Il Mercato Dell'Energia Elettrica in Italia - Copia

LE FONTI ENERGETICHE RINNOVABILI (FER) NEL MERCATO DELL’ENERGIA ELETTRICA ITALIANO

Remunerazione impianti a FER

• Due possibilità, non mutuamente escludentisi• Accesso a meccanismi di incentivazione specifici• Cessione dell’energia elettrica prodotta

• All’interno di ciascuna sezione, occorre scegliere oculatamente e fare attenzione alle sovrapposizioni

Remunerazione FER cumulabiliTipologia di

impiantoTaglia Incentivo Cessione Altra

renunerazione

<200 kW CV RD/SSP/mercato STOeolico

>200 kW CV RD/mercato

--

<200 kW CV RD/SSP/mercato STO

>200kW<1MW

CV RD/mercato

---

Altre FER non programmabili

>1MW CV RD/mercato

---

<200 kW CV RD/SSP/mercato STO

>200kW<1MW

CV RD/mercato

STO

>1MW<10 MW

CV RD/mercato

---

Altre FER programmabili

>10 MW CV mercato ---

<200 kW CE RD/SSP/mercato ---Fotovoltaico

>200 kW CE RD/mercato ---

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili

• I sistemi di incentivazione adottati in Europa per la diffusione delle fonti rinnovabili sono di diversa natura.

• I sistemi adottati in Italia sono principalmente i seguenti:• Feed-in tariff (tipo conto energia);• Quota system (certificato verde)

• Nel Sistema Feed-in tariff viene incentivata direttamente l’energia prodotta, che viene interamente ritirata ad un valore superiore a quello di mercato, comprensivo, appunto, della quota di incentivo.

• Il sistema quota system prevede la designazione di un soggetto sul quale è posto in capo un obbligo di immissione in rete di un determinato quantitativo di energia rinnovabile.

• L’obbligo può essere ottemperato o attraverso la produzione diretta del quantitativo di energia richiesto, o tramite l’acquisto di crediti corrispondenti alla produzione da parte di soggetti terzi.

• I crediti di produzione hanno un valore indipendente dalla fonte rinnovabile che li emette.


• Varie iniziative legislative• Decreto Legislativo n. 79 del 16 marzo 1999 (Liberalizzazione del

mercato elettrico)• Incentivazione dell'uso delle energie rinnovabili• Obbligo a partire dal 2001 (poi posticipato al 2002) per produttori di

energia elettrica di immettere nel sistema elettrico una quota prodotta da impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio o ripotenziati.

• Quota di rinnovabili, per il primo anno, pari al 2% dell’energia prodotta, al netto degli autoconsumi e delle esportazioni, eccedente i 100 GWh.

• È possibile adempiere all’obbligo anche acquistando quote da altri produttori, o dal gestore della rete


• Decreto Ministeriale 11 novembre 1999 (Attuazione DLgs 79/99)• Impianti installati o ripotenziati dopo il 1 Aprile 1999• La quota di obbligo può essere rispettata anche con impianti posti

all’estero, in Paesi che adottino meccanismi simili• Necessità di qualifica dell’impianto per riconoscere la generazione

da fonti rinnovabili• Istituzione della certificazione di produzione da fonti rinnovabili:

“certificato verde”

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV

• Decreto Ministeriale 11 novembre 1999• Valore minimo del CV pari a 100 MWh• Assegnato al termine dell’anno previa verifica

dell’energia prodotta• Organizzazione di una sede di contrattazione ad opera

del Gestore del Mercato• CV soggetti al libero mercato anche al di fuori della

piattaforma di mercato, il Gestore registra prezzi e quantità


• Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003• La quota del 2% di energia da rinnovabili (Legge 79/99)

è incrementata dello 0,35% annuo per il triennio 2004-2006

• Possibilità di utilizzare i CV in eccedenza per coprire l’obbligo nei due anni successivi all’anno di ottenimento.


• Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• La quota di energia da rinnovabili è incrementata dello 0,75% annuo per il

triennio 2007-2009 e per il triennio 2010-2012.

Anno Quota obbligo Anno Quota obbligo

2003 2% 2008 3,80%

2004 2% 2009 4,55%

2005 2,35% 2010 5,30%

2006 2,70% 2011 6,05%

2007 3,05% 2012 6,80%


• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• La produzione di energia elettrica mediante impianti alimentati da

fonti rinnovabili, con esclusione della fonte solare, è incentivata mediante il rilascio dei certificati verdi […].

• Ai fini dell’accesso ai meccanismi di incentivazione, il GSE provvede a qualificare gli impianti e determinare l’energia elettrica incentivata e il numero dei certificati cui si ha diritto.


• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• I produttori e gli importatori di energia elettrica soggetti all’obbligo

trasmettono al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, l’autocertificazione attestante le proprie importazioni e produzioni di energia da fonti non rinnovabili (in MWh).

• Ai fini del calcolo del numero di certificati verdi corrispondenti alla vigente quota minima, le produzioni e le importazioni sottoposteall’obbligo vengono moltiplicate per il valore della quota minima invigore. Il risultato è arrotondato all’unità di MWh.


• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• Gli impianti muniti della qualifica hanno diritto al rilascio dei

certificati verdi per un numero di anni, a decorrere dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto, pari a:• quindici anni, limitatamente all’energia elettrica incentivata

ascrivibile ad alimentazione da fonti rinnovabili negli impiantientrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007;

• dodici anni limitatamente all’energia elettrica incentivata ascrivibile ad alimentazione da fonti rinnovabili negli impiantientrati in esercizio fino al 31 dicembre 2007.

