Embedded Files
Delibera ARERA 27 dicembre 2022 - 727/2022/R/eel
DEFINIZIONE, AI SENSI DEL DECRETO LEGISLATIVO 199/21 E DEL DECRETO LEGISLATIVO 210/21, DELLA REGOLAZIONE DELL’AUTOCONSUMO DIFFUSO.
APPROVAZIONE DEL TESTO INTEGRATO AUTOCONSUMO DIFFUSO
727/2022/R/eel (*)
L’AUTORITÀ DI REGOLAZIONE PER ENERGIA RETI E AMBIENTE
Nella 1233 a riunione del 27 dicembre 2022
(I) VISTI:
(I.1) la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio del 11 dicembre 2018 (di seguito: direttiva 2018/2001);
(I.2) la direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019 (di seguito: direttiva 2019/944);
(I.3) il regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019; • il Codice Civile; • la legge 6 dicembre 1962, n. 1643;
(I.4) la legge 28 gennaio 1994, n. 84 (di seguito: legge 84/94);
(I.5) la legge 14 novembre 1995, n. 481;
(I.6) la legge 23 agosto 2004, n. 239;
(I.7) la legge 24 dicembre 2007, n. 244;
(I.8) la legge 23 luglio 2009, n. 99;
(I.9) la legge 31 dicembre 2009, n. 196 (di seguito: legge 196/09);
(I.10) il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, come convertito dalla legge 11 agosto 2014, n. 116;
(I.11) il decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, coordinato con la legge di conversione 28 febbraio 2020, n. 8 (di seguito: decreto-legge 162/19);
(I.12) il decreto-legge 1 marzo 2022, n. 17, convertito con modificazioni dalla legge 27 aprile 2022, n. 34 (di seguito: decreto-legge 17/22);
(I.13) il decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, convertito con modificazioni dalla legge 15 luglio 2022, n. 91 (di seguito: decreto-legge 50/22);
(I.14) il decreto-legge 23 settembre 2022, n. 144, convertito con modificazioni dalla legge 17 novembre 2022, n. 175 (di seguito: decreto-legge 144/22);
(I.15) il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto legislativo 79/99);
(I.16) il decreto legislativo 11 novembre 1999, n. 463 (di seguito: decreto legislativo 463/99); 2
(I.17) il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387; • il decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192 (di seguito: decreto legislativo 192/05);
(I.18) il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20;
(I.19) il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115;
(I.20) il decreto legislativo 29 marzo 2010, n. 56;
(I.21) il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (di seguito: decreto legislativo 28/11);
(I.22) il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93; • il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102 (di seguito: decreto legislativo 102/14);
(I.23) il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 (di seguito: decreto legislativo 199/21);
(I.24) il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210 (di seguito: decreto legislativo 210/21);
(I.25) il decreto del Presidente della Repubblica 26 marzo 1977, n. 235, come integrato e modificato dal decreto legislativo 463/99 (di seguito: DPR 235/77);
(I.26) il decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412 (di seguito: DPR 412/93);
(I.27) il decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445;
(I.28) i decreti del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, aventi ad oggetto il rilascio delle concessioni per l’attività di distribuzione di energia elettrica emanati ai sensi dell’articolo 9 del decreto legislativo 79/99;
(I.29) il decreto del Ministero delle Attività Produttive 13 ottobre 2003, avente ad oggetto la conferma della concessione a Enel Distribuzione S.p.A., ora e-distribuzione S.p.A. dell’attività di distribuzione di energia elettrica già attribuita all’Enel S.p.A. (di seguito: Enel) con decreto del Ministro dell’Industria del Commercio e dell’Artigianato del 28 dicembre 1995 e l’adeguamento della convenzione, stipulata il 28 dicembre 1995 tra il Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato e l’Enel, alle disposizioni di legge emanate dopo tale data;
(I.30) il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 10 dicembre 2010 (di seguito: decreto ministeriale 10 dicembre 2010);
(I.31 il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 16 settembre 2020 (di seguito: decreto ministeriale 16 settembre 2020);
(I.32) la sentenza 6407 del 13 luglio 2012 del Tribunale Amministrativo Regionale Lazio nell’ambito del contenzioso avverso il decreto ministeriale 10 dicembre 2010;
(I.33) la deliberazione dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito: Autorità) 9 giugno 2006, 111/06 (di seguito: deliberazione 111/06), e il relativo Allegato A;
(I.34) la deliberazione dell’Autorità 6 novembre 2007, n. 280/07 (di seguito: deliberazione 280/07), e il relativo Allegato A; • la deliberazione dell’Autorità 23 luglio 2008, ARG/elt 99/08, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Connessioni Attive o TICA);
(I.35) la deliberazione dell’Autorità 7 luglio 2009, ARG/elt 89/09 (di seguito: deliberazione ARG/elt 89/09), e il relativo Allegato A; 3
(I.36) la deliberazione dell’Autorità 30 luglio 2009, ARG/elt 107/09, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Settlement o TIS);
(I.37) la deliberazione dell’Autorità 16 febbraio 2012, 46/2012/R/eel, e il relativo Allegato A;
(I.38) la deliberazione dell’Autorità 19 luglio 2012, 301/2012/R/eel, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Vendita o TIV); • la deliberazione dell’Autorità 20 dicembre 2012, 570/2012/R/efr, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Scambio sul Posto o TISP);
