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EPC fra efficienza e rinnovabili:
i SEU
Marco Pezzaglia
8 aprile 2015
Founding Partner
EfficiencyKNow
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EPC e SEU
SEU: uno strumento importante per fare efficienza
La presenza di un SEU (specialmente con produttore terzo)
implica la presenza di un contratto tra cliente e produttore
Non è propriamente un EPC, ma può essere incluso in un
EPC in quanto reca numerose similitudini con un EPC
Normativa di riferimento fissata dalla delibera Autorità
578/2013 dopo lunga gestazione di concetti e modelli (di
interesse particolare le parti relative all'operatività dei SEU)
Incidono sui SEU le disposizioni di cui alla legge n. 116/2014
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Definizione di SEU (2008)
SEU
uno o più impianti di produzione di energia elettrica, anche nella titolarità di una persona fisica o
giuridica diversa dal cliente finale
con potenza complessivamente non superiore
a 20 MWe e complessivamente installata sullo
stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili
ovvero in assetto cogenerativo ad alto
rendimento
direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato
senza obbligo di connessione di terzi
all’unità di consumo di un solo cliente finale
Realizzato all'interno
di un’area di proprietà o nella disponibilità del
medesimo cliente
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Sistemi Semplici
di Produzione e
Consumo
(SSPC)
Sistemi elettrici semplici in cui il trasporto di
energia elettrica per la consegna ai clienti
finali non si configura come attività di
trasmissione e/o di distribuzione, ma come
attività di autoapprovvigionamento energetico
Sistemi Elettrici
sistemi caratterizzati dalla presenza di almento uno o più impianto di
produzione e/o uno o più impianti di consumo connessi tra loro
tramite linee elettriche
DCO 644/2012
Reti elettriche
Sistemi elettrici semplici in cui il trasporto di
energia elettrica per la consegna ai clienti
finali si configura come attività di
trasmissione e/o di distribuzione
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Previsioni tariffarie per i sistemi elettrici
Art. 24 del DL 91/2014 convertito con legge 116/2014
A decorrere dal 1º gennaio 2015, i corrispettivi tariffari 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, 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, fatto salvo ….......
SEU e RIU
Per le reti interne di utenza di cui all’articolo 33 della legge 23 luglio 2009, n. 99, e
successive modificazioni, […] nonché per i sistemi efficienti di utenza di cui al
comma 1 del medesimo articolo 10 […] i corrispettivi a copertura degli oneri
generali […..] limitatamente alle parti variabili, si applicano sull’energia elettrica
consumata e non prelevata dalla rete, in misura pari al 5 per cento dei
corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata dalla rete
La quota del 5% può essere aggiornate con decreti del Ministro dello sviluppo
economico sulla base dei seguenti criteri
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Aspetti rilevanti della regolazione introdotta con
la delibera 578/2013
Nel seguito sono riassunti i principali aspetti riguardanti la regolamentazione introdotta per
i sistemi di utenza con particolare attenzione ai cosiddetti SEU o sistemi ad essi
equivalenti.



Qualificazione di un sistema di utenza (SEU), SEU, SEESEU e
qualifica di CAR
Connessione alla rete
Misura dell'energia elettrica
– Misura dell'energia elettrica scambiata con la rete
– Calcolo dell'energia consumata in caso di presenza di
autoapprovvigionamento

Accesso alla rete: trasporto, dispacciamento, acquisto/vendita
dell'energia elettrica scambiata con la rete
– Profili contrattuali
– Regolazione dei servizi



Caso di morosità del cliente
Ulteriori elementi
Evoluzione prospettica
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CONNESSIONE ALLA RETE
Al fine dell'erogazione del servizio di connessione si rimanda in sostanza alle condizioni
di cui alla regolamentazione vigente in materia di connessioni (TICA per la connessione
degli impianti di produzione e TIC per la connessione degli impianti di consumo). Sono
solo aggiornate le procedure vigenti al fine di ordinare le comuni prassi già in atto. Sono
richiamati nel seguito gli aspetti di particolare interesse per gli utenti.