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008

• Il certificato verde ha valore unitario pari a 1 MWh• I CV sono emessi dal GSE, su richiesta del produttore per gli

impianti dotati di relativa qualifica:• a consuntivo, relativamente all'energia elettrica incentivata

dell'anno precedente;• a preventivo, limitatamente agli impianti a fonte rinnovabile,

relativamente alla energia elettrica incentivata attesa nell'anno in corso o nell'anno successivo.

• I CV a consuntivo sono emessi entro 30 giorni dalla comunicazione della produzione netta da fonte rinnovabile dell’anno precedente (entro 31 Marzo dell’anno successivo)

• L'emissione dei CV a preventivo, riferiti ad impianti non ancora in esercizio, è subordinata alla presentazione di• una domanda del produttore corredata da un coerente piano di

realizzazione, • garanzie a favore del GSE, in termini di energia prodotta da altri

impianti o sotto forma di fideiussione bancaria.


• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• Per le centrali entrate in servizio

fino al 31 dicembre 2007, i CV sono emessi in numero pari all’energia elettrica incentivata

• Per gli impianti entrati inservizio dopo il 31/12/07, (con potenza nominale media annua superiore a 1 MW e a 0,2 MW per gli impianti eolici)i CV sono emessi innumero pari al prodottodell'energia elettricaincentivata, per uncoefficiente, diverso inbase alla tipologia dellafonte, arrotondato a1 MWh.


• Coefficiente moltiplicativo della produzione netta (Legge n.99 del 23/07/2009)


• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• Il GSE emette a proprio favore e colloca sul mercato i certificati

verdi relativi agli impianti CIP6 entrati in esercizio in data successiva al 1 aprile 1999.

• Il GSE emette anche certificati, non riferiti ad alcun impianto, per coprire fluttuazioni di produzione

• Il prezzo di offerta, riferito al MWh elettrico, è stabilito pari alla differenza tra il valore di riferimento (180 €/MWh) e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell’energia (definito dall’AEEG)


• Valore di riferimento dei CV negli anni

Anno Valore CV [€/MWh] Periodo validità

2003 84,18 2003

2004 82,40 2004

2005 97,39 2005-06-07

2006 108,92 2006-07-08

2007 125,28 2007-08-09

2008 125,13 2008-09-10

2009 88,66 2009-10-11

2010 112,82 2010-11-12

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV• Mercato 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 operatoredi mercato.

• Il mercato dei CV organizzato dal GME garantisce: • liquidità: il GSE, ai sensi dell’articolo 9 del D.M. 24 ottobre 2005,

offrirà i certificati verdi emessi a proprio favore sul mercato organizzato dal GME;

• trasparenza: i prezzi che si formeranno sul mercato saranno pubblici e accessibili a tutti;

• sicurezza: il GME opera sul mercato in qualità di CONTROPARTE CENTRALE e garantisce il buon fine delle operazioni


• Mercato CV• Da novembre 2008, successivamente all’approvazione delle modifiche alla

Disciplina del Mercato Elettrico, il GME è divenuto controparte centrale negli scambi sul Mercato dei Certificati Verdi (mercato totalmente anonimo).

• I venditori emettono una sola fattura nei confronti dell’acquirente GME, mentre, dal lato opposto, gli operatori acquirenti effettuano un unico pagamento a favore del GME a titolo di deposito a garanzia totale degli acquisti, prima dell’inizio della sessione.

• Secondo le previsioni della Disciplina del Mercato Elettrico, il GME organizza un book di negoziazione, per ciascun anno di riferimento dei Certificati Verdi ammessi alla contrattazione, il quale presenta le migliori proposte di acquisto e di vendita.

• Le sessioni si svolgono usualmente con cadenza settimanale.

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV• Mercato CV

• Le contrattazioni sul Mercato dei CV avvengono secondo modalità di negoziazione continua; durante le sessioni di contrattazione, gli operatori possono inserire in maniera continua le proprie proposte di acquisto o vendita.

• Al momento dell’inserimento, le proposte di acquisto vengono ordinate secondo un ordine decrescente di prezzo, mentre le offerte di vendita secondo un ordine crescente di prezzo; in caso di prezzo uguale, viene attribuita priorità alla proposta di acquisto/vendita inserita prima.

• L’abbinamento delle proposte di acquisto avviene quando sul book di negoziazione sono presenti proposte di vendita con prezzo inferiore o uguale a quello di acquisto.

• Viceversa, l’abbinamento delle proposte di vendita potrà avvenire solo qualora vi siano sul mercato proposte di acquisto con prezzo superiore o uguale al prezzo di vendita.


• Mercato CV• Il GME, entro le 24 ore successive al termine di ogni sessione, comunica

anche per via telematica, a ciascun operatore la conferma delle transazioni eseguite con i seguenti dati: • quantità; • prezzo; • giorno e ora; • tipologia di certificati verdi acquistati o venduti; • controvalore della transazione.

• La fattura e la comunicazione sono organizzate per campi e gruppi di campi e mostrano il dettaglio di tutte le transazioni effettuate sul Mercato dei Certificati Verdi.

