CTS E Dichiarazione di Adeguatezza

Il CTS è un Corrispettivo Tariffario Specifico cioè una voce nella bolletta, per i clienti finali e per le altre utenze (produttori o autoproduttori) connessi in media tensione, che non hanno adeguato il proprio punto di consegna ai requisiti tecnici della delibera 333/07 (allegato A) e ARG/elt 33/08 (allegato C).

Il CTS si paga nel caso in cui:

– Il cliente in media tensione non abbia consegnato la dichiarazione di adeguatezza dell’impianto al proprio distributore di energia elettrica e la richiesta di connessione dell’impianto sia stata fatta in data antecedente il 16 novembre 2006;
– La dichiarazione di adeguatezza del cliente sia stata revocata dal distributore a seguito di controlli che abbiano evidenziato la mancata rispondenza dell’impianto ai requisiti tecnici della delibera 333/07 e della delibera ARG/elt 33/08.

Che cos’è la dichiarazione di adeguatezza?
La dichiarazione di adeguatezza è un documento che certifica la rispondenza dell’impianto del cliente in media tensione ai requisiti tecnici fissati dall’Autorità con:
– il comma 35.1 dell’allegato A alla delibera 333/07 e l’allegato C alla delibera ARG/elt 33/08;
– oppure con il comma 35.2 della delibera 333/07.

Per adeguare il proprio impianto, è possibile rivolgersi ad un soggetto abilitato che può rilasciare la dichiarazione di adeguatezza.

Accatastamento impianti fotovoltaici

L’Agenzia delle Entrate ha diffuso una circolare che chiarisce le modalità di accatastamento degli impianti fotovoltaici e fornisce direttive sulla rideterminazione della rendita catastale. Il documento fa riferimento alle nuove norme per l’accatastamento degli immobili a destinazione speciale e particolare introdotte dalla Legge di Stabilità 2016.
Il decreto esclude gli impianti e i macchinari funzionali a uno specifico processo produttivo dalla stima della rendita catastale degli immobili censibili nelle categorie D ed E. L’interpretazione delle nuove norme prevedeva l’accatastamento autonomo degli impianti fotovoltaici. Restavano invece esclusi dall’accatastamento gli inverter e gli altri elementi strettamente funzionali al processo produttivo.
La circolare n. 2/E del 1° febbraio 2016 dell’Agenzia delle Entrate chiarisce che anche i pannelli fotovoltaici rientrano nelle componenti impiantistiche funzionali al processo produttivo e vanno dunque esclusi dalla stima, fatta eccezione per quelli integrati architettonicamente.
Gli esperti sottolineano la portata enorme del provvedimento: le nuove norme sulla revisione della rendita catastale contenute nella Legge di Stabilità sono valide non soltanto per gli impianti fotovoltaici, ma per tutti gli impianti alimentati da energie rinnovabili. Le misure si applicano a tutti gli immobili accatastati nelle categorie D ed E.

Chiarimenti sull’applicazione della delibera 595/2014/R/eel per la regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta da impianti incentivati in cessione totale

Il GSE informa che dal 1° gennaio 2016 gli incentivi agli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili, inclusi i fotovoltaici, saranno erogati esclusivamente sulla base dei dati di misura trasmessi dal gestore di rete, come previsto dalla delibera 595/2014/R/eel dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico.

Per gli impianti fotovoltaici incentivati dal primo al quarto Conto Energia e per quelli alimentati da fonti rinnovabili incentivati con i decreti 24 ottobre 2005 e 18 dicembre 2008, per i quali si verifichino tutte le seguenti tre condizioni:

1) operino in regime di cessione totale;
2) non presentino un secondo punto di connessione alla rete elettrica per alimentare i servizi ausiliari;
3) non condividano il punto di connessione con altri impianti di produzione;

Si specifica che non è necessaria l’installazione di ulteriori apparecchiature di misura – se non diversamente previsto dalla normativa di riferimento – per rilevare l’energia elettrica prodotta da incentivare, in quanto l’energia elettrica misurata sul punto di connessione alla rete può essere considerata equiparabile a quella prodotta (art. 3, comma 1 dell’Allegato A alla delibera 595 2014/R/eel). In tal caso la produzione netta da incentivare viene calcolata dal GSE a partire dai dati di misura dell’energia elettrica immessa in rete rilevati e trasmessi dal gestore di rete competente.

E’ data comunque al produttore facoltà di installare l’apparecchiatura di misura per rilevare l’energia elettrica prodotta, a condizione che tale misura, comunicata al GSE dal gestore di rete, sia funzionale all’erogazione dell’incentivo.