(I.39) la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2013, 578/2013/R/eel, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Sistemi Semplici di Produzione e Consumo o TISSPC);
(I.40) la deliberazione dell’Autorità 20 novembre 2014, 574/2014/R/eel (di seguito: deliberazione 574/2014/R/eel);
(I.41) la deliberazione dell’Autorità 12 novembre 2015, 539/2015/R/eel, e il relativo Allegato A (di seguito: Testo Integrato Sistemi di Distribuzione Chiusi o TISDC);
(I.42) la deliberazione dell’Autorità 8 marzo 2016, 87/2016/R/eel, e i relativi Allegato A, Allegato B e Allegato C;
(I.43) la deliberazione dell’Autorità 9 marzo 2017, 128/2017/R/eel (di seguito: deliberazione 128/2017/R/eel), e i relativi Allegato A e Allegato B;
(I.44) la deliberazione dell’Autorità 5 maggio 2017, 300/2017/R/eel;
(I.45) la deliberazione dell’Autorità 27 dicembre 2019, 568/2019/R/eel, e i relativi Allegato A (di seguito: Testo Integrato Trasporto o TIT), Allegato B (di seguito: Testo Integrato Misura Elettrica o TIME) e Allegato C (di seguito: Testo Integrato Connessioni o TIC);
(I.46) la deliberazione dell’Autorità 4 agosto 2020, 318/2020/R/eel (di seguito: deliberazione 318/2020/R/eel), e il relativo Allegato A;
(I.47) la deliberazione dell’Autorità 16 marzo 2021, 109/2021/R/eel;
(I.48) la deliberazione dell’Autorità 13 gennaio 2022, 2/2022/A, recante il Quadro strategico 2022-2025;
(I.49) la deliberazione dell’Autorità 22 marzo 2022, 120/2022/R/eel (di seguito: deliberazione 120/2022/R/eel);
(I.50) la deliberazione dell’Autorità 22 marzo 2022, 122/2022/R/eel (di seguito: deliberazione 122/2022/R/eel);
(I.51) la deliberazione dell’Autorità 8 novembre 2022, 556/2022/R/eel;
(I.52) la deliberazione dell’Autorità 15 novembre 2022, 573/2022/R/eel (di seguito: deliberazione 573/2022/R/eel);
(I.53) il documento per la consultazione dell’Autorità 2 agosto 2022, 390/2022/R/eel (di seguito: documento per la consultazione 390/2022/R/eel), e le relative osservazioni pervenute;
(I.54) la determinazione del Direttore della Direzione Mercati Energia all’Ingrosso e Sostenibilità Ambientale dell’Autorità 4 aprile 2022, DMEA/EFR/03/2022 (di seguito: determinazione DMEA/EFR/03/2022);
(I.55) le Regole Tecniche per il servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa (di seguito: Regole Tecniche per l’autoconsumo collettivo) del Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (di seguito anche: GSE) positivamente verificate con la determinazione DMEA/EFR/03/2022(.
II) CONSIDERATO CHE:
(II.1) l’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19 ha introdotto l’autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili e le comunità di energia rinnovabile in Italia, effettuando un primo e parziale recepimento della direttiva 2018/2001 in merito;
(II.2) l’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19, per il periodo transitorio iniziale, ha introdotto alcune limitazioni non presenti nella direttiva 2018/2001, prevedendo, in particolare, che:
(II.2.1) nel solo caso delle comunità di energia rinnovabile, gli azionisti o membri della comunità di energia rinnovabile debbano essere titolari di punti di connessione su reti elettriche di bassa tensione sottese alla stessa cabina secondaria (cabina di trasformazione media/bassa tensione);
(II.2.2) ai fini dell’individuazione dell’energia elettrica condivisa rilevino esclusivamente gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili, ubicati nel perimetro, aventi singolarmente una potenza complessiva non superiore a 200 kW e tutti entrati in esercizio dopo la data di entrata in vigore della legge di conversione del decreto-legge 162/19 (cioè dal 1 marzo 2020);
(II.3) l’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19 ha, altresì, previsto:
(II..3.1) che l’energia elettrica autoconsumata sia quantificata su base oraria;
(II.3.2) la coincidenza tra i concetti di “energia condivisa”, di “energia elettrica oggetto di autoconsumo” e di “energia elettrica incentivata per l’autoconsumo”.
Infatti, la condivisione dell’energia elettrica è consentita solo per l’autoconsumo su base oraria all’interno dell’area sottesa alla stessa cabina secondaria e derivante da impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili di nuova realizzazione (e, come tali, incentivabili);(II.3.3) che la condivisione dell’energia elettrica avvenga esclusivamente per il tramite delle reti elettriche pubbliche con obbligo di connessione di terzi;
(II.3.4) che all’energia elettrica condivisa siano applicate le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema;
(II.4) in attuazione dell’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19, l’Autorità, con la deliberazione 318/2020/R/eel e con il relativo Allegato A, ha implementato un modello regolatorio virtuale che consente di valorizzare l’autoconsumo, nel caso di edifici o condomini e nel caso di comunità di energia rinnovabile, senza dover richiedere nuove connessioni o realizzare nuovi collegamenti elettrici o installare nuove apparecchiature di misura.
Il medesimo modello regolatorio virtuale consiste nel:(II.4.1) continuare ad applicare la regolazione vigente, per tutti i clienti finali e i produttori presenti nelle configurazioni collettive (non cambia, cioè, la propria identità di cliente finale o produttore, né il proprio punto di connessione alla rete identificato dal codice POD).