• Lo scambio delle fatture fra il GME e gli operatori avviene attraverso e-mail

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - CV• Mercato CV

• Le compravendite sul mercato dei CV sono qualificate prestazionidi servizio, la cui assoggettabilità IVA dipende dal luogo di residenza dell’operatore acquirente.• Nel caso di vendite effettuate con controparti titolari di partita IVA in

Italia, queste sono assoggettate ad IVA con l’aliquota ordinaria del 20%.• Nel caso di vendite effettuate ad operatori esteri comunitari, queste

verranno effettuate senza applicazione di imposta qualora l’acquirente sia soggetto passivo di imposta nel proprio Paese;

• Nel caso di vendite effettuate ad operatori extracomunitari, queste verranno effettuate sempre senza applicazione di imposta;

• In caso di acquisto da operatori esteri, il GME riceverà una fattura senza IVA e provvederà ad applicare l’IVA ordinaria (20%) tramite il meccanismo del reverse charge


• Mercato CV• Ai fini della regolazione dei pagamenti, il GME determina, per ogni

operatore che sia stato acquirente e venditore, la posizione netta (debitrice o creditrice) nei confronti del GME stesso, sulla base degli importi, comprensivi di IVA, afferenti alle fatture emesse e ricevute dal GME relativamente allo stesso periodo di fatturazione (singola sessione di mercato).

• Il GME entro il terzo giorno successivo alla chiusura della sessione di riferimento provvede:• alla chiusura dei crediti vantati nei confronti degli operatori propri

debitori utilizzando fino a capienza il deposito disponibile dagli stessi versato;

• alla restituzione delle somme versate a garanzia risultate eccedenti rispetto agli acquisti effettuati nella sessione;

• alla liquidazione delle partite debitorie nei confronti degli operatori venditori purché sia stata ricevuta fattura.


• Esiti Mercato CV pre-Finanziaria 2008

anno di riferim.

taglia CV (MWh)

prezzo medio cumulato

(€/MWh) IVA inclusa


(€/MWh) IVA esclusa

totali CV negoziati

2003 100 98,88 82,4 20.775

2004 50 116,84 97,37 22.901

2005 50 130,85 109,04 8.065

2006 50 144,23 120,19 9.813

2007 50 115,78 96,48 1.255


• Esiti Mercato CV post-Finanziaria 2008

anno di riferim.

taglia CV (MWh)


(€/MWh) IVA inclusa


(€/MWh) IVA esclusa

totali CV negoziati

2006 1 98,19 81,82 22.392

2007 1 96,88 80,73 588.011

2008 1 103,61 86,34 702.961

2009 1 104,62 87,18 2.159.468

2010 (20/10)

1 99,84 83,20 797.288


• Il GSE è il soggetto responsabile della gestione del meccanismo dei certificati verdi, in particolare per le seguenti attività:• qualificazione degli impianti a fonti rinnovabili ed attribuzione del codice

IAFR;• attribuzione del conto proprietà dei certificati verdi;• trasferimento dei CV da un conto proprietà all’altro;• annullamento dei CV presentati dai soggetti all’obbligo per il previsto

adempimento;• contabilizzazione generale e rendicontazione annuale dei quantitativi di CV

emessi e scambiati;• emissione di CV a proprio favore relativamente all’energia prodotta dagli

impianti CIP6.• Inoltre il GSE può emettere certificati allo scoperto, nel caso in cui l’offerta

totale non fosse sufficiente a coprire la domanda dei soggetti obbligati, con l’impegno di riacquistarli entro i successivi tre anni.


• Il corrispettivo per i servizi forniti dal GME per la contrattazione dei certificati verdi pre-Finanziaria 2008, per ciascun operatore, è pari a €3,00 per certificato scambiato della taglia di 50 MWh.

• Per l’anno 2009 la struttura e misura del corrispettivo per i servizi forniti dal GME per il mercato dei CV, per ciascun operatore, è applicata come di seguito riportato:• per i primi 2.500 certificati scambiati (della taglia di 1 MWh): € 0,06 per

certificato; • oltre i 2.500 certificati scambiati (della taglia di 1 MWh): € 0,03 per

certificato. • La struttura e misura dei corrispettivi è applicata al totale dei certificati

scambiati sia attraverso le sessioni del mercato organizzato che attraverso contrattazione bilaterale di CV.


• La domanda del produttore volta a ottenere gli incentivi per impianti alimentati da fonti rinnovabili per il primo anno è accompagnata da dichiarazione giurata con cui il produttore attesta di non incorrere nel divieto di cumulo degli incentivi.

• Unico sistema remunerativo cumulabile: cessione dell’energia elettrica in via diretta o indiretta

• A partire dal 2008, entro giugno di ciascun anno, il GSE, su richiesta del produttore, ritira i CV in scadenza nell’anno (i CV hanno una validità triennale) ulteriori rispetto a quelli necessari per assolvere l’obbligo.• Il prezzo medio annuale è quello relativo alle contrattazioni di tutti i

CV indipendentemente dall’anno di riferimento scambiati l’anno precedente (sulla borsa del GME o con contratti bilaterali).

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - IAFR

• La qualificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, riconosciuta dal GSE, è propedeutica al successivo rilascio, a determinate condizioni, dei CV in funzione dell’energia elettrica prodotta, oppure della tariffa incentivante onnicomprensiva in funzione dell’energia elettrica prodotta ed immessa in rete.

• Possono richiedere la qualificazione IAFR gli impianti:• alimentati da fonti rinnovabili, anche ibridi, entrati in esercizio

successivamente al 1°aprile 1999 a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione;

• che operano in co-combustione, entrati in esercizio prima del 1°aprile 1999, che successivamente a tale data operino come centrali ibride;

che rispettino le condizioni specifiche previste nel DM 18/12/2008

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - IAFR

• I lavori per la realizzazione dell’intervento sull’impianto devono iniziare entro 18 mesi dall’ottenimento della qualifica, che, in caso contrario, cessa di validità.