• Nel caso degli ASSPC la titolarità del punto di connessione
alla rete pubblica è sempre posta in capo al cliente finale
presente all’interno dell’ASSPC
• Qualora il cliente finale richieda al gestore di rete una
modifica della connessione esistente che modifica la
potenza in immissione richiesta, il gestore di rete all’atto
dell’invio del preventivo di connessione informa il produttore
della richiesta di modifica presentata
• Per effetto della predetta imposizione della responsabilità in
capo al cliente finale, nel caso in cui sia il produttore ad
effettuare richiesta di connessione, questi deve agire sulla
base di un mandato senza rappresentanza da parte del cliente
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Misura
Ai fini della misura le disposizioni sono differenziate in ragione del fatto che i
sistemi siano esistenti alla data dell'1 gennaio 2014 e che rispettino
determinate condizioni e tutti gli altri sistemi esistenti o di nuova costituzione
• Sistemi esistenti all'1 gennaio 2014 che rispettano le
seguenti condizioni è sufficiente* che sia effettuata la
misura dell'energia elettrica scambiata con la rete
(immissioni/prelievi)
• Per tutti gli altri sistemi
– È necessaria, oltre l'effettuazione della misura
dell'energia elettrica scambiata con la rete, la misura
dell'energia elettrica prodotta da ciascuna unità di
produzione
(*) Rimangono ferme eventuali ulteriori disposizioni per la misura stabilite al fine
dell'ottenimento di incentivazioni
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Misura
Le condizioni per l'erogazione dei servizi di misura si rifanno alle condizioni
vigenti considerato che i punti di scambio con la rete dei SEU, sono
riconducibili alle condizioni di cui al comma 4.7 del TIME e quindi sono punti di
prelievo e che al fine della raccolta, validazione e registrazione della misura
della produzione, qualora necessaria, è di responsabilità del gestore di rete
Cioè
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Misura
Dal 1° gennaio 2016 il regime della misura della produzione è innovato dalla
delibera 595/2014. Sarà quindi necessario valutare come tale disciplina si
raccordi con gli obblighi di misura all'interno dei SEU
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Misura del consumo
Per la prima volta viene introdotta una regolamentazione esplicita per il calcolo
della misura dell'energia elettrica consumata dall'utente. La disponibilità della
misura del consumo serve per l'applicazione di alcune disposizioni della
delibera che utilizzano detto dato (artt. 9, 12, 23).


In tutti i casi in cui è necessario calcolare l’energia elettrica
effettivamente consumata all’interno di un ASSPC, il responsabile
della raccolta e della validazione e registrazione delle misure
dell’energia elettrica immessa e prelevata ai sensi del TIME (e cioè,
nella maggior parte dei casi il gestore di rete), procede a definire
appositi algoritmi basati sulla rilevazione dei dati di misura
dell’energia prodotta, immessa e prelevata
Ai fini dell’applicazione di quanto previsto ai commi 12.8 e
23.1, per tutto il periodo per cui le misure necessarie ai fini del
calcolo dell’energia elettrica consumata non sono rilevabili
dall’impresa distributrice e comunque non oltre il 31 dicembre 2014,
si utilizzano i medesimi dati riscontrabili nella dichiarazione di
consumo inviata all’Agenzia delle Dogane e relativa al
medesimo anno, che devono essere resi disponibili a Cassa
secondo modalità e tempistiche definite dalla medesima
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Accesso alla rete e al mercato
Ambito di applicazione della regolamentazione
La regolamentazione introdotta riguarda unicamente gli scambi di energia con
la rete. I rapporti intercorrenti fra il produttore e il cliente finale presenti
all’interno di un ASSPC e aventi ad oggetto l’energia elettrica prodotta e
consumata che non transita attraverso la rete pubblica non sono oggetto
di regolazione da parte dell’Autorità e vengono lasciati alla libera
contrattazione fra le parti.
• Le regole dell'Autorità
– non incidono sull'energia elettrica che viene prodotta e
consumata internamente ai sistemi di
autoapprovvigionamento
– Intervengono però a regolare alcuni aspetti dei rapporti
tra produttore e cliente finale, nel caso in cui i medesimi
siano soggetti diversi, in relazione alla configurazione dei
rapporti che vengono instaurati al fine dell'accesso alla
rete e al mercato dell'energia scambiata con la rete
• Tutto quanto non intercettato dalla regolamentazione
dell'Autorità è rimesso al rapporto tra le parti
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Accesso alla rete e al mercato
La questione fondamentale è quindi come regolare
l'accesso alla rete e al mercato di due flussi di
energia (i prelievi e le immissioni) che si svolgono
attraverso un unico punto di connessione alla rete e
derivanti dal saldo energetico di attività di
produzione e di consumo che in principio possono
essere nella titolarità di due soggetti tra loro diversi
(produttore e cliente finale).
