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AEEGSI – Proroga modalità di erogazione dei servizi di connessione, misura, trasporto e dispacciamento nei casi di sistemi di distribuzione chiusi (SDC)

Delibera 03 agosto 2017 582/2017/R/eel Proroga dell’applicazione delle modalità di erogazione dei servizi di connessione, misura, trasporto e dispacciamento nei casi di sistemi di distribuzione chiusi (SDC)

  • Il presente provvedimento posticipa la data di applicazione del Testo Integrato Sistemi di Distribuzione Chiusi (TISDC), in relazione alle RIU, dall’1 ottobre 2017 all’1 gennaio 2018

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AEEGSI – Dispacciamento, FER non programmabili e sistemi di accumulo

Delibera 05 maggio 2017 – 300/2017/R/eel  –  Prima apertura del mercato per il servizio di dispacciamento (MSD) alla domanda elettrica e alle unità di produzione anche da fonti rinnovabili non già abilitate nonché ai sistemi di accumulo. Istituzione di progetti pilota in vista della costituzione del testo integrato dispacciamento elettrico (TIDE) coerente con il balancing code europeo.

  • Con il presente provvedimento, nelle more della redazione del nuovo testo integrato del Dispacciamento elettrico, vengono definiti i criteri per consentire alla domanda e alle unità di produzione non già abilitate (quali quelle alimentate da fonti rinnovabili non programmabili e la generazione distribuita) la possibilità di partecipare a MSD nell’ambito di progetti pilota. Vengono inoltre definite modalità sperimentali di utilizzo di sistemi di accumulo anche in abbinamento a unità di produzione abilitate.
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Legge “Milleproroghe” – Aggiornamento testo integrato SSCP

Delibera 276/2017/R/eel – 21 aprile 2017 – Aggiornamento del testo integrato sistemi semplici di produzione e consumo e del testo integrato sistemi di distribuzione chiusi a seguito della Legge “Milleproroghe 2016”

Con la delibera 276/2017/R/eel l’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico aggiorna il Testo Integrato Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (TISSPC), il Testo Integrato Sistemi di Distribuzione Chiusi (TISDC) e altri provvedimenti dell’Autorità a seguito delle disposizioni previste dall’articolo 6, comma 9, del decreto legge n. 244/2016 cd. Milleproroghe e dà seguito al documento di consultazione 654/2016/R/eel relativo all’identificazione dei clienti del sistema elettrico cosiddetti “nascosti”, cioè dei clienti finali a cui è attribuita un’unità di consumo ma che sono privi di un proprio punto di connessione su rete pubblica o su rete privata in quanto condividono un POD con altri clienti finali, e che non rientrano nelle configurazioni per le quali ciò è consentito (cioè SEESEU-A, SEESEU-C, ASE e ASAP).

La formulazione finale dell’articolo 6, comma 9, del decreto-legge 244/16 – prevedendo che a decorrere dall’1 gennaio 2017 non vi sia più alcuna differenza, dal punto di vista dell’applicazione delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema, tra le diverse tipologie di sistemi semplici di produzione e consumo (SSPC) realizzabili né tra le diverse tipologie di sistemi di distribuzione chiusi (SDC) consentite, per le quali le parti variabili delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema trovano applicazione solo all’energia elettrica prelevata da rete pubblica e che, anche in relazione ai periodi antecedenti all’1 gennaio 2017, le componenti tariffarie che avrebbero dovuto essere applicate all’energia elettrica consumata ma non prelevata dalla rete pubblica non sono più esigibili, con l’unica eccezione della componente tariffaria MCT – consente di introdurre numerose semplificazioni nel TISSPC, nel TISDC e negli altri provvedimenti ad essi correlati, ferma restando l’esigenza di completare la razionalizzazione sistemica delle configurazioni private già in essere.

Pertanto, la delibera 276/2017/R/eel adegua il TISSPC e il TISDC, nonché gli altri provvedimenti dell’Autorità alle nuove disposizioni,  estende agli ASDC (altri sistemi di distribuzione chiusi) la stessa procedura di identificazione già vigente per le RIU (reti interne di utenza) e rivede conseguentemente il ruolo del GSE.

Per quanto riguarda quest’ultimo aspetto:

  • prevede che, nel caso di configurazioni di nuova realizzazione, non sia più necessario richiedere le qualifiche di SEU e SEESEU in quanto non comportano più benefici tariffari;
  • prevede che il GSE completi le istruttorie tuttora in corso verificando in quale tipologia di SSPC ricada ciascun sistema e ne riporti l’esito sul sistema GAUDÌ, completando così l’identificazione di tutti i sistemi semplici di produzione e consumo;
  • prevede che il GSE implementi una procedura semplificata finalizzata a identificare gli ASSPC già in esercizio per i quali non è stata presentata nessuna richiesta di qualifica, a partire dai dati e dalle informazioni a qualunque titolo già in possesso del GSE, con l’obiettivo di evitare la presenza di clienti finali “nascosti” all’interno delle configurazioni già in essere;
  • conferma l’avvalimento del GSE ai fini dei controlli su SEU e SEESEU disposto con la deliberazione 597/2015/E/com, estendendolo a tutti i SSPC, ivi inclusi quelli di nuova realizzazione;
  • prevede che gli Uffici dell’Autorità si avvalgano del GSE ai fini della definizione dei perimetri dei SDC.