Nel caso, invece, di impianti alimentati da fonti rinnovabili incentivati con i decreti 24 ottobre 2005 e 18 dicembre 2008, i cui consumi elettrici attribuibili a “servizi ausiliari di centrale” non siano alimentati dall’impianto di produzione, la produzione netta da incentivare viene calcolata a partire dai dati di misura dell’energia elettrica immessa in rete, opportunamente decurtata di un termine rappresentativo di tali consumi.

Per quanto riguarda il posizionamento delle apparecchiature di misura, nel caso di impianti di produzione costituiti da più porzioni incentivate, si specifica che è necessario disporre delle misure dell’energia elettrica prodotta dalla singola porzione incentivata, utilizzando il minor numero di misuratori possibili.

Si ricorda che i produttori sono obbligati a comunicare tempestivamente al GSE eventuali modifiche significative apportate all’impianto qualificato, incluse quelle derivanti dalla necessità di installare nuovi contatori di produzione. Tali modifiche devono essere comunicate al GSE, allegando documentazione adeguata a rappresentare il nuovo assetto impiantistico, come di seguito specificato:

– per impianti a fonti rinnovabili diversi dal fotovoltaico inviando una mail all’indirizzo gestione.esercizioferelettriche@gse.it;
– per impianti fotovoltaici inviando una PEC all’indirizzo info@pec.gse.it o una raccomandata all’indirizzo Gestore dei Servizi Energetici S.p.A., viale Maresciallo Pilsudski, 92 – 00197 Roma.

DELIBERA A.E.E.G 595/2014- Regolazione servizio di misura dell’energia elettrica prodotta

Con la Delibera 595/2014/R/eel, l’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico, ha aggiornato la regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta, modificando la responsabilità del suddetto servizio. In base a quanto previsto dall’art. 14.6 della delibera in oggetto, a far data dal 1° gennaio 2016,il GSE erogherà gli incentivi esclusivamente sulla base dei dati di misura trasmessi dai gestori di rete.

La pena, in caso di mancato adeguamento entro il 31/12/2015, sarà la sospensione degli incentivi erogati da parte del GSE, fino all’avvenuto adeguamento.

Gli impianti interessati sono:
– impianti connessi in bassa tensione con potenza nominale di generazione superiore a 20 kW, attivati prima del 27/08/2012, per i quali il produttore ha installato il misuratore dell’energia elettrica prodotta.

-impianti connessi in MT-AT-AAT, con potenza nominale di generazione superiore a 20 kW, per i quali il produttore ha installato un proprio misuratore (indipendentemente dalla data di attivazione).

Per maggiori informazioni contattateci al numero 0432/765522 o all’indirizzo mail info@hessiana.com

MANUTENZIONE ADEGUAMENTO IMPIANTISTICO, VERIFICHE E DISSERVIZI

Per tutta la durata della connessione alla rete di Enel dell’impianto di produzione il Produttore si impegna ad eseguire, nel rispetto della normativa anche tecnica vigente, i controlli periodici necessari ed una corretta manutenzione del suddetto impianto, ciò al fine di assicurare l’efficiente funzionalità dello stesso e quindi evitare il pericolo che lo stesso crei disturbi alla rete di Enel .
In particolare il Produttore si impegna a mantenere efficiente il Sistema di Protezione d’Interfaccia (SPI) ed a verificarne la funzionalità e la rispondenza anche a quanto richiesto da Enel relativamente alle regolazioni delle soglie d’intervento con una verifica preliminare all’attivazione della connessione e, successivamente, mediante controlli da effettuare con una cadenza periodica non superiore a 3 anni.
Tali verifiche rientrano nella “Prove di verifica in campo”, così come definite dall’Allegato A della norma CEI 0-21 e vanno effettuate, qualora il SPI sia esterno all’inverter, con le cassette di prova relè di cui all’Allegato H della Norma stessa.
Il produttore , prima di effettuare interventi su il SPI o su altre apparecchiature dell’impianto di produzione che possano influire sull’esercizio della rete da parte di Enel, si impegna ad informare Enel ed ad aggiornare gli allegati al presente regolamento.
Il Produttore si impegna inoltre a consentire ad Enel o suoi incaricati l’effettuazione delle opportune verifiche (su SPI in particolare) anche in seguito a:

•modifiche ai valori delle tarature delle protezioni di interfaccia che si rendono necessarie
per esigenze di esercizio e/o sicurezza della rete di distribuzione e/o di trasmissione nazionale o per evoluzione normativa (tali modifiche saranno successivamente ufficializzate con l’aggiornamento della documentazione allegata al presente regolamento);

•modifiche del regolamento di esercizio che si rendano necessarie in conseguenza di nuove normative in materia o di innovazioni tecnologiche.