Ciò consente di garantire ai soggetti interessati tutti i diritti attualmente salvaguardati. Ogni cliente finale, pertanto, continua ad acquistare l’energia elettrica prelevata scegliendo l’offerta commerciale che ritiene più opportuna e ogni produttore continua a vendere la propria energia elettrica immessa con le modalità che preferisce senza che vi siano vincoli derivanti dall’essere parte di un gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente o di una comunità di energia rinnovabile;(II.4.2) prevedere l’erogazione, da parte del GSE al referente, di importi opportunamente individuati in modo da valorizzare correttamente l’autoconsumo in funzione dei relativi benefici;
(II.4.3) prevedere l’erogazione, da parte del GSE al referente, dell’incentivo definito dal decreto ministeriale 16 settembre 2020 per l’energia elettrica autoconsumata;
(II.5) il modello regolatorio virtuale è stato ritenuto efficiente ai fini della valorizzazione dell’autoconsumo nell’ambito dei gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e nell’ambito delle comunità di energia rinnovabile, in quanto:
(II.5.1) consente a ogni soggetto partecipante di modificare le proprie scelte con facilità, sia in relazione alla configurazione per l’autoconsumo, sia (e indipendentemente) per effetto delle proprie scelte di approvvigionamento dell’energia elettrica, poiché non ha comportato l’esigenza di nuove connessioni o di nuovi collegamenti elettrici;
(II.5.2) garantisce trasparenza e flessibilità per tutti coloro che intendono prendervi parte: ogni cliente finale e produttore continua ad avere la propria autonomia e continua a mantenere i propri diritti e doveri;
(II.5.3) valorizza l’autoconsumo in modo esplicito in funzione della miglior stima possibile dei benefici indotti dall’autoconsumo medesimo nel sistema elettrico;
allo stesso modo, pone le basi per attribuire un incentivo esplicito (ove previsto) per promuovere determinate fonti o tecnologie.
Il modello regolatorio virtuale consente anche, all’occorrenza, di separare la quantità di energia elettrica oggetto di valorizzazione per l’autoconsumo dalla quantità di energia elettrica oggetto di incentivazione;(II.5.4) garantisce flessibilità ai gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e alle comunità di energia rinnovabile, che possono organizzarsi come ritengono più opportuno.
Anche la remunerazione, erogata dal GSE al referente, può essere liberamente ripartita tra i membri, sulla base di contratti di diritto privato;
(II.6) pertanto, in attuazione del modello regolatorio virtuale:
(II.6.1) ogni cliente finale e ogni produttore acquista e vende, rispettivamente, la propria energia elettrica prelevata e la propria energia elettrica immessa;
(II.6.2) il GSE riconosce al referente la valorizzazione dell’autoconsumo ai sensi della deliberazione 318/2020/R/eel;
(II.6.3) il GSE riconosce al referente l’incentivo previsto dal decreto ministeriale 16 settembre 2020;
il referente ripartisce gli importi ricevuti dal GSE tra i membri del gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente o della comunità di energia rinnovabile, secondo modalità autonomamente definite sulla base di contratti di diritto privato.
(III) CONSIDERATO CHE:
(III.1) il decreto legislativo 199/21, con cui è stata recepita la direttiva 2018/2001, al Titolo IV, Capo I, introduce disposizioni in materia di autoconsumo e comunità energetiche rinnovabili (di seguito anche: CER);
(III.2) il decreto legislativo 199/21, per quanto rileva ai fini del presente provvedimento:
(III.2.1) all’articolo 30, comma 1, introduce disposizioni in relazione ai clienti finali che diventano autoconsumatori individuali di energia rinnovabile, distinguendo tra la casistica in cui gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili sono direttamente collegati all'unità di consumo del cliente finale e la casistica in cui gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili sono ubicati presso siti distinti da quelli presso cui il cliente finale opera.
In entrambe le casistiche, gli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili possono essere nuovi o esistenti e possono essere di proprietà o gestiti da un soggetto terzo rispetto al cliente finale;(III.2.2) all’articolo 30, comma 2, introduce disposizioni relative a più clienti finali che si associano per diventare autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente presso edifici o condomini. Anche in questo caso gli impianti alimentati da fonti rinnovabili possono essere nuovi o esistenti e possono essere di proprietà o gestiti da un soggetto terzo rispetto al cliente finale;
(III.2.3) all’articolo 31 introduce disposizioni relative alle CER, riportandone la definizione ed evidenziandone gli obiettivi. In particolare, tale articolo prevede che l’energia elettrica possa essere prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di nuova realizzazione ed esistenti (questi ultimi purché non superino il 30% della potenza complessiva che fa capo alla CER), condivisa nell’ambito della stessa zona di mercato;
(III.2.4) all’articolo 32 riporta una serie di disposizioni inerenti alle modalità di interazione dei sistemi di autoconsumo (siano essi individuali, collettivi o nell’ambito di CER) con il sistema elettrico, precisando, in particolare, che i clienti finali mantengono i propri diritti, compreso quello di scegliere la propria società di vendita, e che all’energia elettrica prelevata, inclusa quella oggetto di condivisione, si applicano le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema.
