L’Autorità dà il via libera ai Sistemi Efficienti d’Utenza (SEU)
(Fonte:Il Blog di AssoElettrica)
L’Autorità con una deliberazione pubblicata venerdì scorso (578/2013/R/eel del 12 dicembre 2013) ha disciplinato i servizi di connessione, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita dell’energia elettrica nel caso di Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC), cioè sistemi con determinate caratteristiche connessi alla rete elettrica pubblica ed all’interno dei quali si realizzano sia produzione che consumo di energia elettrica. In particolare il provvedimento riguarda anche un particolare sottoinsieme dei SSPC, i Sistemi efficienti di Utenza (SEU) ovvero quei sistemi in cui impianti alimentati a fonti rinnovabili o di cogenerazione ad alto rendimento con potenza fino a 20 MWe, gestiti da un solo produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi tramite un collegamento privato all’unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica) e sono realizzati all’interno di un’area di proprietà o nella piena disponibilità del cliente stesso.
Un provvedimento che stabilisce come debba avvenire l’auto-approvvigionamento di energia elettrica con impianti di dimensioni maggiori di quelle che permettono di accedere allo Scambio sul posto (quindi oltre i 200 kWe) ma che indica soprattutto le modalità con cui un produttore può installare un impianto alimentato da fonti rinnovabili (o di cogenerazione) sulla proprietà di un certo utente e vendere direttamente a questo l’energia elettrica che l’impianto produce.
Questo sistema di vendita diretta è limitato ad un singolo produttore e un singolo cliente (anche se dotato di più punti di prelievo) imponendo che produzione e consumo debbano avvenire nello stesso sito. Quindi la delibera 578/2013 non apre la strada ad un’ipotetica ‘vendita diretta a distanza’ dell’energia prodotta da FER utilizzando le reti elettriche di distribuzione od alla vendita di energia elettrica a più soggetti (e.g. installando un impianto di cogenerazione ad alto rendimento alimentato a metano in un condominio e vendendo energia elettrica e calore a più condòmini).
La materia è decisamente complessa tanto che oltre ai SEU sono stati definiti i SEESEU ovvero i Sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza che consistono negli impianti di auto-produzione attualmente esistenti, (anche non alimentati esclusivamente a fonti rinnovabili e di potenza anche superiore a 20 MW) dotati di specifiche caratteristiche. I SEESEU sono stati poi divisi in tre tipologie (A-B-C). Ad esempio tutti gli impianti che accedono al servizio dello Scambio Sul Posto ricadono nella tipologia SEESEU-B.
Per quanto riguarda la vendita di energia tra il produttore, titolare degli impianti di generazione, ed il cliente finale l’Autorità non regola alcunché e lascia che tale vendita si regoli con un accordo tra le parti. L’Autorità si preoccupa invece di regolare come questi sistemi di produzione/consumo si debbano interfacciare con la rete pubblica e di come verranno pagati i corrispettivi di trasporto, dispacciamento, distribuzione e misura dell’energia elettrica a seconda delle molteplici configurazioni impiantistiche che si possono presentare. Ad esempio il rapporto con un venditore da cui acquistare l’energia elettrica residua necessaria a coprire i consumi dell’utenza può essere gestito dal cliente finale, dal produttore o da un soggetto terzo. Allo stesso modo può essere gestita in maniera differente la vendita dell’energia eventualmente prodotta in eccesso dagli impianti di generazione ed immessa in rete. L’Autorità ha inoltre previsto cosa debba essere fatto nel caso di morosità di un cliente finale.
La questione forse più importante da regolare con questa deliberazione era quella del pagamento degli oneri di rete e degli oneri generali di sistema. In particolare SEU e SEESEU pagheranno oneri di rete e di sistema solo sull’energia prelevata dalla rete pubblica. I rimanenti SSPC pagheranno anch’essi gli oneri di rete (tariffe di trasmissione e distribuzione) sull’energia prelevata dalla rete (ed in base alle caratteristiche della connessione) ma gli oneri di sistema saranno ricaricati sull’energia elettrica complessivamente consumata all’interno del sistema e quindi non solo su quella prelevata da rete.