In caso di eventi straordinari, disservizi, anomalie nella qualità della tensione rilevata sulla rete elettrica di distribuzione e/o presunte anomalie dei gruppi di misura di proprietà del Produttore, Enel ha facoltà di richiedere che alcuni controlli siano ripetuti dal Produttore in presenza del proprio personale, ovvero si riserva di effettuare, in qualsiasi momento, la verifica del funzionamento del SPI.
Qualora da tali controlli dovessero emergere irregolarità, fermo restando la responsabilità del Produttore per i danni cagionati ad impianti Enel e/o di terzi riconducibili, il Produttore corrisponderà tempestivamente ad Enel i costi per l’attività di verifica effettuata e/o per l’assistenza alla verifica richiesta al produttore e provvederà senza indugio ad effettuare tutti gli interventi necessari per la sistemazione del proprio impianto.
Il Produttore si impegna a fornire, su semplice richiesta di Enel, una dichiarazione inerente il controllo delle regolazioni impostate e sullo stato di installazione e manutenzione delle apparecchiature; dichiarazione che potrà essere verificata da Enel mediante verifiche presso l’impianto del Produttore.
Nell’ambito del presente regolamento, l’attestazione della verifica del corretto funzionamento dell’impianto e dei sistemi di protezione, è eseguita mediante l'”Addendum Tecnico al regolamento di Esercizio BT” compilato e firmato da professionista iscritto all’albo o dal
responsabile tecnico di una impresa abilitata ai sensi della legge vigente.

Manutenzione periodica fotovoltaico

La storia del fotovoltaico italiano, ma anche di tutti gli altri impianti di generazione a fonti rinnovabili, è
sempre stata costellata da improvvisati del mestiere, con effetti devastanti.Lo testimonia lo stato degli
impianti nel nostro paese (secondo alcune stime almeno 1/3 degli impianti installati, soprattutto
quelli del periodo salva Alcoa nel 2010 hanno grossi problemi).
Ma anche in questo periodo in cui vi è un calo notevole di installazioni, c’è un’altra risorsa che attira le
attenzioni dei addetti ai lavori e non, la manutenzione periodica degli impianti. In questo periodo di
adeguamenti (Delibera 243 per i piccoli impianti da 6 a 20kW e allegato A72 per i grossi impianti di
generazione) arrivano decine di mail dove si offrono servizi chiavi in mano, tra i quali l’assistenza alle
verifiche periodiche. Tra le molte ricevute ve ne sono alcune che indicano scadenze non veritiere e
periodicità più brevi di quelle prescritte dalle norme e dai regolamenti di esercizio Enel, offerte poco
professionali e che implicano maggiori spese per i produttori. Cerchiamo quindi di fare un po di chiarezza.
IMPIANTI IN BASSA TENSIONE
Sino all’entrata in vigore della Norma CEI 0-21, era il regolamento di esercizio Enel ad indicare la periodicità
delle verifiche sulla protezione di interfaccia. Le indicazioni dei regolamenti di esercizio erano dei
verificare la protezione di interfaccia ogni 3 anni. Periodicità confermata dalla norma CEI 0-21 (allegato
G – fac simile del regolamento di esercizio).
IMPIANTI IN MEDIA TENSIONE
Per gli impianti in MT la questione è più complessa ma abbastanza chiara. In regime di CEI 0-16 seconda
edizione, non si parlava di verifiche in campo per le protezioni di interfaccia, la periodicità era però indicata
nel regolamento di esercizio Enel. Nel periodo antecedente all’entrata in vigore della CEI 0-16 terza edizione
(dicembre 2012), quando ancora non vi era il portale produttori attivo, circolavano decine di versioni dei
regolamenti di esercizio, con indicazioni diverse o assenti.
Nelle versioni più vecchie (2009/2010) Enel indicava l’obbligo di verificare periodicamente la protezione di
interfaccia, e si riservava di poter verificare gli impianti ogni 3 anni. E’ quindi ipotizzabile considerare il
periodo di 3 anni come corretto per la verifica della protezione di interfaccia.
Nei regolamenti più recenti (2010/fine 2011) la periodicità era indicata in 3 anni, sia per la verifica della
protezione generale che della protezione di interfaccia. Come detto circolavano decine di versioni dei
regolamenti, e ognuno diceva la sua, non si esclude quindi che in qualcuno di essi ci fosse scritto 2 anni, ma
è l’eccezione e non la regola.
Dall’entrata in vigore della CEI 0-16 terza edizione, la cosa si è fatta un po’ più chiara, con l’obbligo del
gestore di rete di indicare la periodicità delle verifiche in campo di SPI e SPG nel regolamento di
esercizio. L’indicazione è contenuta nell’Allegato E (normativo) del quale trascriviamo uno stralcio.
“Prove di verifica in campo: sono da ricomprendersi in tale categoria sia le prove di prima installazione che
quelle di verifiche successive, tali prove (con relativa periodicità) devono essere espressamente richieste
nell’eventuale Regolamento di Esercizio del Distributore”
Da quel momento Enel ha indicato in due anni la periodicità delle verifiche su SPG e SPI per gli impianti
allacciati alla rete MT.
Molti addetti del settore, stanno inviando comunicazioni ai produttori (MT) che si sono adeguati all’allegato
A70 entro marzo 2013 specificando che è in scadenza la verifica periodica “biennale” della protezione
generale e di interfaccia, anche se in realtà nella grande maggioranza dei regolamenti di esercizio, la
periodicità non era indicata o era di 3 anni. Alleghiamo stralcio di un regolamento MT di esercizio della
seconda metà del 2011.
Aggiungiamo anche una considerazione sull’imminente adeguamento all’Allegato A72, relativamente al
quale nessuno ha chiesto (per ora) la verifica del telescatto o del tempo del comando di telescatto,
spesso le offerte sono condite con prestazioni che nessuna norma o delibera chiede, tanto per aggiungere
un po di carne al fuoco.
Ricapitolando le verifiche sono richieste secondo la seguente periodicità:
Verifiche di SPI in BT allacciate secondo CEI 0-21 – OGNI 3 ANNI
Verifiche di SPI in BT allacciate in regime di DK5940 o guida per le connessioni – OGNI 3 ANNI
Verifiche di SPI e SPG in media tensione per impianti connessi prima del 2012 – OGNI 3 ANNI
Verifiche di SPI e SPG in media tensione per impianti connessi da inizio 2012 in poi – OGNI 2 ANNI
Come detto verificate comunque il regolamento di esercizio Enel, anche se gli impianti allacciati prima di
marzo 2012, ovvero quelli adeguati all’allegato A70 entro marzo 2013, hanno quasi tutti indicazione nel
regolamento di esercizio di periodicità TRIENNALE delle verifiche. Quindi diffidate di chi vi propone
adeguamenti biennali, o almeno verificate le indicazioni del regolamento di esercizio. Consultate sempre più
fonti in modo da rimanere informati.