La regolamentazione stabilita si muove nell'ottica di
dare la massima flessibilità possibile
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Profili contrattuali
Tipo 0: in questo caso il cliente finale e il produttore coincidono e quindi i contratti per
l'accesso alla rete dei prelievi e delle immissioni sono gestiti direttamente dal cliente (che è
in origine il soggetto intitolato a stipulare detti contratti) tipicamente attraverso mandati
senza rappresentanza per la stipula dei contratti di trasporto e di dispacciamento al
venditore per quanto riguarda l'acquisto dei prelievi e ad un trader (il GSE con il ritiro
dedicato, qualora consentito) per la vendita delle immissioni in rete
L'adozione di questo profilo contrattuale permette al cliente finale di poter accedere ai
servizi di maggior tutela o di salvaguardia qualora ne ricorra il caso
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Profili contrattuali
Tipo 1: in questo caso il cliente finale e il produttore sono due soggetti diversi e gestiscono
autonomamente e separatamente, rispettivamente, i prelievi e le immissioni in rete. Cliente
finale e produttore procedono pertanto a gestire ciascuno per propria parte i contratti per
l'accesso alla rete dei prelievi e delle immissioni tipicamente dando mandato senza
rappresentanza per la stipula dei contratti di trasporto e di dispacciamento al venditore per
quanto riguarda l'acquisto dei prelievi e ad un trader (il GSE con il ritiro dedicato, qualora
consentito) per la vendita delle immissioni in rete
L'adozione di questo profilo contrattuale permette al cliente finale di poter accedere ai
servizi di maggior tutela o di salvaguardia qualora ne ricorra il caso
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Profili contrattuali
Tipo 2: in questo caso il cliente finale e il produttore sono due soggetti diversi e i prelievi e
le immissioni in rete sono gestite dal cliente finale. E' necessario un mandato (nella forma
di mandato senza rappresentanza) da parte del produttore al cliente finale affinché questi
possa procedere a stipulare i contratti per le immissioni in rete delle eccedenze del
produttore
L'adozione di questo profilo contrattuale permette al cliente finale di poter accedere ai
servizi di maggior tutela o di salvaguardia qualora ne ricorra il caso
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Profili contrattuali
Tipo 3: in questo caso il cliente finale e il produttore sono due soggetti diversi e i prelievi e
le immissioni in rete sono gestite dal produttore. E' necessario un mandato (nella forma di
mandato senza rappresentanza) da parte del cliente finale al produttore affinché questi
possa procedere a stipulare i contratti per i prelievi dalla rete dell'energia di integrazione
necessaria al cliente. Per la parte di energia di integrazione il produttore assume la
qualifica di venditore nei confronti del cliente finale e ad esso si applicano tutte le
disposizioni vigenti in materia vendita di energia elettrica ai clienti finali
L'adozione di questo profilo contrattuale NON permette al cliente finale di poter
accedere ai servizi di maggior tutela o di salvaguardia qualora ne ricorra il caso
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Profili contrattuali
Tipo 4: in questo caso il cliente finale e il produttore sono due soggetti diversi e i prelievi e
le immissioni in rete sono gestite da un (medesimo) soggetto terzo rispetto a cliente finale
e al produttore. E' necessario un mandato (nella forma di mandato senza rappresentanza)
da parte del produttore e del cliente finale al soggetto terzo affinché questi possa
procedere a stipulare i contratti per i prelievi dalla rete dell'energia di integrazione
necessaria al cliente e per le immissioni in rete delle eccedenze del produttore
L'adozione di questo profilo contrattuale NON permette al cliente finale di poter
accedere ai servizi di maggior tutela o di salvaguardia qualora ne ricorra il caso
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Morosità dei clienti
Il provvedimento non interviene a tutelare il produttore nel caso di morosità del cliente
nell'ambito del rapporto privato interno al sistema, ma introduce solo alcuni elementi a
garanzia del produttore nel caso di morosità del cliente rispetto alla regolazione dei rapporti
per l'energia elettrica scambiata con la rete
• In caso di morosità del cliente nei confronti dei contratti per
l'accesso alla rete si applicano le regole vigenti per la morosità
(delibera 4/08)
• Il produttore viene avvisato nel caso in cui sia prevista una
decurtazione o la sospensione del servizio di connessione
affinché il produttore possa procedere a richiedere una
connessione di emergenza al fine di poter continuare ad
esercire l'impianto immettendo in rete la produzione a fronte di
azioni sul punto di connessione esistente per effetto del
permanere delle condizioni di morosità
• Per la richiesta della connessione di emergenza si applica il
TICA
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Morosità dei clienti – Punto di emergenza
Nel caso in cui sia stabilita una connessione di emergenza è indispensabile che vi sia la
certezza che la rete del sistema di utenza non crei paralleli elettrici con la rete
• Nel caso in cui sia creato un punto di emergenza ai fini della
