Testo Integrato).
Con l’entrata in vigore della Del. n.318/06, riguardante l’aggiornamento delle condizioni economiche di ritiro dell’energia elettrica, il prezzo di ritiro è stato parificato all’intero prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, calcolato dunque come somma di tutte e tre le componenti a), b) e c).
Per il mese di Luglio 2006, il prezzo di cessione (differenziato per fasce orarie) praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato è stato pari a:
Tabella 2.4 (°) Fasce orarie definite nella Del. 292/05
Nei riquadri sono evidenziati i valori dei prezzi ottenuti con la modalità di calcolo prevista nell’originaria Del. n.34/05 ( ) e i prezzi che si sarebbero ottenuti in base alle modificazioni intervenute con la Del. n.318/06 ( ), entrata in vigore dal 1 Gennaio 2007.
Prezzo monorario
Il prezzo di cessione (differenziato per fasce orarie) praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, su richiesta del produttore, e solo per alcune tipologie d’impianto, viene riconosciuto come indifferenziato per fasce orarie (monorario).
Ovviamente, nella Del. n.34/05 era previsto che tale prezzo fosse soltanto quello calcolato come media, ponderata sul fabbisogno del mercato vincolato, dei valori di fascia oraria come definiti nell’art. 30, comma 1, lettera a) del Testo Integrato. Con le modifiche introdotte alla Del. n.34/05 dalla Del. n.318/06, il prezzo di cessione monorario praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato è calcolato come la media, ponderata sul fabbisogno del mercato vincolato, dei valori di fascia oraria come definiti nell’art. 30, comma 1, lettere a),b),c) del Testo Integrato.
Con riferimento ai valori dei prezzi differenziati per fasce orarie per il mese di Luglio 2006 Prezzo differenziato per fasce orarie [c€/kWk] (art.30, comma 1, Testo Integrato) Fasce
orarie
Comma 30.1 a) Comma 30.1 b) Comma 30.1 c) Totale
F1 12,5575 1,3908 0,0042 13,9525
F2 7,5264 1,2824 0,0042 8,8130
F3 4,2510 1,0078 0,0042 5,2630
F4 4,8556 1,0521 0,0042 5,9119
Tabella 2.5
e sapendo che per il mese di Luglio 2006 su un totale di 744h si è avuto: − Per 145h tariffa F1, corrispondente al 19% del totale
− Per 169h tariffa F2, corrispondente al 23% del totale − Per 22h tariffa F3, corrispondente al 3% del totale − Per 408h tariffa F4, corrispondente al 55% del totale
si ricava il prezzo di cessione monorario praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato.
Con la modalità di calcolo prevista nella Del. n.34/05, e nell’ipotesi di cessione a profilo costante, per il mese di Luglio 2006 la media pesata dei prezzi è stata:
M = (12,5575*0,19) + (7,5264*0,23) + (4,2510*0,03) + (4,8556*0,55) = 6,915 c€/kWh
Il prezzo monorario è stato infatti pari a:
69,15 €/MWh
(Secondo i dati forniti dall’Acquirente Unico, per il mese di Luglio 2006 il prezzo monorario pesato sull’effettivo profilo di assorbimento del mercato vincolato è stato pari a 69,45 €/MWh).
Con la modalità di calcolo prevista dalla Del. n.318/06, e nell’ipotesi di cessione a profilo costante, per il mese di Luglio 2006 la media pesata dei prezzi sarebbe stata:
M = (13,9525*0,19) + (8,8130*0,23) + (5,2630*0,03) + (5,9119*0,55) = 8,087 c€/kWh
Il prezzo monorario sarebbe stato pari a:
2.5.2 Prezzi minimi garantiti
In base alla Del. n.34/05, i prezzi minimi garantiti sono riconosciuti solo agli impianti di produzione da FR con potenza5 <1 MW (compresi gli impianti alimentati dai rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili ed esclusi gli ibridi).
I prezzi minimi garantiti sono riconosciuti a scaglioni crescenti fino ai primi 2GWh/anno ritirati dal Gestore di Rete da ogni impianto; per l’anno 2007 sono:
Fino a 500.000 kWh/anno 96,4 €/MWh
Oltre 500.000 kWh/anno e fino a 1.000.000 kWh/anno 81,2 €/MWh Oltre 1.000.000 kWh/anno e fino a 2.000.000 kWh/anno 71,0 €/MWh
Tabella 2.6
Oltre i 2GWh/anno si applica il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato (prezzo differenziato per fasce orarie o, su richiesta, monorario).
La differenza tra quanto riconosciuto dai Gestori di Rete ai produttori, e il prezzo di cessione praticato dall’Acquirente Unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, è posta a carico del conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate (alimentato dal gettito della componente tariffaria A3).
2.5.3 Media del PUN di borsa nelle ore Off-Peak
In base all’art.5, comma 2, Del. n.300/05, tale prezzo è definito come la media aritmetica mensile dei valori orari del PUN nelle sole ore Off-Peak.