Inoltre, l’articolo 32, al comma 3, riporta una serie di elementi a cui l’Autorità deve attenersi nell’adottare i propri provvedimenti relativi all’autoconsumo e, in particolare, prevede che la medesima Autorità:(III.2.4.i) i. nei casi in cui gli impianti di produzione e i punti di prelievo sono connessi alla porzione di rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria (cabina di trasformazione alta/media tensione), individui, anche in via forfettaria, il valore delle componenti tariffarie disciplinate in via regolata, nonché di quelle connesse al costo della materia prima energia elettrica, che non risultano tecnicamente applicabili all’energia elettrica condivisa, in quanto energia elettrica istantaneamente autoconsumata nella stessa porzione di rete;
(III.2.4.ii) ii. definisca modalità con cui il rispetto del requisito di cui al precedente punto i. sia verificato anche attraverso modalità veloci e semplificate, anche ai fini dell’accesso agli incentivi.
A tal fine, l’Autorità prevede che le imprese distributrici rendano pubblici i perimetri delle cabine primarie, anche in via semplificata o forfettaria;(III.2.4.iii) iii. individui le modalità con cui i clienti finali domestici possono richiedere alle rispettive società di vendita, in via opzionale, lo scorporo in bolletta della quota di energia elettrica condivisa;
(III.2.4.vi) iv. adotti le disposizioni necessarie affinché i clienti finali che partecipano a una CER mantengano i diritti e gli obblighi derivanti dalla loro qualificazione come clienti finali ovvero come clienti finali domestici e non possano essere sottoposti, per il semplice fatto di partecipare a una CER, a procedure o condizioni ingiustificate e discriminatorie;
(III.2.4.v) v. adotti le disposizioni necessarie affinché per le isole minori non interconnesse non si applichi il limite della cabina primaria ai fini della valorizzazione dell’autoconsumo e dell’incentivo;
(III.2.5) all’articolo 33 attribuisce al GSE e alla società Ricerca sul Sistema Energetico S.p.A. (di seguito: RSE) ruoli di monitoraggio e di analisi relativi alle configurazioni per l’autoconsumo;
(III.2.6) all’articolo 8 introduce disposizioni in merito agli incentivi per la condivisione dell’energia elettrica, la cui definizione è in capo al Ministro della Transizione Ecologica (ora Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica), prevedendo che essi spettino solo all’energia elettrica condivisa da utenze connesse alla stessa cabina primaria e limitatamente alla quota derivante da nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW;
(III.3) in relazione alle configurazioni per l’autoconsumo precedentemente riassunte, il decreto legislativo 199/21, per effetto del combinato disposto di cui agli articoli 8, 31 e 32, introduce una distinzione concettuale tra:
(III.3.1) l’energia elettrica condivisa, definita all’articolo 2, comma 1, lettera q), del medesimo decreto legislativo 199/21, come il minimo, in ciascun periodo orario, tra l’energia elettrica prodotta e immessa in rete dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili (non necessariamente oggetto di nuova realizzazione) e l’energia elettrica prelevata dall’insieme dei clienti finali associati situati nella stessa zona di mercato;
(III.3.2) l’energia elettrica autoconsumata e oggetto di valorizzazione, pari alla quota dell’energia elettrica condivisa afferente a impianti di produzione e punti di prelievo connessi alla porzione di rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria;
(III.3.3) l’energia elettrica autoconsumata e oggetto di incentivazione, pari alla quota dell’energia elettrica autoconsumata e oggetto di valorizzazione prodotta da nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW;
(III.4) in relazione alle CER, l’articolo 31, comma 2, lettera f), del decreto legislativo 199/21 prevede che, nel rispetto delle finalità delle medesime CER, sia possibile condividere altre forme di energia da fonti rinnovabili (non solo, quindi, energia elettrica), promuovere interventi di domotica e di efficienza energetica, offrire servizi di ricarica dei veicoli elettrici, assumere il ruolo di società di vendita al dettaglio e offrire servizi ancillari e di flessibilità;
(III.5) a seguito dell’approvazione del decreto legislativo 199/21, sono state adottate le ulteriori disposizioni normative riferite alle CER di seguito descritte;
(III.6) l’articolo 20, comma 2, del decreto-legge 17/22, come sostituito dal decreto-legge 50/22, prevede che il Ministero della Difesa e i terzi concessionari dei beni del demanio militare o a qualunque titolo in uso al medesimo Ministero della Difesa possano costituire CER nazionali anche con altre pubbliche amministrazioni centrali e locali anche per impianti di produzione di potenza superiore a 1 MW, con facoltà di accedere ai regimi di sostegno del decreto legislativo 199/21 anche per la quota di energia elettrica condivisa da impianti di produzione e utenze di consumo non connesse alla stessa cabina primaria, previo pagamento degli oneri di rete riconosciuti per l’illuminazione pubblica;
(III.7) l’articolo 9, comma 2, del decreto-legge 50/22 prevede che le Autorità di Sistema Portuale (di seguito: AdSP) possano, anche in deroga alle disposizioni previste dall’articolo 6, comma 11, della legge 84/94, costituire una o più CER ai sensi dell’articolo 31 del decreto legislativo 199/21, in coerenza con il documento di pianificazione energetica e ambientale previsto dall’articolo 4-bis della medesima legge 84/94. Gli incentivi previsti dal decreto legislativo 199/21 si applicano agli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili inseriti in CER costituite dalle AdSP, anche se con impianti di produzione di potenza superiore a 1 MW;
(III.8) l’articolo 10, comma 2, del decreto-legge 144/22 prevede che il Ministero dell’Interno, il Ministero della Giustizia, gli Uffici Giudiziari e i terzi concessionari dei beni di cui al comma 1 (sono i beni demaniali o a qualunque titolo in uso ai medesimi Ministeri e Uffici Giudiziari) possono costituire comunità energetiche rinnovabili nazionali anche con altre pubbliche amministrazioni centrali e locali anche per impianti superiori a 1 MW, anche in deroga ai requisiti di cui al comma 2, lettere b) e c), dell’articolo 31 del decreto legislativo 199/21, e con facoltà di accedere ai regimi di sostegno previsti dal medesimo decreto legislativo anche per la quota di energia elettrica condivisa da impianti e utenze di consumo non connesse alla stessa cabina primaria, previo pagamento degli oneri di rete riconosciuti per l’illuminazione pubblica;
(III.9) a seguito delle modifiche definitorie introdotte dal decreto legislativo 199/21, il GSE ha già provveduto ad aggiornare le proprie Regole Tecniche per l’autoconsumo collettivo ai sensi della deliberazione 318/2020/R/eel. Tale aggiornamento è già stato oggetto di verifica positiva, da parte del Direttore della Direzione Mercati Energia 9 all’Ingrosso e Sostenibilità Ambientale dell’Autorità, con la determinazione DMEA/EFR/03/2022.