• Contributo per le spese di istruttoria

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili - STO

• Decreto Attuativo 18 dicembre 2008 della Legge n. 244 del 24 dicembre 2007 (Finanziaria 2008)• Su richiesta del produttore, per gli impianti entrati in esercizio in data

successiva al 31 dicembre 2007, di potenza nominale media annua non superiore ad 1 MW e 0,2 MW per gli impianti eolici, la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile immessa nel sistema elettrico può essere incentivata, in alternativa ai certificati verdi, con una tariffa fissa onnicomprensiva (parte incentivante + valore per cessione dell’elettricità) di entità variabile a seconda della fonte, per un periodo di 15 anni. Sistema tariffario onnicomprensivo (STO)

Essendo l’impianto piccolo potrebbe non convenire usare CV per incentivo


• Il valore della tariffa fissa onnicomprensiva viene moltiplicato per l'energia elettrica incentivata determinata dal GSE, in riferimento a misure a consuntivo dell'energia elettrica immessa in rete.

• Tariffa riconosciuta (Legge n.99 del 23/07/2009)


• La tariffa onnicomprensiva può essere variata ogni tre anni, condecreto del Ministro dello sviluppo economico, assicurando la congruità della remunerazione ai fini dell’incentivazione delle fonti energetiche rinnovabili.

• Il diritto di opzione tra i certificati verdi e la tariffa fissa è esercitato all’atto della richiesta di qualifica IAFR presentata al GSE.

• È consentito, prima della fine del periodo d’incentivazione, un solo passaggio da un sistema incentivante all’altro; in tal caso la durata del periodo di diritto al nuovo sistema di incentivante è ridotta del periodo già fruito con il precedente sistema.

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili – CV e STO

• Ai fini operativi e contabili, i CV e la tariffa onnicomprensivavengono valutati come attività d’impresa

• Vengono trattati come componente positivo di reddito oppure come “titoli” facenti parte del capitale circolantenelle voci dell’attivo

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili –Conto Energia (CE)

• Decreto Ministeriale 28 luglio 2005• Criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante

conversione fotovoltaica della fonte solare• Obiettivo nazionale di diffusione di sistemi fotovoltaici: 300 MW entro il

2015• Accessibilità all’incentivo in conto energia negata a impianti che

usufruiscono di incentivi in conto capitale in misura superiore al 20% del costo d’investimento.

• Limite dimensionale del singolo impianto pari a 1000 kW.• Totale incentivi per 100 MW di impianti.

Incentivazioni per impianti a fonti rinnovabili – CE

• Decreto Ministeriale 28 luglio 2005: Caratteristiche tecniche per l’accessibilitàall’incentivo• Pcc > 0,85 * Pnom * I/Istc

• Pcc è la potenza in corrente continua misurata all'uscita del generatore fotovoltaico;

• Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico;• I è l'irraggiamento [W/m2] misurato sul piano dei moduli;• Istc, è l'irraggiamento in condizioni di prova standard (1000 W/m2);• Tale condizione deve essere verificata per I > 600 W/m2.

• Pca > 0,9 * Pcc

• Pca è la potenza attiva in corrente alternata misurata all'uscita del gruppo di conversione cc/ca.

• Tale condizione deve essere verificata per Pca > 90% della potenza di targa del gruppo di conversione della cc/ca.


• Decreto Ministeriale 28 luglio 2005• Valore delle tariffe riconosciute variabile a seconda della modalità di

cessione (vendita diretta o al netto dei consumi – SSP).

Taglia di potenza dell’impianto

Scambio sul posto (€/kWh)

Cessione in rete (€/kWh)

1 kW ≤ P ≤ 20 kW 0,445 0,460

20 kW < P ≤ 50 kW n.a. 0,460

50 kW < P ≤ 1.000 kW n.a. Valore gara aggiornato


• Decreto Ministeriale 28 luglio 2005• Per impianti di potenza superiore a 50 kW, si prevedeva di

indicare, nella richiesta di usufruire del servizio, la tariffa richiesta.• L’incentivo era assegnato a coloro che indicavano il valore minore

di incentivo (procedura di gara), fino ad un massimo di 0,490 €/kWh.

• In caso di integrazione architettonica degli impianti, la tariffa incentivante era aumentata del 10%.


• Decreto Ministeriale 28 luglio 2005• L’incentivo in conto energia è erogato per 20 anni dall’inizio del

funzionamento.• È necessario installare un contatore apposito per la misurazione

dell’energia prodotta dall’impianto• Per le installazioni di impianti fotovoltaici negli anni successivi al

2005, era fissata una riduzione dell’incentivo in misura del 2% annuo

• Pronunciamento del Consiglio di Stato aggiornamento della tariffa secondo il tasso di crescita dei prezzi al consumo, rilevato annualmente (quindi l’incentivo aumenta anziché diminuire del 2%)


• Decreto Ministeriale 6 febbraio 2006• Incremento dell’obiettivo nazionale: 1000 MW di impianti fotovoltaici

entro il 2015, di cui 500 MW hanno diritto agli incentivi.• Introduzione dell’obbligo di prove sui pannelli, in conformità alla

norma ISO/IEC 17025.• Incremento del 10% delle tariffe incentivanti per integrazione in

nuove costruzioni o in edifici ristrutturati.


• Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007• Nuovo Conto Energia

• Aggiornamento obiettivo nazionale: 3000 MW di impianti fotovoltaici entro il 2016, di cui 1200 MW possono accedere agli incentivi

• Aggiornamento delle tariffe• Diversa suddivisione in classi di potenza• Eliminazione della taglia massima di 1 MW per il singolo impianto• Distinzione dei concetti di integrazione architettonica parziale e

totale


• Integrazione architettonica parziale• Installazione su tetti piani e terrazze (se parapetto più alto di 50 cm,

altezza media inferiore dell’altezza minima del parapetto)• Installazione in maniera complanare su tetti, facciate e balaustre• Installazione su elementi di arredo urbano


• Integrazione architettonica totale• Sostituzione di materiali di rivestimento degli edifici o di superfici

trasparenti degli edifici• Integrazione in pensiline, pergole e tettoie• Integrazione in barriere acustiche, frangisole, elementi di

illuminazione e strutture pubblicitarie• Integrazione in balaustre e parapetti, finestre, persiane• Installazione come rivestimento o copertura


• Nuovo Conto Energia• Delibera AEEG 88/07 specifiche per la misura dell’energia

prodotta da impianti fotovoltaici• Per impianti con potenza inferiore a 20 kW, il responsabile del

servizio di misura è il concessionario del servizio di distribuzione o trasmissione della rete cui è connesso l’impianto.

• Misurazione a valle dell’inverter, con cadenza al più oraria.• Acquisizione da remoto (es. da GSE per erogazione tariffe) almeno

mensile.


• Nuovo Conto Energia• Delibera AEEG 90/07• Soggetto attuatore è il GSE (prima anche distributore)• Possono beneficiare delle tariffe, in qualità di soggetto responsabile

dell’impianto fotovoltaico, le persone fisiche, le persone giuridiche, i soggetti pubblici e i condomini di unità abitative e/o di edifici;

• Ai fini dell’ammissibilità alla tariffa incentivante, il soggetto responsabile deve:• essere proprietario dell’immobile ove è installato l’impianto o disporre

dell’autorizzazione sottoscritta dal proprietario, o dai proprietari, di tale immobile;

• aver conseguito tutte le autorizzazioni necessarie alla costruzione e all’esercizio dell’impianto, nel rispetto dei vincoli architettonici e paesaggistici, della normativa esistente in materia di sicurezza durante le attività di costruzione ed esercizio dell’impianto e dei relativi allacciamenti.


• Nuovo Conto Energia• Delibera AEEG 90/07 (mod. ARG/ELT 161/08)• È possibile realizzare un impianto fotovoltaico suddiviso in più sezioni,

ciascuna con la propria tipologia d’integrazione architettonica.• La potenza dell’impianto (e quindi la relativa tariffa) sarà data dalla somma

delle potenze di tutte le sezioni, dichiarare al momento della richiesta dell’incentivo per la prima sezione.

• Il parallelo alla rete di tutte le sezioni dovrà avvenire entro due anni dall’entrata in esercizio della prima sezione.

• Aumenta la flessibilità del meccanismo:• è possibile mettere in esercizio ogni sezione d’impianto come se si

trattasse di un impianto a sé (utile per impianti di grossa taglia);• è possibile collegare più sezioni d’impianto allo stesso punto di

connessione rispettando il vincolo imposto dal DM 19/02/07 secondo cui un impianto fotovoltaico non può condividere il punto di connessione alla rete con altri impianti fotovoltaici.


• Nuovo Conto Energia 2007/2010 - Tariffe riconosciute• Valori decrescenti per impianti più recenti

Taglia di potenza dell’impianto

Anno di entrata in esercizio

Non integrato (€/kWh)

Parz. integrato (€/kWh)

Integrato (€/kWh)

2008 0,400 0,440 0,490

2009 0,392 0,431 0,4801 kW ≤ P ≤ 3 kW

2010 0,384 0,422 0,470

2008 0,380 0,420 0,460

2009 0,372 0,412 0,4513 kW < P ≤ 20 kW

2010 0,365 0,403 0,442

2008 0,360 0,400 0,440

2009 0,353 0,392 0,431P > 20 kW

2010 0,346 0,384 0,422


• Nuovo Conto Energia 2007/2010 – Premi• Incremento del 5% nei seguenti casi, non cumulabili:

• impianti maggiori di 3 kW di potenza non integrati, i cui soggetti responsabili si configurino come autoproduttori (consumano > del 70%);

• impianti i cui soggetti responsabili sono scuole pubbliche o paritarie di qualunque ordine e grado o strutture sanitarie pubbliche;

• impianti totalmente integrati in sostituzione di coperture in eternit o contenenti amianto realizzati in superfici esterne degli involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di destinazione agricola;

• impianti i cui soggetti sono Comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti (incluse Municipalità e Circoscrizioni, sempre che abbiano una loro autonomia).


• Nuovo Conto Energia 2007/2010 – Premi• Per gli impianti fotovoltaici che alimentano, anche parzialmente, utenze

asservite a unità immobiliari, è prevista l’applicazione di un premio aggiuntivo abbinato all’esecuzione di interventi che conseguono una riduzione del fabbisogno energetico degli edifici.

• Il premio consiste in una maggiorazione percentuale della tariffa, pari alla metà della percentuale di riduzione del fabbisogno di energia conseguita e certificata, fino ad un massimo del 30%.

• Il premio del 30% è assegnato anche ad unità immobiliari o edifici completati dopo l’entrata in vigore del Nuovo Conto Energia e che conseguano un valore limite di fabbisogno di energia inferiore di almeno il 50% rispetto ai valori limite (indicati del D.Lgs. 19 agosto 2005, n. 192, e s.m.i.).


• Nuovo Conto Energia 2007/2010 – Erogazione• Potenza < 200 kW con scambio sul posto pagamento bimestrale

(per almeno 250 €), ma invio dei dati ogni mese.• Impianto con cessione energia in rete pagamento mensile (per

almeno 500 €), con invio dei dati ogni mese.• Con potenza > 20 kW, il soggetto responsabile è tenuto a

trasmettere annualmente al GSE una dichiarazione di produzione di energia elettrica dell’anno solare precedente.