morosità è necessario che sia installato da parte del
produttore un dispositivo che permetta l’apertura del
collegamento fra l’impianto di produzione e l’utenza del
cliente finale a seguito della chiusura del collegamento fra
l’impianto di produzione e il punto di emergenza
• ll predetto dispositivo deve essere installato in un luogo
• accessibile al gestore di rete e tale da assicurare ad esso la
possibilità di adempiere ai propri obblighi in condizioni di
sicurezza senza dover ricorrere all’utilizzo di mezzi speciali
per l’occasione
• Il gestore di rete all’atto dell’attivazione della
connessione verifica il corretto funzionamento del predetto
dispositivo
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EFFETTI DEL D.L. 91/2014
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DL 91/2014
Con la deliberazione 11 dicembre 2014, 609/2014/R/EEL l'Autorità per l'energia elettrica il
gas ed il sistema idrico (l'Autorità) ha effettuato la prima attuazione delle disposizioni del
decreto legge 91/2014, in tema di applicazione dei corrispettivi degli oneri generali di
sistema per reti interne e sistemi efficienti di produzione e consumo
• L'Autorità chiarisce tre elementi preliminari
– l’energia consumata e non prelevata dalla rete, per i sistemi di
utenza non è di norma soggetta a misurazione da parte del
distributore
– l’applicazione puntuale dell’articolo 24 del DL 91/2014
richiederebbe non solo la disponibilità dei dati di misura relativa
all’energia consumata e non prelevata dalla rete da parte di RIU,
SEU e SEESEU, ma anche interventi di revisione dei sistemi di
fatturazione oggi in essere presso le imprese di vendita e
distribuzione
– l’implementazione delle disposizioni di cui al precedente punto
non è realizzabile nel breve periodo e potrebbe comportare costi
di investimento e gestionali significativi, la cui entità andrebbe
comunque valutata anche in termini di confronto con il maggior
gettito di oneri generali di sistema derivante dalla norma
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DL 91/2014
L'assenza di misura del consumo determina la necessità di attivazione del regime di
equivalenza
• L'Autorità aveva inizialmente ipotizzato un sistema
transitorio di sole maggiorazioni alle parti fisse (quelle
espresse in euro per punto di prelievo) delle componenti
tariffarie A2, A3 e A5 per tutti i sistemi (sistema di
maggiorazione forfettaria)
• A valle di un processo di consultazione sul tema
(documento per la consultazione 519/2014/R/eel), l’Autorità
ha approfondito la possibilità di migliorare, rispetto alla
proposta di maggiorazione forfettaria, la stima dell’energia
consumata e non prelevata dalla rete, attraverso opportuni
algoritmi che tengano conto della potenza nominale
dell’impianto di produzione ed eventualmente della
tipologia del medesimo impianto
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DL 91/2014
Sulla base delle disposizioni definite dall'Autorità, per ragioni di semplicità la maggiorazione
si applica solo alla componente tariffaria A3 (sarà poi l'Autorità a definire come tale gettito
vada ripartito tra i vari altri conti) e secondo una formula forfettaria differenziata tra AT, bt e
MT
• Per i SEU in alta e altissima tensione, la maggiorazione viene
determinata sulla base dell’energia effettivamente consumata e non
prelevata dalla rete, sulla base di specifiche istruttorie della Cassa
conguaglio per il settore elettrico, secondo modalità e tempistiche
determinate dalla medesima, che riscuote l’ammontare derivante
dall’applicazione dell’articolo 24 del decreto legge 91/14 applicando il
5% dei corrispettivi unitari variabili delle componenti A2, A3, A4, A5, A6,
As e MCT applicabili. Sulla base dei valori dei parametri tariffari vigenti
dall'1 gennaio 2015, la predetta aliquota del 5% ammonterebbe a 2, 762
euro/MWh da applicarsi alla quota di energia autoconsumata all'interno
del sistema di utenza
• Nel caso di sistemi di utenza in bassa tensione la maggiorazione è
definita sulla base di importi definiti e aggiornati dall’Autorità, uguali
per tutti i punti e pari a 36 euro/punto di prelievo/anno
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DL 91/2014
• nel caso di sistemi di utenza in media tensione (diversi da quelli che
sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica), la
maggiorazione è definita sulla base di una formula finalizzata a stimare,
per ogni sistema, la quantità di energia elettrica consumata e non
prelevata1. In particolare, la parte fissa della componente tariffaria A3
sarà maggiorata di un ammontare determinato secondo la seguente
formula
Maggiorazione A3 = Potenza x ore x α x Aliquota
– Potenza è la potenza nominale dell’impianto di produzione di
energia elettrica
– Ore è il numero di ore di riferimento differenziato per fonte ed è
convenzionalmente posto pari a: 1000 per la fonte solare
fotovoltaica; 3000 per la fonte idrica; 1800 per la fonte eolica; 7000
per le altre fonti
– α è un parametro che tiene conto dell’incidenza dell’autoconsumo
in sito sulla produzione totale di energia elettrica ed è
convenzionalmente posto pari a 0,5 in sede di prima applicazione;
– Aliquota è pari a 2,73 euro/MWh
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Grazie per l'attenzione
Marco Pezzaglia
Founding partner EKN
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