(IV) CONSIDERATO CHE:
(IV.1) il decreto legislativo 210/21, con cui è recepita la direttiva 2019/944, agli articoli da 14 a 17, introduce disposizioni in materia di autoconsumo e comunità energetiche di cittadini (di seguito anche: CEC);
(IV.2) l’articolo 14 del decreto legislativo 210/21, per quanto di competenza del presente provvedimento:
(IV.2.1) ai commi da 1 a 3, introduce disposizioni in merito ai clienti attivi che, tra l’altro, possono diventare autoconsumatori individuali di energia elettrica, avvalendosi di impianti di produzione nuovi o esistenti che possono essere gestiti da un soggetto terzo rispetto al cliente finale;
(IV.2.2) al comma 4, introduce disposizioni relative a più clienti attivi che agiscono collettivamente presso edifici o condomini. Tali clienti attivi, tra l’altro, possono organizzare forme di autoconsumo collettivo tramite impianti di produzione nuovi o esistenti, non necessariamente ubicati presso il medesimo edificio o condominio, che possono essere di proprietà o gestiti da un soggetto terzo rispetto al cliente finale;
(IV.2.3) ai commi da 5 a 9, introduce disposizioni relative alle CEC, definite all’articolo 3, comma 3, evidenziandone gli obiettivi e precisando, tra l’altro, che:
(IV.2.3.i) i. i clienti finali mantengono i propri diritti e obblighi;
(IV.2.3.ii) ii. all’energia elettrica prelevata, inclusa quella oggetto di condivisione, si applicano le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema;
(IV.2.3.iii) iii. l’energia elettrica (che può essere prodotta da impianti nuovi ed esistenti) è condivisa per il tramite della rete di distribuzione esistente ovvero, in presenza di specifiche ragioni di carattere tecnico e tenendo conto del rapporto costi benefici per i clienti finali, per il tramite di reti elettriche, anche di nuova realizzazione, gestite dalla medesima CEC;
(IV.2.3.iv) iv. le reti di distribuzione gestite dalle CEC sono considerate reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessione di terzi e le medesime CEC operano come sub-concessionari della rete elettrica (in questi casi, i canoni di locazione ovvero di sub-concessione richiesti dall’impresa distributrice concessionaria devono essere equi e devono essere sottoposti alla valutazione dell’Autorità);
(IV.2.4) inoltre, ai commi da 5 a 9, riporta anche una serie di disposizioni inerenti alle modalità di interazione con il sistema elettrico delle CEC e dei clienti attivi che agiscono collettivamente, precisando, in particolare, che l’energia elettrica è condivisa nella stessa zona di mercato e che essa è pari al minimo, in ciascun periodo orario, tra l’energia elettrica prodotta e immessa in rete dagli impianti di produzione (nuovi o esistenti) e l’energia elettrica prelevata dall’insieme dei clienti finali associati;
(IV.2.5) al comma 10, riporta una serie di elementi a cui l’Autorità deve attenersi nell’adottare i propri provvedimenti relativi all’autoconsumo e, in particolare, prevede che l’Autorità, tra l’altro:
(IV.2.5.i) i. assicuri che all’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica dai clienti finali partecipanti alle configurazioni per l’autoconsumo siano applicati gli oneri generali di sistema;
(IV.2.5.ii) ii. determini le componenti tariffarie che non devono essere applicate all’energia elettrica condivisa nell’ambito della porzione di rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria e istantaneamente autoconsumata, in quanto corrispondenti a costi evitati per il sistema, determinati in funzione della localizzazione sulla rete elettrica dei punti di immissione e di prelievo facenti parte di ciascuna configurazione per l’autoconsumo collettivo o di CEC. A tal fine, i gestori della rete di distribuzione rendono pubblici i perimetri delle cabine primarie, anche in via semplificata;
(IV.2.5.iii) iii. assicuri che le CEC possano organizzare la condivisione, al loro interno, dell’energia elettrica autoprodotta, consentendo altresì ai membri o ai soci delle CEC di conservare i propri diritti di clienti finali;
(IV.2.5.iv) iv. adotti le disposizioni necessarie affinché per le isole minori non interconnesse non si applichi il limite della cabina primaria;
(IV.2.6) al comma 11, lettera b), prevede che il GSE abbia un ruolo di monitoraggio delle configurazioni per l’autoconsumo;
(IV.3) in relazione alle configurazioni per autoconsumo precedentemente riassunte, l’articolo 14 del decreto legislativo 210/21 introduce una distinzione concettuale tra:
l’energia elettrica condivisa a livello di zona di mercato;
l’energia elettrica autoconsumata e oggetto di valorizzazione, pari alla quota dell’energia elettrica condivisa afferente a impianti di produzione e punti di prelievo connessi alla porzione di rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria.