• Nuovo Conto Energia 2007/2010 – Tassazione• La tariffa incentivante non è mai soggetta a IVA, in quanto si

configura come un contributo a fondo perduto.• Per la parte corrispondente all'energia ceduta, la tariffa costituisce

componente positivo di reddito di impresa ed è soggetta a IRPEF o IRES/IRAP nonché alla ritenuta d'acconto del 4%.

• Per gli impianti di potenza ≤ 20 kW, destinati a far fronte agli usi domestici dell'abitazione o sede dell'utente, la vendita dell'energia in esubero non realizza attività commerciale e la tariffa corrisposta non assume rilevanza né ai fini delle imposte dirette né ai fini della ritenuta del 4%.


• Conto Energia 2011/2013• DM 06/08/2010 regola le tariffe incentivanti da riconoscere alla

produzione di energia elettrica ottenuta da impianti fotovoltaici che entreranno in servizio nel triennio 2011-2013.

• Il Conto Energia 2007/2010 sarà in vigore fino a fine 2010 e – ai sensi della legge 129/2010 recentemente approvata – si applicheràanche agli impianti realizzati entro la fine dell’anno che entreranno in servizio entro il 30 giugno 2011.

• Obiettivo nazionale: 8000 MW entro il 2020.

Alla luce degli ultimi sviluppi non è ancora chiaro se verrà applicato e come verrà finanziato

Cessione dell’energia per impianti a fonti rinnovabili

• I produttori di energia da fonti rinnovabili possono cedere l’energia secondo diverse modalità:• mediante ritiro dedicato;• nell’ambito del libero mercato.

• In alternativa, o a complemento della vendita, è prevista la possibilità di autoconsumo dell’energia prodotta (presenza di una utenza, nell’ambito dello stesso impianto elettrico, con un determinato consumo da coprire con la produzione interna).

Mercato dell’energia elettrica

• Priorità di dispacciamento, a parità di prezzo offerto, nell’ordine di merito economico, nell’ordine:• offerte riferite ad unità must-run;• offerte riferite ad unità alimentate da fonti rinnovabili non

programmabili;• offerte riferite ad unità alimentate da fonti rinnovabili programmabili;• offerte riferite ad unità di produzione di cogenerazione, CIP6;• offerte relative a contratti bilaterali.

• Priorità di dispacciamento non è sicurezza di dispacciamento.

Cessione dell’energia per impianti a fonti rinnovabili –Ritiro Dedicato (RD)

• Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003• In alternativa alla cessione al mercato l’energia elettrica è ritirata, su

richiesta del produttore, dal gestore di rete alla quale l'impianto ècollegato:• per impianti a fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA (in

pratica le programmabili), • da impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti eolica, solare,

geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica ad acqua fluente, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti (le non programmabili).

• L’AEEG determina le modalità per il ritiro dell'energia elettrica.

Cessione dell’energia per impianti a fonti rinnovabili - RD

• Delibera AEEG n. 34/05• Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica dal

1° luglio 2005• Prima indicazione dei prezzi riconosciuti, indifferenziati per fasce

orarie • Per gli impianti a fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a

1 MW, condizioni agevolate per i primi 2 milioni di kWh annui.• Indicazione di corrispettivi e costi da riconoscere al gestore


• Delibera n. 280/07 AEEG• Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro

dell’energia elettrica Nuovo regime di ritiro dedicato, che si applica a partire dal 1° gennaio 2008, sostituendo il preesistente.


• Delibera n. 280/07 AEEG• Il produttore che intende avvalersi del ritiro dedicato presenta istanza al GSE

unico soggetto intermediario a livello nazionale per la regolazione dell’energia elettrica ammessa al ritiro dedicato.

• I gestori di rete locale si limitano al ritiro “fisico” dell’energia elettrica, restano di pertinenza le funzioni di rilevazione e misura dell’energia prodotta.


• Delibera n. 280/07 AEEG• Il GSE stipula con il produttore la convenzione per la regolazione

economica del ritiro dell’energia elettrica, di durata annuale, che sostituisce ogni altro adempimento relativo alla cessione commerciale dell’energia elettrica.

• Le convenzioni stipulate nel precedente regime cessano di produrre effetti in data 31 dicembre 2007.

• Al fine di evitare comportamenti opportunistici, il produttore è tenuto a richiedere il ritiro dell’intera quantità di energia elettrica prodotta e immessa nella rete, al netto quindi degli autoconsumi in sito.


• Delibera n. 280/07 AEEG• I produttori, per ogni impianto, sono tenuti a:

• fornire al GSE, tramite il portale informatico appositamente predisposto, i dati indicati;

• nel caso di impianti a fonti programmabili con P > 1 MW e per tutti gli impianti con P ≥ 10 MVA, trasmettere al GSE il programma di immissione riferito a ciascuna ora dell’anno (modificabile entro le ore 17 del secondo giorno precedente a quello cui è riferito);

• nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, trasmettere al GSE i dati storici relativi alla disponibilità della fonte ed alle immissioni dell’energia;

• consentire l’accesso all’impianto e alle relative infrastrutture al GSE per l’espletamento delle attività di verifica e controllo.


• Delibera n. 280/07 AEEG• Per l’energia elettrica immessa in rete e oggetto della

convenzione il GSE riconosce al produttore, per ciascuna ora, il prezzo di mercato riferito alla zona in cui è collocato l’impianto.

• È previsto un periodo transitorio per i primi tre mesi del 2008 in cui sarà riconosciuto al produttore il prezzo medio mensile zonale.