REGOLAZIONE DEL SERVIZIO DI MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA

REGOLAZIONE DEL SERVIZIO DI MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA

L’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA IL GAS E IL SISTEMA IDRICO

Nella riunione del 4 dicembre 2014

VISTI:
• la legge 14 novembre 1995, n. 481, come successivamente modificata e integrata;
• il decreto legislativo 9 aprile 2008, n. 81, come successivamente modificato (di seguito: decreto legislativo 81/08);
• il decreto del Ministro delle Attività Produttive, di concerto col Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio, 28 luglio 2005;
• il decreto del Ministro delle Attività produttive, di concerto col Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio, 6 febbraio 2006;
• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 19 febbraio 2007;
• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 6 agosto 2010;
• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 5 maggio 2011;
• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 5 luglio 2012 (di seguito: decreto 5 luglio 2012);
• il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e con il Ministro delle Politiche Agricole, Alimentari e Forestali, 6 luglio 2012;
• le disposizioni concernenti le condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio nazionale, in ultimo modificate dalla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità) 23 ottobre 2014, 522/2014/R/eel;
• le disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodotta da impianti di generazione, in ultimo modificate dalla deliberazione dell’Autorità 2 agosto 2012, 339/2012/R/eel;
2
• il Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione, in ultimo modificato dalla deliberazione dell’Autorità 26 luglio 2012, 328/2012/R/eel;
• il Testo integrato del settlement, in ultimo modificato dalla deliberazione dell’Autorità 19 dicembre 2013, 611/2013/R/eel (di seguito: TIS);
• la deliberazione dell’Autorità 31 gennaio 2011, ARG/elt 6/11;
• la deliberazione dell’Autorità 12 luglio 2012, 292/2012/R/efr;
• il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015, in ultimo modificato dalla deliberazione dell’Autorità 19 dicembre 2013, 607/2013/R/eel (di seguito: TIME);
• la deliberazione dell’Autorità 9 ottobre 2014, 483/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 483/2014/R/eel);
• il documento per la consultazione del 6 giugno 2014, 262/2014/R/eel (di seguito: documento 262/2014/R/eel).
CONSIDERATO CHE:
• le responsabilità inerenti alle singole attività che afferiscono al servizio di misura dell’energia elettrica prodotta oggetto di incentivazione, sono state definite in più provvedimenti dell’Autorità, anche in relazione a disposizioni contenute nei decreti ministeriali atti a incentivare, a qualsiasi titolo, la produzione di energia elettrica;
• tra i citati provvedimenti, attualmente sono in vigore i seguenti:
a) le disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodotta da impianti di generazione per gli impianti di produzione entrati in esercizio in data antecedente al 27 agosto 2012 (allegato A alla deliberazione 88/07);
b) le disposizioni in materia di misura dell’energia elettrica prodotta da impianti di generazione, approvate con la deliberazione 339/2012/R/eel, per gli impianti di produzione entrati in esercizio a partire dal 27 agosto 2012 (allegato Abis alla deliberazione 88/07);
• con la deliberazione 339/2012/R/eel, l’Autorità ha posto in capo al gestore di rete la responsabilità della raccolta, validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica prodotta (di seguito: telelettura) per gli impianti di qualsiasi potenza entrati in esercizio a partire dal 27 agosto 2012;
• gli Allegati A e Abis alla deliberazione 88/07 disciplinano la remunerazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta in coerenza con il TIME;
• per gli impianti entrati in esercizio antecedentemente alla data del 27 agosto 2012, la responsabilità della telelettura dell’energia elettrica prodotta è stata assegnata, in funzione della taglia dell’impianto, al gestore di rete o al produttore, prevedendo che quest’ultimo possa avvalersi del gestore di rete per l’espletamento di tale attività;
• con la deliberazione 339/2012/R/eel l’Autorità ha inoltre previsto l’eventualità di procedere ad una modifica di tale disciplina, con la possibile estensione delle
3
disposizioni ivi contenute agli impianti di produzione già in esercizio alla data del 27 agosto 2012; a tal fine, la citata deliberazione evidenzia che la completa razionalizzazione della responsabilità per tutte le attività di misura della produzione dell’energia elettrica, anche con riferimento a impianti già in esercizio alla data della stessa deliberazione, necessita di tempi congrui, anche per consentire ai soggetti interessati di adeguare con gradualità le proprie dotazioni al nuovo assetto di erogazione del servizio;