Il nodo degli oneri di sistema, che per un’azienda in bassa tensione oggi pesano per quasi 6 centesimi di euro al chilowattora, è però pesante e rimangono alcune criticità che l’Autorità stessa ha evidenziato nel documento pubblicato a maggio (del.Aeeg 209/2013/R/eel) che ha preceduto la deliberazione finale sui SEU:
“[…] le esenzioni e i benefici tariffari (previsti dalla normativa primaria per i SEU e i SESEU) comportano un effetto redistributivo, sempre più rilevante nel tempo, dei costi correlati all’utilizzo delle reti e degli oneri generali di sistema con un conseguente aumento del valore unitario per gli utenti che non beneficiano di tali agevolazioni. Infatti, al crescere dell’energia elettrica esente non corrisponde un’equivalente riduzione dei costi e degli oneri da coprire. A parità di costi da recuperare, la diminuzione della quantità di energia elettrica su cui far gravare detti costi comporta, da un lato, un incremento del corrispettivo unitario variabile e, dall’altro, un sempre minor numero di clienti assoggettati ai corrispettivi. Tale effetto è ancora più evidente se si pensa che alcuni oneri, quali quelli necessari per l’incentivazione delle fonti rinnovabili, sono ancora in aumento. Peraltro, l’esonero dall’applicazione di alcune componenti tariffarie costituisce un vero e proprio incentivo implicito per gli impianti di produzione di energia elettrica (e, come tale, difficilmente monitorabile e adattabile alle reali esigenze). Tale incentivo, se raggiunge valori unitari sufficientemente elevati, può indurre alla realizzazione di nuovi impianti di produzione particolarmente costosi rispetto ad altre soluzioni e scarsamente efficienti, che diversamente non verrebbero realizzati. Questa situazione comporterebbe un beneficio per chi realizza nuovi impianti di produzione (anche se potenzialmente inefficienti) ma il sistema elettrico nel suo complesso finirebbe con l’accollarsi oneri maggiori derivanti dalla promozione (implicita) di soluzioni poco efficienti.
Pertanto, l’Autorità valuterà l’opportunità di segnalare al Governo e al Parlamento la situazione sopra descritta affinché si valuti l’opportunità di introdurre modifiche normative. In particolare, si ritiene più proficuo prevedere che le normative vigenti siano modificate affinché eventuali sgravi tariffari siano selettivi e correlati alla tipologia di attività svolta, implementando quindi il principio già contenuto nel decreto-legge n. 83/12 ed eliminando le distorsioni derivanti dall’esistenza di configurazioni “speciali” quali RIU, SEU e SESEU. Anche se l’obiettivo degli sgravi tariffari fosse quello di promuovere implicitamente nuovi impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento (che consentono la costituzione di nuovi SEU), si ritiene preferibile addivenire a forme esplicite di incentivazione qualora ancora necessarie per la promozione di soluzioni impiantistiche efficienti. Ciò perché un’incentivazione esplicita è sicuramente più selettiva, controllabile ed efficace.”
Un provvedimento che stabilisce come debba avvenire l’auto-approvvigionamento di energia elettrica con impianti di dimensioni maggiori di quelle che permettono di accedere allo Scambio sul posto (quindi oltre i 200 kWe) ma che indica soprattutto le modalità con cui un produttore può installare un impianto alimentato da fonti rinnovabili (o di cogenerazione) sulla proprietà di un certo utente e vendere direttamente a questo l’energia elettrica che l’impianto produce.
Questo sistema di vendita diretta è limitato ad un singolo produttore e un singolo cliente (anche se dotato di più punti di prelievo) imponendo che produzione e consumo debbano avvenire nello stesso sito. Quindi la delibera 578/2013 non apre la strada ad un’ipotetica ‘vendita diretta a distanza’ dell’energia prodotta da FER utilizzando le reti elettriche di distribuzione od alla vendita di energia elettrica a più soggetti (e.g. installando un impianto di cogenerazione ad alto rendimento alimentato a metano in un condominio e vendendo energia elettrica e calore a più condòmini).
La materia è decisamente complessa tanto che oltre ai SEU sono stati definiti i SEESEU ovvero i Sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza che consistono negli impianti di auto-produzione attualmente esistenti, (anche non alimentati esclusivamente a fonti rinnovabili e di potenza anche superiore a 20 MW) dotati di specifiche caratteristiche. I SEESEU sono stati poi divisi in tre tipologie (A-B-C). Ad esempio tutti gli impianti che accedono al servizio dello Scambio Sul Posto ricadono nella tipologia SEESEU-B.