Il Prezzo Unico Nazionale di borsa (PUN), è definito come il prezzo orario ottenuto dalla media pesata, sulla base dei consumi, dei prezzi zonali orari risultanti dal Mercato del Giorno Prima. Inoltre, secondo quanto definito nella Del. n.300/05, a partire dal 1/01/06, le ore Off-Peak sono:
− tutte le ore dei giorni festivi, del sabato e della domenica
− nei giorni lavorativi (lunedì - venerdì) le ore comprese tra le 00:00 e le 8:00 e tra le 20:00 e le 24:00
Il prezzo riconosciuto per la cessione al Gestore di Rete è pari alla media aritmetica su base mensile del PUN nelle ore Off-Peak; sulla base dei dati forniti dal GME, per il mese di Luglio 2006 tale prezzo è stato pari a:
58,73 €/MWh
5
2.5.4 Prezzo riconosciuto ai produttori la cui energia viene venduta attraverso Contratti Bilaterali
I prezzi sottesi ai Contratti Bilaterali non sono ufficializzati, però si può effettuare una stima considerando il parametro PC, che riguarda la copertura dei costi di approvvigionamento dell’energia sul marcato vincolato.
Sulla base di quanto stabilito nella Del. n.132/06, i valori del parametro PC per il trimestre Luglio-Settembre 2006 sono riportati nella tabella seguente.
Tabella 2.7
Si considera per esempio il prezzo riconosciuto alle utenze in MT; per ottenere il parametro PC decurtato delle perdite, si divide il valore di tabella per 1,051 (in quanto in MT si stimano le perdite pari al 5,1%).
Per ottenere una stima del prezzo riconosciuto ai produttori per l’energia venduta attraverso Contratti Bilaterali, si può ipotizzare che al cliente venga praticato uno sconto medio dell’8% rispetto all’acquisto sul mercato vincolato (componente PC al netto delle perdite).
Dalla tabella si considerano le utenze in media tensione (lettere d) ed e)) e per ogni colonna corrispondente a ciascuna fascia oraria si calcola:
− F1: (15,33/1,051)*0,92 = 13.41 c€ /kWh − F2: (10,83/1,051)*0,92 = 9,48 c€ /kWh − F3: (8,60/1,051)*0,92 = 7,53 c€ /kWh − F4: (5,25/1,051)*0,92 = 4,60 c€ /kWh
Per il mese di Luglio 2006, e nell’ipotesi di cessione a profilo piatto, la media pesata dei prezzi è stata pari a:
M = (13.41*0,19) + (9,48*0,23) + (7,53*0,03) + (4,60*0,55) = 7,5 c€ /kWh
Il prezzo medio è stato dunque pari a:
75 € /MWh
2.5.5 Prezzo riconosciuto ai produttori la cui energia viene collocata in Borsa
Un produttore che vende la propria energia in borsa, si vede riconosciuto a livello orario il prezzo zonale risultante dal Mercato del Giorno Prima. Non volendo focalizzare gli esiti di una specifica zona di mercato, si assuma il PUN come riferimento indicativo della valorizzazione dell’energia elettrica venduta in borsa.
Sulla base dei dati forniti dal GME, relativi agli esiti del Mercato del Giorno prima, e nell’ipotesi di cessione a profilo piatto6, il prezzo medio di acquisto dell’energia nella borsa elettrica per il mese di Luglio 2006 è stato pari a:
84,49 €/MWh
6
2.6 Obblighi per il produttore
Presentare domanda al Gestore di Rete a cui è collegato l’impianto per il ritiro dell’energia prodotta
Concludere con il Gestore di Rete una convenzione di durata annuale e rinnovabile Concludere con Terna direttamente o attraverso il Gestore di Rete
− Contratto per il servizio di trasmissione
− Contratto per il servizio di dispacciamento in immissione; non per impianti di qualsiasi fonte (FR e FNR) di potenza <1 MW
Concludere con il Distributore contratto per il servizio di trasporto (per eventuali prelievi), se BT o MT riceve da Distributore: CTR + Perdite
CTR = 0,33 c€/kWh (per l’anno 2007)
Il produttore non è tenuto a comunicare i programmi di immissione in rete
Il produttore per godere dei benefici relativi al D.lgs. n.387/03 e alla Legge n.239/04 “Marzano” richiede al Gestore di Rete il ritiro di tutta l’energia prodotta escluso quella ceduta nell’ambito delle convenzioni CIP6 e 108/97
2.7 Costi a carico del produttore
Componente CCT (a Terna)
− Impianti, di qualsiasi fonte, di potenza <1 MW: non si applicano CCT
− Impianti, di qualsiasi fonte, di potenza ≥10 MVA: si applicano CCT come definito nell’ art.35 della Del. n.168/03
− Impianti, di qualsiasi fonte, di potenza <10 MVA: si applicano CCT medi mensili anziché orari*
− Impianti, da FR o rifiuti (esclusi gli ibridi), di potenza compresa tra 1 MW e 5 MW: si applicano
CCT * R con R=(P-1)/4 *
CCT = (Media aritmetica mensile del prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica nel mercato del giorno prima nella zona in cui si trova l’impianto) – (Media aritmetica mensile del prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica nel mercato del giorno prima (PUN))
Costi Amministrativi (al Gestore di Rete)
(120 €/anno per impianto + 0,5% del prezzo di cessione) < 3500 €/anno Costi di Gestione (al Gestore di Rete)
(120 €/anno per impianto + 0,5% del prezzo di cessione) < 3500 €/anno
questi costi sono relativi solo a quei produttori che non stipulano direttamente con Terna i contratti per il servizio di trasmissione e per il servizio di dispacciamento in immissione, ma decidono di assumere il Gestore di Rete come intermediario.
Costi per il Servizio di Trasmissione (a Terna)
0,0267 c€ /kWh (per l’anno 2007)
Si ricordi che tutta l’energia ritirata dal Gestore di Rete ai sensi della Del. n.34/05 non è soggetta a oneri di sbilanciamento.