• con il decreto 5 luglio 2012, il Ministro dello Sviluppo Economico ha disciplinato le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica. Tale decreto prevede che l’Autorità aggiorni i propri provvedimenti relativi all’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta e in particolare:
a) definisca le caratteristiche dei misuratori dell’energia prodotta lorda, prevedendo comunque:
(i) che i medesimi misuratori siano teleleggibili da parte dei gestori di rete o comunque dotati di dispositivi che consentano l’acquisizione per via telematica delle misure da parte dei medesimi gestori di rete con cadenza almeno mensile e, almeno nel caso di impianti di potenza superiore a 1 MW, con un dettaglio orario;
(ii) i requisiti necessari per la manutenzione e la sicurezza dei misuratori, anche in termini di dotazione di specifici dispositivi antifrode;
b) preveda che la responsabilità del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta, eventualmente comprensivo dell’attività di installazione e manutenzione dei misuratori, sia posta, anche ai fini del successivo riconoscimento degli incentivi e delle tariffe incentivanti, in capo ai gestori di rete e che i medesimi, con cadenza mensile, siano tenuti a trasmettere al GSE le misure di cui alla lettera a), sub (i), nonché quelle relative all’energia elettrica immessa in rete;
• con la deliberazione 483/2014/R/eel, l’Autorità ha avviato il procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe, qualità del servizio e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione con decorrenza dall’1 gennaio 2016 (di seguito: quinto periodo di regolazione);
• in tale deliberazione l’Autorità ha evidenziato che, nel corso del quinto periodo di regolazione, intende garantire coerenza tra la regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica e la regolazione della misura dell’energia elettrica prodotta.
4
CONSIDERATO CHE:
• con il documento 262/2014/R/eel, l’Autorità ha illustrato i propri orientamenti per l’aggiornamento della regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta, prospettando, in particolare, l’intenzione di:
a) attribuire la responsabilità delle attività di telelettura dell’energia elettrica prodotta da impianti di produzione da fonti rinnovabili al gestore di rete a cui gli impianti sono connessi, estendendo pertanto l’ambito applicativo delle disposizioni della deliberazione 339/2012/R/eel anche agli impianti di produzione già in esercizio alla data del 27 agosto 2012;
b) confermare l’attuale quadro regolatorio in materia di responsabilità per le attività di installazione e manutenzione dei misuratori destinati alla misura dell’energia prodotta, con l’unica eccezione dei misuratori relativi a impianti connessi in bassa tensione che necessitano di una sostituzione in quanto non interoperabili con il sistema di telelettura del gestore di rete; per tali ipotesi l’Autorità è orientata a porre la responsabilità dell’installazione e manutenzione in capo al gestore di rete;
c) prevedere un periodo di tempo pari a circa sei-nove mesi per consentire la verifica dell’interoperabilità dei misuratori in bassa tensione di cui alla precedente lettera b) con i sistemi di telelettura dei gestori di rete e l’eventuale successivo adeguamento dei sistemi di misura dei produttori e dei sistemi di telelettura dei gestori di rete;
d) prevedere, analogamente a quanto disposto dalla deliberazione 339/2012/R/eel, che al gestore di rete sia garantita la remunerazione delle attività di misura sia nei casi in cui ne sia direttamente responsabile, sia nei casi in cui la responsabilità dell’attività di misura è attribuita al produttore, che però decide di avvalersi del gestore della rete;
e) prevedere che i costi generati da eventuali attività di adeguamento o sostituzione delle apparecchiature di misura dei produttori, ad eccezione dei misuratori in bassa tensione di cui alla precedente lettera b), siano sostenuti dai produttori; tale scelta è motivata dalla circostanza per cui i produttori sono i soggetti beneficiari degli incentivi e le attività di misura dell’energia prodotta sono volte a consentirne la corretta erogazione;
f) garantire che la misura dell’energia prodotta e di quella immessa in rete sia effettuata in modo analogo in termini di rilevazione oraria o per fasce, prevedendo l’applicazione di quanto attualmente vigente in materia di misura dell’energia elettrica immessa;
g) confermare l’eventuale correzione della misura dell’energia prodotta tramite l’applicazione di opportuni algoritmi, limitandola ai soli casi previsti dall’articolo 5 dell’Allegato Abis alla deliberazione 339/2012/R/eel;
h) chiarire le modalità di trattamento dell’energia elettrica prodotta da sezioni non incentivate presso impianti parzialmente ammessi a beneficiare di incentivazioni;