In sintesi, il nuovo ruolo del GSE è quello di:

  1. supportare la razionalizzazione sistemica delle configurazioni già esistenti;
  2. effettuare verifiche a campione, in avvalimento, sui SSPC ivi inclusi quelli di nuova realizzazione;
  3. coadiuvare l’Autorità nelle attività di definizione dei perimetri dei SDC.

In esito alla consultazione 654/2016/R/eel , la delibera 276/2017/R/eel definisce il 28 febbraio 2018, quale data ultima entro cui i clienti finali “nascosti” possono auto-dichiararsi evitando l’applicazione di sanzioni o penali. In particolare, i clienti finali “nascosti” possono chiedere di essere identificati come clienti finali della rete pubblica ovvero, qualora ne ricorrano i presupposti, possono chiedere l’identificazione di un ASDC, prevedendo al riguardo:

che ai clienti finali “nascosti” che si auto-dichiarano entro la data ultima siano applicati conguagli, a decorrere dall’1  gennaio 2014 (data di entrata in vigore del TISSPC) e non più dal 15 agosto 2009 (data di entrata in vigore della legge 99/09, indicata nel documento per la consultazione 653/2016/R/eel), solo nei casi in cui, pur non avendo i medesimi clienti richiesto nessuna qualifica, le configurazioni private in cui essi si trovano non avrebbero potuto essere classificate in nessuna delle configurazioni consentite dalla normativa vigente (SSPC o SDC);

che ai  clienti finali “nascosti” che non si auto-dichiarano entro la data ultima allo scopo definita si erogata una penale forfetaria, confermando la maggiorazione del 30% presentata in  consultazione, con effetti a decorrere dall’1 gennaio 2014.

La scheda ha carattere divulgativo.

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AEEGSI – Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita in Italia, per l’anno 2015

Delibera 20 aprile 2017 – 278/2017/I/eel Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita in Italia, per l’anno 2015

  • Con il presente provvedimento viene approvata la relazione annuale recante i dati relativi alla diffusione della generazione distribuita e della piccola generazione in Italia relativamente all’anno 2015, predisposta sulla base delle informazioni trasmesse da Terna.

Con riferimento alla GD (tabella A) nell’anno 2015, in Italia, la produzione lorda di energia elettrica è stata pari a 62,8 TWh (circa il 22,2% dell’intera produzione nazionale di energia elettrica), con un decremento di circa 1,5 TWh rispetto all’anno 2014. Nell’anno 2015 risultavano installati 698.777 impianti per una potenza efficiente lorda totale pari a circa 30.325 MW (circa il 25,3% della potenza efficiente lorda del parco di generazione nazionale).
La produzione lorda di energia elettrica da impianti di GD-10 MVA (tabella B) è stata pari a 51,3 TWh (circa il 18,1% dell’intera produzione nazionale di energia elettrica), con un modesto decremento di circa 0,7 TWh rispetto all’anno 2014. Nell’anno 2015 risultavano installati 698.750 impianti per una potenza efficiente lorda pari a circa 25.859 MW (circa il 21,5% della potenza efficiente lorda del parco di generazione nazionale).
Appare evidente fin da subito la rilevante differenza tra i dati afferenti alla GD e quelli afferenti alla GD-10 MVA (rispettivamente 62,8 TWh a fronte di 51,3 TWh), attribuibile soprattutto agli impianti termoelettrici (25,6 TWh per la GD a fronte di 18,7 TWh per la GD-10 MVA) e agli impianti eolici. 

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AEEGSI – regolazione in materia di sistemi di distribuzione chiusi e sistemi semplici di produzione e consumo

Delibera 22 dicembre 2016 788/2016/R/eel Completamento della regolazione in materia di sistemi di distribuzione chiusi e sistemi semplici di produzione e consumo. Aggiornamento del registro delle reti interne di utenza e proroga della data di entrata in vigore del testo integrato dei sistemi di distribuzione chiusi.

Il presente provvedimento:

  • completa il quadro definitorio e regolatorio in materia di Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC) e Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC);
  • aggiorna il registro delle reti interne di utenza;
  • proroga la data di decorrenza del Testo Integrato dei Sistemi di Distribuzione Chiusi dall’1 gennaio 2017 all’1 ottobre 2017.
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AEEGSI – Modalità di aggiornamento dei registri dei sistemi di distribuzione chiusi (S.D.C.)

Delibera 28 luglio 2016 442/2016/R/eel

Il presente provvedimento definisce le modalità di aggiornamento dei registri dei sistemi di distribuzione chiusi, precisando quali informazioni devono essere rese disponibili, a quali soggetti e con quali tempistiche.