• Delibera n. 280/07 AEEG• L’Autorità definisce i prezzi minimi garantiti per il ritiro dell’energia elettrica

immessa annualmente dagli impianti con P < 1 MW.• Definiti per scaglioni progressivi, riferiti all’energia prodotta in ciascun anno

solare, aggiornati secondo indice ISTAT di variazione prezzi al consumo.

2007 2008 2009 2010

E < 500 MWh 96,4 98,0 101,1 101,8

0,5 < E < 1 GWh 81,2 82,6 85,2 85,8

1 < E < 2 GWh 71,0 72,2 74,5 75,0

E > 2 GWh = MP = MP = MP = MP


• Delibera n. 280/07 AEEG• Prezzi minimi non ancora suddivisi per fonte• Se al termine di ciascun anno solare la valorizzazione a prezzi

minimi garantiti risultasse inferiore a quella a prezzi di mercato, il GSE riconosce al produttore il relativo conguaglio.

• In ogni caso, i prezzi sono maggiorati del valore di perdite standard:• 5,1% per connessioni in MT• 10,8% per connessioni in BT


• Delibera n. 280/07 AEEG• Il GSE, in qualità di utente del dispacciamento in

immissione, cede al mercato l’energia elettrica acquisita mediante ritiro dedicato.

• Il GSE regola con Terna i corrispettivi per il servizio di trasporto. • A tal fine e limitatamente all’energia elettrica oggetto

del ritiro dedicato, le imprese distributrici riconoscono il corrispettivo a Terna.


• Delibera n. 280/07 AEEG• I produttori versano al GSE una componente per il servizio di trasmissione

(CTR) (pari nel 2009 a 0,0270 c€/kWh per l’energia elettrica immessa). A sua volta il GSE versa tale componente a Terna.

• Nel caso di impianti connessi in MT o BT, il GSE riconosce ai produttori la componente CTR (pari a 0,344 c€/kWh nel 2009 per l’energia elettrica immessa aumentata del 9,9% in BT e del 4,2% in MT). A sua volta il GSE riceve tale componente dalle imprese distributrici.

• I produttori versano al GSE un corrispettivo pari allo 0,5% del controvalore dell’energia elettrica ritirata a copertura dei costi amministrativi, fino a un massimo di 3.500 € all’anno per impianto.

• Per i soli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 50 kW, il produttore riconosce al GSE i corrispettivi di aggregazione delle misure (11 €/mese). Il GSE riconosce tali corrispettivi a Terna per tutti gli impianti, anche di potenza fino a 50 kW.


• Delibera n. 280/07 AEEG• Tutti produttori di energia con impianti di potenza superiore a 1 MW

alimentati da fonti programmabili o di potenza maggiore o uguale a 10 MVA da fonte qualsiasi, sono tenuti a trasmettere i programmi orari di immissione al GSE.

• L’immissione in rete di un quantitativo di energia differente dal programma trasmesso comporta il pagamento di un onere di sbilanciamento da parte del produttore.

• Poiché tuttavia i programmi relativi ai singoli impianti vengono aggregati dal GSE per zona, ci si attende che, proprio per effetto dell’aggregazione, lo sbilanciamento associato al programma cumulato presentato dal GSE, e quindi anche i costi conseguentemente sostenuti dal medesimo, sia inferiore alla somma degli sbilanciamenti dei singoli impianti.


• Delibera n. 280/07 AEEG• Riepilogo condizioni per il ritiro dedicato

Cessione dell’energia per impianti a fonti rinnovabili - SSP

• Il servizio di scambio sul posto scambio sul posto è stato inizialmente previsto dalla legge n. 133/99, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza elettrica non superiore a 20 kW

• Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 – Art. 6 disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza nominale non superiore a 20 kW, a cura dell’AEEG.

• Nell’ambito della disciplina non è consentita la vendita dell’energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili.


• Il servizio di scambio sul posto (SSP) è una particolare forma di autoconsumo in sito che consente di compensare l’energia elettrica prodotta e immessa in rete in un certo momento con quella prelevata e consumata in un momento differente da quello in cui avviene la produzione.

• Nello scambio sul posto si utilizza il sistema elettrico per l’immagazzinamento virtuale dell'energia elettrica prodotta ma non contestualmente autoconsumata.• Condizione necessaria per l’erogazione del servizio di scambio sul

posto è la presenza di impianti per il consumo e per la produzione di energia elettrica sottesi ad un unico punto di connessione con la rete pubblica.


• Prima regolamentazione dello scambio sul posto: Delibera AEEG 28/06• Possono richiedere di usufruire del servizio i clienti del mercato

vincolato e del mercato libero che hanno la disponibilità di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kW.

• La richiesta deve essere presentata all’impresa distributrice competente territorialmente

• Le apparecchiature di misura devono consentire la misura dell’energia elettrica attiva immessa e prelevata nel punto di connessione


• Prima regolamentazione dello scambio sul posto: Delibera AEEG 28/06• saldo annuo: energia elettrica immessa e prelevata si

compensano tra loro sulla base dell’anno; • saldo annuo per fasce: energia elettrica immessa

prelevata si compensano tra di loro sulla base dell’anno in ciascuna fascia oraria.

• Qualora, in un dato anno, il saldo risulti maggiore di zero, è riportato a credito per un massimo di 3 anni successivi, oltre i quali il credito residuo viene annullato.