(V) CONSIDERATO CHE:
(V.1) l’Autorità, con la deliberazione 120/2022/R/eel ha avviato un procedimento per l’implementazione delle disposizioni previste dal decreto legislativo 199/21 e dal decreto legislativo 210/21 in materia di autoconsumo;
(V.2) la deliberazione 120/2022/R/eel, per quanto di competenza del presente provvedimento, ha previsto:
(V.2.1) al punto 1., lettera c), di predisporre un nuovo testo integrato finalizzato alla valorizzazione dell’autoconsumo “esteso”, a partire dalla regolazione transitoria adottata con la deliberazione 318/2020/R/eel e con il relativo Allegato A, nel caso delle configurazioni per l’autoconsumo per il tramite della rete pubblica con obbligo di connessione di terzi, per tenere conto delle disposizioni previste dagli articoli 30, 31 e 32 del decreto legislativo 199/21 e delle disposizioni previste dall’articolo 14 del decreto legislativo 210/21;
(V.2.2) al punto 1, lettera c), ha altresì previsto di escludere dal procedimento gli aspetti inerenti alle specifiche ragioni di carattere tecnico che devono ricorrere affinché la condivisione dell’energia elettrica avvenga in virtù di contratti di locazione o di acquisto di porzioni della rete di distribuzione esistente ovvero mediante reti di nuova realizzazione, nonché gli aspetti inerenti alla predisposizione delle convenzioni-tipo per il rilascio della sub-concessione, affinché tali attività siano svolte in modo coordinato, a seguito dell’adozione, da parte del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, della procedura di autorizzazione alla stipula della sub-concessione, ai sensi dell’articolo 17, comma 7, lettera b), del decreto legislativo 210/21;
(V.2.3) - al punto 3., che i procedimenti avviati con la medesima deliberazione 120/2022/R/eel si concludano con una pluralità di provvedimenti, preceduti da idonee consultazioni, dando priorità agli elementi più urgenti ai fini dell’applicazione della regolazione;
(V.3) L’Autorità, nell’ambito del procedimento avviato con la deliberazione 120/2022/R/eel, con il documento per la consultazione 390/2022/R/eel, in materia di configurazioni per l’autoconsumo previste dal decreto legislativo 199/21 e dal decreto legislativo 210/21, ha indicato i propri orientamenti in merito a:
(V.3.1) l’aggiornamento del Testo Integrato Sistemi Semplici di Produzione e Consumo per effetto della nuova definizione introdotta per identificare i Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC);
(V.3.2) l’aggiornamento del Testo Integrato Sistemi di Distribuzione Chiusi per tenere conto della possibilità di realizzare nuovi Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC);
(V.3.3) l’innovazione della regolazione attualmente vigente, in via transitoria, per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso dell’energia elettrica realizzato tramite gruppi di utenti in edifici o condomini o nell’ambito delle comunità energetiche, per tenere conto delle nuove definizioni e dei nuovi perimetri (di seguito: autoconsumo diffuso);
(V.4) per quanto rileva ai fini del presente provvedimento, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel, con riferimento all’innovazione della regolazione per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso, ha indicato quanto di seguito riassunto;
(V.5) inizialmente:
(V.5.1) è stato precisato che le configurazioni che realizzano forme di autoconsumo diffuso (anche denominate “configurazioni per l’autoconsumo diffuso”) sono:
(V.5.1.i) i. i sistemi di autoconsumo individuale da fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta, di cui all’articolo 30, comma 1, lettera a), punto 2.1, del decreto legislativo 199/21, per i quali il produttore e il cliente finale abbiano richiesto e ottenuto l’accesso alla regolazione prevista per l’autoconsumo diffuso (ciò in alternativa all’applicazione della regolazione vigente in materia di SSPC, descritta nel Capitolo 2 del medesimo documento per la consultazione 390/2022/R/eel, e già oggetto di definitiva implementazione con la deliberazione 573/2022/R/eel);
(V.5.1.ii) ii. i sistemi di autoconsumo individuale da fonti rinnovabili “a distanza” privi di linea diretta (sistemi che utilizzano la rete di distribuzione esistente per collegare i siti di produzione e i siti di consumo) di cui all’articolo 30, comma 1, lettera a), punto 2.2, del decreto legislativo 199/21 e gli equivalenti sistemi di autoconsumo del cliente attivo “a distanza”;
(V.5.1.iii) iii. i gruppi di autoconsumatori da fonti rinnovabili che agiscono collettivamente ai sensi dell’articolo 30, comma 2, del decreto legislativo 199/21 e i gruppi di clienti attivi che agiscono collettivamente ai sensi dell’articolo 14, comma 4, del decreto legislativo 210/21;
(V.5.1.iv) iv. le CER di cui all’articolo 31, comma 1, del decreto legislativo 199/21 e le CEC di cui all’articolo 3, comma 3, del decreto legislativo 210/21;
(V.5.2) è stato evidenziato che le definizioni delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso sono tratte dalla normativa vigente (richiamata nei precedenti punti), senza bisogno di ulteriori precisazioni. In particolare, sono state riportate le seguenti definizioni:
(V.5.2.i) i. gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente;
(V.5.2.ii) ii. gruppo di clienti attivi che agiscono collettivamente;
(V.5.2.iii) iii. comunità energetica rinnovabile (o comunità di energia rinnovabile) - CER;
(V.5.2.iv) iv. comunità energetica dei cittadini - CEC;
(V.5.2.v) v. autoconsumatore di energia rinnovabile “a distanza” con linea diretta;
(V.5.2.vi) vi. autoconsumatore di energia rinnovabile “a distanza” che utilizza la rete di distribuzione;
(V.5.2.vii) vii. cliente attivo “a distanza” che utilizza la rete di distribuzione;
(V.6) con riferimento all’identificazione da parte delle imprese distributrici dell’area sottesa a ciascuna cabina primaria, come consentito dalle disposizioni normative richiamate, è stato ritenuto preferibile adottare una metodologia semplificata, senza al tempo stesso rinunciare ai riferimenti alla struttura delle reti elettriche e agli assetti di funzionamento.