5
• in esito alla consultazione, avviata con il documento 262/2014/R/eel, i soggetti intervenuti hanno per lo più condiviso gli orientamenti dell’Autorità,
a) in particolare, i maggiori gestori di rete hanno rappresentato quanto segue:
i. il periodo di tempo previsto dall’Autorità ai fini dell’attivazione della telelettura dei misuratori non interoperabili con i sistemi dei gestori di rete dovrebbe essere definito al netto delle attività non strettamente dipendenti dai gestori di rete, e dovrebbe comunque essere superiore ai nove mesi ipotizzati nel documento per la consultazione (di seguito: rilievo R1);
ii. la responsabilità delle attività di telelettura dell’energia elettrica prodotta dovrebbe essere posta in capo ai gestori di rete a partire da una data precisa, escludendo esplicitamente ogni responsabilità dei medesimi gestori in relazione a periodi antecedenti a tale data (di seguito: rilievo R2);
iii. da un lato, sarebbe necessario che il GSE fornisca al gestore di rete l’anagrafica degli impianti incentivati, dall’altro che il gestore di rete acquisisca dai produttori le necessarie informazioni relative ai misuratori installati, al fine di verificare la possibilità di effettuarne la telelettura; inoltre, è stato precisato che il gestore di rete sarà in grado di assumersi le sue responsabilità delle attività di misurazione solamente a seguito dell’acquisizione delle predette informazioni sui misuratori e dell’avvenuta esecuzione, da parte del produttore, delle attività a suo carico (di seguito: rilievo R3);
b) un gestore di rete ha altresì osservato che, in caso di indisponibilità della telelettura, per il periodo di tempo necessario alla risoluzione del problema, dovrebbero essere adottati opportuni criteri per la ricostruzione delle misure, in analogia a quanto previsto dal TIS nei casi di indisponibilità dei dati relativi all’energia immessa in rete (di seguito: rilievo R4);
c) una associazione di produttori di energia elettrica ritiene che non sia efficiente trasferire in capo ai gestori di rete la responsabilità della telelettura dell’energia elettrica prodotta da impianti per i quali il periodo di incentivazione è quasi esaurito; sarebbe, invece, più opportuno estendere tale responsabilità solo in relazione a un numero di impianti ritenuto significativo, per esempio a quelli di maggiore dimensione (di seguito: rilievo R5);
• un soggetto operante nell’ambito della produzione e vendita di energia elettrica ha sottolineato che la responsabilità delle attività di installazione e manutenzione dei misuratori dovrebbe restare comunque in capo ai produttori (di seguito: rilievo R6);
• sul medesimo argomento, diversi gestori di rete ritengono che, qualora si intenda garantire la possibilità di effettuare la telelettura, la responsabilità delle attività di installazione e manutenzione dei misuratori in bassa tensione di potenza superiore a 20 kW, dovrebbe rimanere in capo ai produttori (di seguito: rilievo R7);
• un gestore di rete ritiene opportuno che siano poste in capo ai gestori di rete le responsabilità di installazione e manutenzione nei casi di sostituzione del misuratore
6
a seguito di malfunzionamento o al termine della sua vita utile (di seguito: rilievo R8);
• il GSE ha infine segnalato (di seguito: rilievo R9):
a) in merito alla misura dell’energia elettrica prodotta da sezioni non incentivate di impianti che accedono ad incentivazione e nel caso in cui più impianti condividano un unico punto di connessione con la rete, la necessità di trasmettere al GSE le misure dell’energia elettrica prodotta e immessa per ciascuna sezione dell’impianto di produzione, oltre alla misura dell’energia elettrica complessivamente immessa in rete tramite il punto di connessione;
b) nel caso di impianti multi-sezione incentivati ai sensi del decreto 5 luglio 2012, la necessità che ciascuna sezione dell’impianto sia dotata di autonoma apparecchiatura di misura dell’energia prodotta e che i dati relativi all’energia prodotta siano trasmessi al GSE unitamente ai dati di quella immessa in rete.
RITENUTO DI:
• tenere conto delle osservazioni pervenute in esito alla pubblicazione del documento 262/2014/R/eel, come di seguito illustrato;
• accogliere, in quanto condivisibili, le osservazioni di cui al rilievo R1, e quindi tenere conto dei tempi congrui per l’esecuzione delle attività non strettamente dipendenti dai gestori di rete;
• condividere le osservazioni di cui al rilievo R2 secondo cui il gestore di rete dovrebbe essere responsabile per l’attività di telelettura a partire dalla data di assunzione di tale responsabilità e non anche per i periodi pregressi;