• Prima regolamentazione dello scambio sul posto: Delibera AEEG 28/06• Il Gestore contraente calcola, per ogni Anno i:

• Il Saldo annuale (Si), pari alla differenza tra l'energia elettrica immessa e l'energia elettrica prelevata nell'Anno i;

• Il Saldo Positivo Scaduto (SPSi), pari alla quota del Saldo annuale positivo relativo all'Anno i-4 non utilizzata a compensazione di saldi annuali negativi nei precedenti Anni;

• Il Saldo annuale riportabile (SRi), pari a: • zero se (Si + SRi-1 - SPSi) ≤ 0 • (Si + SRi-1 - SPSi) se (Si + SRi-1 - SPSi) > 0

• Il Prelievo (Pi) assegnato al cliente finale che si avvale del servizio di scambio, pari a: • zero se (Si + SRi-1 - SPSi) ≥ 0 • (Si + SRi-1 - SPSi) se (Si + SRi-1 - SPSi) < 0


• Legge n. 244/07 e dd.aa.• Estensione agli impianti a fonti rinnovabili di potenza non

superiore a 200 kW, entrati in servizio dopo il 31/12/2007.

• Anche per impianti di diversa fonte, purché connessi allo stesso punto.

• Inoltre, da un precedente decreto, è stata estesa la possibilità di SSP anche per impianti cogenerativi ad alto rendimento fino a 200 kW


• Delibera AEEG 74/08: Nuova disciplina SSP (Testo integrato Scambio sul Posto – TISP)• In applicazione dal 1° gennaio 2009 • Lo SSP è erogato unicamente dal GSE su base nazionale e non più

dalle imprese distributrici.• Utenti di SSP: clienti finali (libero o in maggior tutela) o soggetti

mandatari se operano sul libero mercato, titolari di impianti idonei. • l’utente dello scambio deve essere controparte del contratto di

acquisto riferito all’energia elettrica prelevata sul punto di scambio.

• il punto di connessione dell’utente dello scambio (attraverso cui l’energia elettrica è immessa e prelevata) alla rete è unico.


• Disciplina SSP non obbligatoria

• Partecipazione onerosa al SSP, contributo costi amministrativi pari a 30 €/anno

Impianto a FER o cogen.


• Differenze con il precedente meccanismo• il nuovo contratto di SSP sottoscritto dall’utente dello scambio e

dal GSE sostituisce gli adempimenti relativi all’immissione in rete dell’energia elettrica, ma non quelli relativi all’acquisto dell’energia prelevata;

• la regolazione del SSP avviene su base economica e non più sul saldo fisico;

• il termine di 3 anni per l’utilizzazione del saldo eccedente il proprio utilizzo viene eliminato.


• Elementi necessari per la determinazione delle relazioni economiche (utente imprese GSE):• le misure dell’energia elettrica immessa e prelevata, raccolte e

validate dalle imprese distributrici; • la tipologia di utenza; • le informazioni necessarie alla regolazione dei servizi di trasporto; • l’onere sostenuto dall’utente dello scambio, espresso in €, per

l’approvvigionamento dell’energia elettrica prelevata, inclusivo degli oneri relativi ai servizi di trasporto e di dispacciamento (OPR).


• L’immissione in rete di energia elettrica nell’ambito del SSP è gestita dal GSE

• Il TISP prevede il riconoscimento di un contributo in conto scambio (CS), a favore dell’utente dello scambio, che si configura come ristoro di una parte degli oneri sostenuti per il prelievo di energia elettrica dalla rete. Ai fini del calcolo del contributo vengono presi in considerazione:• la quantità di energia elettrica scambiata con la rete ES (minimo tra

energia immessa e prelevata dalla rete nel periodo di riferimento);• controvalore dell’energia elettrica immessa in rete;• valore dell’onere di prelievo sostenuto per l’approvvigionamento

dell’energia prelevata dalla rete, suddiviso in “onere energia” e “onere servizi”.


• Determinazione quantità rilevanti:• controvalore dell’energia elettrica immessa (CEi), espresso in €,

pari al prodotto tra la quantità di energia elettrica immessa e il prezzo zonale orario di mercato (o medio o per fasce a seconda delle misure disponibili);

• parte unitaria variabile dell’onere sostenuto dal medesimo utente per il pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento (CUS), in c€/kWh, calcolata (per impianti a FER) sommando le componenti variabili della tariffa di trasmissione, della tariffa di distribuzione, degli oneri di sistema (A e UC) e del dispacciamento;

• parte energia (OE) dell’onere sostenuto dall’utente per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata, espressa in €, calcolata sottraendo all’onere OPR gli oneri associati ai servizi di trasporto e di dispacciamento e gli oneri corrispondenti all’applicazione della componente tariffaria MCT.


• Determinazione contributo in conto scambio CS.

• Il contributo in “quota energia” permette, al più, il ristoro di quanto sostenuto dal cliente finale come onere in prelievo per la sola componente energia

• Il contributo in “quota servizi” permette il ristoro dell’onere sostenuto dal cliente finale per l’utilizzo della rete per l’energia elettrica scambiata con la rete


• Il GSE, erogando il contributo in conto scambio• riconosce il valore economico dell’energia immessa nei limiti del valore

dell'energia elettrica complessivamente prelevata; • restituisce, per la quantità di energia elettrica scambiata, le componenti

variabili, espresse in c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, al dispacciamento e, nel solo caso di fonti rinnovabili, agli oneri generali.

• Per gli impianti a fonti rinnovabili, se la valorizzazione dell’energia immessa è superiore a quella dell'energia prelevata, viene riportata a credito negli anni successivi.

• Non può essere liquidata perché, per le fonti rinnovabili, è vietata la vendita nell’ambito dello scambio sul posto (cfr. D.Lgs. 387/03)

SSP: determinazione del contributo

SSP: determinazione del contributo

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Il Mercato Dell'Energia Elettrica in Italia - Copia