È, infatti, necessario tenere conto il più possibile della “fisicità” delle reti elettriche di distribuzione per evitare di valorizzare forme di autoconsumo che, in realtà, non comportano benefici alle reti elettriche. In particolare, è stato evidenziato che:(V.6.1) si ritiene opportuno prevedere che le imprese distributrici che dispongono di cabine primarie, ciascuna per l’ambito territoriale di competenza, a partire dalla reale configurazione delle proprie reti elettriche, individuino soluzioni atte a identificare l’area sottesa a ogni cabina primaria;
(V.6.2) sia necessaria l’attivazione di forme di coordinamento tra le imprese distributrici interessate, per il tramite delle rispettive associazioni di categoria, per addivenire all’identificazione di soluzioni analoghe, ferma restando la condizione che le aree sottese alle rispettive cabine primarie debbano comunque essere identificate dalle imprese distributrici competenti;
(V.6.3) si ritiene necessario che le aree semplificate siano rese il più possibile facilmente fruibili ai soggetti che intendono realizzare configurazioni per valorizzare l’autoconsumo dell’energia elettrica, superando le difficoltà operative riscontrate durante il periodo transitorio;
(V.6.4) si ritiene opportuno che le imprese distributrici, una volta realizzati i layer georeferenziati delle aree sottese a ogni cabina primaria, li mettano a disposizione del GSE per la pubblicazione, da parte di quest’ultimo, mediante un’unica interfaccia che assembli i layer georeferenziati di tutte le imprese distributrici operanti nel territorio nazionale, realizzando delle vere e proprie mappe da utilizzare come unico riferimento geografico per la perimetrazione delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso;
(V.6.5) tenendo conto della convenzionalità delle mappe individuate come precedentemente descritto, si ritiene che esse possano essere aggiornate con frequenza, ad esempio, biennale, al fine di tenere conto delle evoluzioni delle reti elettriche e, al tempo stesso, evitare modifiche troppo frequenti che rendono complicata la costituzione delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso;
(V.6.6) si ritiene opportuno che l’area sottesa alla stessa cabina primaria nel caso delle isole minori non interconnesse, coerentemente con quanto previsto dai decreti legislativi 199/21 e 210/21, sia da intendersi coincidente con l’intero territorio isolano;
(V.7) con riferimento all’intervallo temporale per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso, come previsto dai decreti legislativi 199/21 e 210/21, è stato evidenziato che il riferimento sia l’ora.
Pertanto, l’autoconsumo, che di per sé richiederebbe la contemporaneità tra produzione e consumo, è, per semplicità, quantificato su base oraria;(V.8) con riferimento all’individuazione dei soggetti facenti parte delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso, è stato precisato, tra l’altro, che:
(V.8.1) per quanto compatibile con i decreti legislativi 199/21 e 201/21, si possano prevedere condizioni identiche ovvero analoghe a quanto già previsto nel periodo transitorio dalla deliberazione 318/2020/R/eel, nonché dalle Regole Tecniche per l’autoconsumo collettivo del GSE;
(V.8.2) nel caso delle CER e delle CEC, i produttori possano anche essere soggetti terzi, purché gli impianti di produzione siano nella disponibilità delle medesime CER o CEC;
(V.8.3) i clienti finali e i produttori facenti parte di una configurazione per l’autoconsumo diffuso possano essere connessi a qualsiasi rete elettrica, sia essa una rete pubblica con obbligo di connessione di terzi o una rete di un SDC o una rete gestita dalla CER/CEC (quest’ultima fattispecie non è oggetto del procedimento avviato con la deliberazione 120/2022/R/eel);
(V.8.4) le CER e le CEC (a differenza dei gruppi di autoconsumatori e dei gruppi di clienti attivi) sono veri e propri soggetti giuridici, per cui si rende necessaria la presenza di uno statuto che ne identifichi la costituzione e le finalità. Le finalità devono essere coerenti con quanto previsto dai decreti legislativi 199/21 e 210/21 nelle rispettive definizioni, fermo restando che non si ritiene opportuno che l’Autorità identifichi elementi caratterizzanti le CER e le CEC ulteriori rispetto a quelli presenti nella normativa primaria, al fine di non comprimerne la flessibilità;
(V.8.5) la medesima CER/CEC, caratterizzata da un unico statuto, possa identificare una pluralità di sottoinsiemi, ciascuno afferente a un’area sottesa a una cabina primaria, per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso;
(V.9) con riferimento al modello regolatorio per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso, è stato ribadito quanto già evidenziato nell’avvio di procedimento di cui alla deliberazione 120/2022/R/eel, secondo cui l’Autorità intende confermare, per tutte le configurazioni possibili, il modello regolatorio virtuale già implementato con la deliberazione 318/2020/R/eel e con il relativo Allegato A, adattandolo alle nuove disposizioni normative subentrate.