• accogliere, in quanto ragionevoli, le osservazioni di cui al rilievo R3, prevedendo che il gestore di rete sia responsabile dell’attività di telelettura solamente dopo aver acquisito le necessarie informazioni sui misuratori e in esito all’espletamento delle necessarie attività da parte dei soggetti coinvolti, ovvero il GSE e i produttori;
• accogliere le osservazioni di cui al rilievo R4, prevedendo, in analogia a quanto disposto dal TIS che nei casi di indisponibilità dei dati relativi all’energia immessa in rete siano adottati opportuni criteri per la ricostruzione delle misure;
• non condividere le osservazioni di cui al rilievo R5, in quanto l’ottimizzazione dell’efficacia dell’attività di telelettura dell’energia elettrica prodotta può essere meglio garantita affidando a un unico soggetto la telelettura di tutti gli impianti connessi a una stessa rete; ciò comporta anche un oggettivo efficientamento del servizio di telelettura, evitando in radice la possibilità di disservizi derivanti dall’interazione di soggetti diversi;
• non accogliere le osservazioni di cui ai rilievi R6 ed R7 in quanto:
i. nel caso di impianti connessi in bassa tensione, per i quali l’accesso al misuratore generalmente non comporta particolari difficoltà, l’accorpamento di tutte le attività costituenti il servizio di misura in capo a un unico soggetto risulta vantaggioso sotto il profilo dell’efficienza ed efficacia del servizio, anche nelle
7
ipotesi in cui sia necessario sostituire il misuratore o eseguire interventi diretti sul medesimo;
ii. nel caso di impianti connessi in media ed alta tensione di potenza inferiore o uguale a 20 kW, valgono le stesse considerazioni di cui al precedente punto sub i in merito all’opportunità di mantenere la vigente regolazione, che attribuisce al gestore di rete la responsabilità delle attività di installazione e manutenzione;
iii. al contrario, nel caso di impianti connessi in media e alta tensione oltre una certa taglia (20 kW), tipicamente di complessità maggiore rispetto agli impianti di taglia inferiore, si ritiene preferibile mantenere la responsabilità per le attività di installazione e manutenzione in capo al produttore, proprio al fine di tenere conto delle possibili difficoltà operative legate all’accessibilità al misuratore (es.: autorizzazioni, complessità degli impianti, etc.);
• non accogliere le osservazioni di cui al rilievo R8 in quanto, in presenza di telelettura correttamente effettuata, non rileva la titolarità del soggetto responsabile della attività di installazione e manutenzione, dunque della sostituzione del misuratore a seguito di malfunzionamento o per termine della vita utile;
• accogliere il rilievo R9, prevedendo che, nel caso di un unico punto di connessione alla rete, il gestore di rete trasmetta al GSE la misura dell’energia prodotta o prodotta e immessa da ciascun impianto di produzione, da ciascuna unità di produzione o da ciascuna sezione se disposto dalla normativa vigente, nonché la misura dell’energia elettrica complessivamente immessa in rete tramite il punto di connessione;
• confermare la vigente remunerazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta sino al 31 dicembre 2015;
• prevedere che la remunerazione del servizio di misura dell’energia elettrica prodotta applicabile dal 1°gennaio 2016 sia coerente con la regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica nel quinto periodo di regolazione.
RITENUTO OPPORTUNO:
• dare seguito agli orientamenti espressi dall’Autorità nel documento 262/2014/R/eel, come rivisti in esito alle valutazioni sopra compiute alla luce delle osservazioni formulate nell’ambito della consultazione;
• prevedere che la disciplina di cui agli allegati A e Abis alla deliberazione n. 88/07 sia transitoriamente applicabile all’attività di misura dell’energia elettrica prodotta dai singoli impianti che risultano incisi dalle disposizioni della presente deliberazione sino alla data in cui i nuovi soggetti individuati dall’Allegato A al presente provvedimento assumeranno le loro responsabilità in materia, e comunque non oltre il 31 dicembre 2015
8
DELIBERA
1. di approvare l’Allegato A al presente provvedimento, di cui costituisce parte integrante e sostanziale;
2. di prevedere che la disciplina, di cui agli allegati A e Abis alla deliberazione 88/07, rimangano in vigore, per i singoli impianti interessati da una variazione di responsabilità relativa al servizio di misura per effetto del presente provvedimento, sino alla data di assunzione delle nuove responsabilità, di cui all’Allegato A al presente provvedimento e, comunque non oltre il 31 dicembre 2015;
3. prevedere che, fatto salvo quanto disposto dal precedente punto 2, la deliberazione 88/07, comprensiva degli allegati A e Abis e la deliberazione 339/2012/R/eel, si intendano abrogate;
4. di pubblicare il presente provvedimento sul sito internet dell’Autorità www.autorita.energie.it