Per quanto riguarda la vendita di energia tra il produttore, titolare degli impianti di generazione, ed il cliente finale l’Autorità non regola alcunché e lascia che tale vendita si regoli con un accordo tra le parti. L’Autorità si preoccupa invece di regolare come questi sistemi di produzione/consumo si debbano interfacciare con la rete pubblica e di come verranno pagati i corrispettivi di trasporto, dispacciamento, distribuzione e misura dell’energia elettrica a seconda delle molteplici configurazioni impiantistiche che si possono presentare. Ad esempio il rapporto con un venditore da cui acquistare l’energia elettrica residua necessaria a coprire i consumi dell’utenza può essere gestito dal cliente finale, dal produttore o da un soggetto terzo. Allo stesso modo può essere gestita in maniera differente la vendita dell’energia eventualmente prodotta in eccesso dagli impianti di generazione ed immessa in rete. L’Autorità ha inoltre previsto cosa debba essere fatto nel caso di morosità di un cliente finale.
La questione forse più importante da regolare con questa deliberazione era quella del pagamento degli oneri di rete e degli oneri generali di sistema. In particolare SEU e SEESEU pagheranno oneri di rete e di sistema solo sull’energia prelevata dalla rete pubblica. I rimanenti SSPC pagheranno anch’essi gli oneri di rete (tariffe di trasmissione e distribuzione) sull’energia prelevata dalla rete (ed in base alle caratteristiche della connessione) ma gli oneri di sistema saranno ricaricati sull’energia elettrica complessivamente consumata all’interno del sistema e quindi non solo su quella prelevata da rete.
Il nodo degli oneri di sistema, che per un’azienda in bassa tensione oggi pesano per quasi 6 centesimi di euro al chilowattora, è però pesante e rimangono alcune criticità che l’Autorità stessa ha evidenziato nel documento pubblicato a maggio (del.Aeeg 209/2013/R/eel) che ha preceduto la deliberazione finale sui SEU:
“[…] le esenzioni e i benefici tariffari (previsti dalla normativa primaria per i SEU e i SESEU) comportano un effetto redistributivo, sempre più rilevante nel tempo, dei costi correlati all’utilizzo delle reti e degli oneri generali di sistema con un conseguente aumento del valore unitario per gli utenti che non beneficiano di tali agevolazioni. Infatti, al crescere dell’energia elettrica esente non corrisponde un’equivalente riduzione dei costi e degli oneri da coprire. A parità di costi da recuperare, la diminuzione della quantità di energia elettrica su cui far gravare detti costi comporta, da un lato, un incremento del corrispettivo unitario variabile e, dall’altro, un sempre minor numero di clienti assoggettati ai corrispettivi. Tale effetto è ancora più evidente se si pensa che alcuni oneri, quali quelli necessari per l’incentivazione delle fonti rinnovabili, sono ancora in aumento. Peraltro, l’esonero dall’applicazione di alcune componenti tariffarie costituisce un vero e proprio incentivo implicito per gli impianti di produzione di energia elettrica (e, come tale, difficilmente monitorabile e adattabile alle reali esigenze). Tale incentivo, se raggiunge valori unitari sufficientemente elevati, può indurre alla realizzazione di nuovi impianti di produzione particolarmente costosi rispetto ad altre soluzioni e scarsamente efficienti, che diversamente non verrebbero realizzati. Questa situazione comporterebbe un beneficio per chi realizza nuovi impianti di produzione (anche se potenzialmente inefficienti) ma il sistema elettrico nel suo complesso finirebbe con l’accollarsi oneri maggiori derivanti dalla promozione (implicita) di soluzioni poco efficienti.
Pertanto, l’Autorità valuterà l’opportunità di segnalare al Governo e al Parlamento la situazione sopra descritta affinché si valuti l’opportunità di introdurre modifiche normative. In particolare, si ritiene più proficuo prevedere che le normative vigenti siano modificate affinché eventuali sgravi tariffari siano selettivi e correlati alla tipologia di attività svolta, implementando quindi il principio già contenuto nel decreto-legge n. 83/12 ed eliminando le distorsioni derivanti dall’esistenza di configurazioni “speciali” quali RIU, SEU e SESEU. Anche se l’obiettivo degli sgravi tariffari fosse quello di promuovere implicitamente nuovi impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili o cogenerativi ad alto rendimento (che consentono la costituzione di nuovi SEU), si ritiene preferibile addivenire a forme esplicite di incentivazione qualora ancora necessarie per la promozione di soluzioni impiantistiche efficienti. Ciò perché un’incentivazione esplicita è sicuramente più selettiva, controllabile ed efficace.”
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