… OMISSIS …

Delibera

1. di prevedere che i soggetti responsabili della gestione di una RIU procedano, entro il 30 settembre 2016, tramite una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, sottoscritta dal legale rappresentante e contenente tutte le informazioni e i documenti di cui all’Allegato A al presente provvedimento, a integrare la documentazione già inviata all’Autorità all’atto della richiesta di inclusione nell’elenco di cui alla Tabella 1 della deliberazione ARG/elt 52/10 ovvero con successive comunicazioni.

In particolare, le informazioni e i documenti di cui al predetto Allegato A devono essere resi in relazione alla situazione in essere alla data del 15 agosto 2009, nonché alla situazione in essere alla data di invio della dichiarazione aggiornata, descrivendo in una relazione le modifiche e variazioni che si sono susseguite tra il 15 agosto 2009 e la data di invio della dichiarazione aggiornata;

2. di prevedere che i soggetti responsabili della gestione di una RIU comunichino le ulteriori modifiche eventualmente intercorse sulla propria RIU nel periodo tra la data di invio della dichiarazione aggiornata di cui al punto 1 e il 31 dicembre 2016 tramite una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, sottoscritta dal legale rappresentante, contenente tutte le informazioni e i documenti di cui all’Allegato A al presente provvedimento sui quali hanno effetto le modifiche intercorse; …

9.9 Entro il 31 dicembre 2017, i soggetti responsabili della gestione di reti interne d’utenza redigono, per ciascuna RIU di cui sono gestori, una relazione tecnica descrittiva che illustra tutte le caratteristiche della medesima rete.

Tale relazione deve:

a) descrivere il perimetro della RIU e gli elementi caratteristici presi a riferimento per l’individuazione del predetto perimetro (muri di cinta, particelle, ecc.);

b) individuare e numerare le singole unità immobiliari afferenti alle particelle catastali (di cui occorre riportare l’elenco) in cui è suddivisibile la RIU e, per ciascuna unità immobiliare, occorre individuare le/la società che operano/opera e descrivere le attività e/o i processi/servizi svolti da ciascuna società;

c) evidenziare le singole UC presenti nella RIU, indicando, per ciascuna di esse, quali sono le unità immobiliari di cui alla lettera b) da cui è composta, le motivazioni che permettono il loro accorpamento in un’unica UC e il codice POD; occorre altresì evidenziare le eventuali UC (con le rispettive unità immobiliari da cui sono costituite) che, pur presenti nel perimetro della RIU, non risultano connesse a essa ovvero, pur essendo connesse a essa, sono utenze della rete pubblica; …

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AEEGSI – Semplificazione delle procedure delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica

Semplificazione delle procedure delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica. Implementazione di nuovi flussi informativi su Gaudì, in relazione allo stato degli impianti di produzione.

Con il presente provvedimento, dando seguito al documento per la consultazione 234/2016/R/eel, vengono apportate alcune modifiche e innovazioni al TICA, ulteriori rispetto a quelli già definiti con le deliberazioni 400/2015/R/eel e 558/2015/R/eel, sia in termini di semplificazione, sia in termini di implementazione di nuovi flussi informativi su Gaudì in relazione allo stato degli impianti di produzione.

SI E’ RITENUTO OPPORTUNO:

rinviare a un successivo provvedimento le modifiche e integrazioni del Testo Integrato delle Connessioni Attive in merito alla procedura per la connessione e l’esercizio di impianti di produzione di piccola taglia diversi dagli impianti fotovoltaici ex decreto ministeriale 19 maggio 2015 …

non prevedere, accogliendo le osservazioni dei gestori di rete, l’obbligo di classificare tra i lavori semplici limitati all’installazione del gruppo di misura tutte le attività aventi a oggetto richieste di connessione con potenza ai fini della connessione pari a zero e relative a impianti di produzione di potenza nominale o di picco fino a 3 kW ricadenti nelle casistiche di cui al decreto ministeriale 19 maggio 2015;

modificare il Testo Integrato delle Connessioni Attive, per le rimanenti finalità diverse da quelle di cui ai precedenti punti, già evidenziate nel documento per la consultazione 234/2016/R/eel e richiamate nei considerata, tenendo conto delle relative osservazioni pervenute;

confermare i valori del corrispettivo per l’ottenimento del preventivo indicati nel documento per la consultazione 234/2016/R/eel, al fine di evitare che essi incidano in modo significativo sul costo totale dell’impianto di produzione ma evitando, al tempo stesso, che essi siano inferiori al corrispettivo attualmente previsto dal TIC per le volture (circa 27 euro); continuare a prevedere che i corrispettivi per l’ottenimento dei preventivo siano riferiti ai valori delle potenze in immissione richieste, poiché ai fini dell’elaborazione del preventivo rileva la potenza richiesta ai fini delle immissioni nella rete elettrica e non necessariamente la potenza dell’impianto di produzione; …