Eliminazione trasformatore isolamento

In seguito a recenti chiarimenti con i gestori di rete (ENEL,HERA, ecc.) è ora possibile un Aumento produttività dell’impianto Fotovoltaico grazie all’Eliminazione del Trasformatore di Isolamento negli impianti allacciati in Bassa Tensione, se gli inverter presenti nell’ impianto soddisfano alcuni requisiti indicati nella norma CEI 0-21. Questa nuova soluzione, ove applicabile porterà una maggiore produzione di energia elettrica derivata dalla eliminazione delle perdite al trasformatore quantificabile in media nella migliore delle ipotesi nel 3% della produzione annua.

Approfondimento tecnico:
La connessione di impianti di produzione prima dell’entrata in vigore della norma CEI 0-21, cioè il 1° luglio 2012, collegati alla rete mediante convertitori statici c.c./c.a., doveva essere realizzata garantendo la separazione metallica fra la rete pubblica in c.a. e la parte in c.c. dei convertitori mediante trasformatore di isolamento a frequenza industriale (obbligatoriamente per gli impianti > 20kW). Tale componente poteva essere interno o esterno agli apparati di conversione.
Non era necessaria l’installazione di un trasformatore di isolamento esterno solo in uno dei casi sotto indicati:

• qualora l’impianto avesse potenza complessiva ? 20 kW ed esso sia realizzato mediante convertitori connessi alla rete pubblica BT che implementano (tutti) una protezione sensibile alla componente continua della corrente erogata.

• qualora l’impianto avesse potenza complessiva superiore a 20 kW ed esso sia realizzato mediante convertitori connessi alla rete pubblica BT che implementano (tutti) al loro interno un trasformatore di isolamento a frequenza industriale.

• qualora l’impianto di produzione fosse realizzato mediante convertitori connessi lato BT di un impianto di utenza allacciato alla rete MT di Enel e dotato di propria trasformazione MT/BT.
Attualmente con la CEI 0-21 gli impianti di produzione indirettamente connessi devono prevedere un sistema per limitare, a regime, l’immissione in rete di correnti con componenti continue superiori allo 0,5 % della corrente nominale. Il rispetto questo requisito può essere realizzato con:

• un trasformatore operante alla frequenza di rete (trasformatore di isolamento)

• una funzione di protezione sensibile alla componente continua della corrente immessa in rete. La funzione di protezione deve intervenire sul DDG separando l’inverter dalla rete: in 200 ms se la componente continua supera 1 A oppure in 1 s se la componente continua supera lo 0,5 % della corrente nominale dell’inverter.
Non è detto che gli inverter utilizzati nell’impianto in cui desiderate effettuare questo tipo di intervento implementino questo tipo di controllo automaticamente, in definitiva quindi se l’inverter rispetta determinati requisiti e il costruttore dell’inverter fornisce all’utente una autodichiarazione attestante che la protezione interna dell’inverter contro la componente continua immessa in rete ha superato positivamente le prove di cui alla norma CEI 0-21, art. B.1.4, non è più necessario inserire il trasformatore di isolamento a valle degli inverter, e questo è molto importante in quanto, come da indicazioni del GSE, il misuratore di energia prodotta incentivata doveva essere inserito a valle dell’eventuale trasformatore stesso, introducendo minimo un 2-3% di perdite prima della misura, nella migliore delle ipotesi, ovvero utilizzando un trasformatore ad altissimo rendimento.