Nel documento per la consultazione 390/2022/R/eel, pertanto, sono state ipotizzate le seguenti innovazioni rispetto al modello regolatorio virtuale già vigente:(V.9.1) possibilità di prevedere che, nel caso di CER e CEC, il soggetto referente possa essere (oltre alla medesima CER/CEC) anche un soggetto terzo previo mandato esplicito della CER/CEC, precisando la durata del medesimo mandato e/o le condizioni di rinnovo. Tale soggetto terzo potrebbe essere, ad esempio, un produttore non necessariamente facente parte della CER/CEC, ma responsabile della gestione di almeno un impianto di produzione nella disponibilità della medesima CER/CEC;
(V.9.2) semplificazione delle modalità di individuazione dei punti di connessione da inserire nella configurazione per l’autoconsumo diffuso, prevedendo che i soggetti referenti possano indicare nel portale informatico del GSE i punti di connessione, con i relativi codici POD, che intendono inserire nella configurazione previo mandato da parte dei rispettivi titolari.
Successivamente, il GSE, con l’ausilio delle imprese distributrici, potrà effettuare la verifica di appartenenza all’area sottesa alla stessa cabina primaria, senza necessità di ulteriore coinvolgimento da parte del referente;(V.9.3) prevedere che il GSE, nell’ambito del modello regolatorio virtuale, debba:
(V.9.3.i) i. quantificare l’energia elettrica autoconsumata su base oraria;
(V.9.3.ii) ii. ripartire l’energia elettrica autoconsumata per ciascun impianto di produzione afferente alla configurazione per l’autoconsumo diffuso;
(V.9.3.iii) iii. determinare la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata (non necessariamente applicata a tutta l’energia elettrica autoconsumata);
(V.9.3.iv) iv. determinare l’incentivo ove spettante (non necessariamente applicato a tutta l’energia elettrica autoconsumata);
(V.10) con riferimento alla quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata su base oraria, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto:
(V.10.1) che il GSE proceda, come già attualmente previsto dalla deliberazione 318/2020/R/eel, determinando, per ogni ora, l’energia elettrica autoconsumata pari al minimo tra la somma dei prelievi di energia elettrica dei clienti finali facenti parte della configurazione (o che hanno rilasciato la liberatoria per l’utilizzo dei loro prelievi, ove consentito) e la somma delle immissioni di energia elettrica dei produttori facenti parte della configurazione (o dei produttori terzi, ove previsti).
Come già attualmente previsto dalla deliberazione 15 318/2020/R/eel, si fa riferimento ai dati di misura dell’energia elettrica effettivamente immessa e prelevata, senza maggiorazioni delle perdite di rete;(V.10.2) le modalità di trattamento dell’energia elettrica prelevata dai sistemi di accumulo ai fini della successiva immissione, prevedendo una soluzione operativa semplificata.
Tale soluzione operativa semplificata prevede che alla somma dei prelievi di energia elettrica dei clienti finali facenti parte della configurazione (o che hanno rilasciato la liberatoria per l’utilizzo dei loro prelievi ove consentito) si aggiunga il prodotto tra il valore assoluto dell’energia elettrica prelevata dai sistemi di accumulo ai fini della successiva immissione in rete e il rendimento medio del ciclo di carica/scarica del medesimo sistema di accumulo, escludendo l’energia elettrica destinata all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione;(V.10.3) che, per la quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata, non rilevino i dati di misura dell’energia elettrica prodotta e consumata, ma solo i dati di misura dell’energia elettrica immessa e prelevata (ciò implica che, se fosse presente un SSPC all’interno di una configurazione per l’autoconsumo diffuso, l’energia elettrica prodotta e istantaneamente consumata nel SSPC non rileva ai fini della quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata nella configurazione diffusa, in quanto già di competenza del SSPC medesimo);
(V.11) con riferimento alla ripartizione dell’energia elettrica autoconsumata per ciascun impianto di produzione afferente alla configurazione per l’autoconsumo diffuso, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto, tra l’altro, che: - sia opportuno riprendere e puntualizzare i principi già insiti nella deliberazione 318/2020/R/eel; - la ripartizione sia effettuata in funzione della sua finalità, a seconda che serva per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata o per l’applicazione degli incentivi;
(V.12) con riferimento alla determinazione della valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata (non necessariamente applicata a tutta l’energia elettrica autoconsumata), il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto, tra l’altro:
(V.12.1) che sia opportuno riprendere e puntualizzare i principi già insiti nella deliberazione 318/2020/R/eel;
(V.12.2) la necessità di differenziare la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata oraria in funzione delle diverse tipologie di configurazioni per l’autoconsumo diffuso, essendo esse caratterizzate da diverse estensioni territoriali massime da cui derivano diverse valorizzazioni, pur approssimate, dei costi evitati per effetto dell’autoconsumo;
(V.12.3) che, qualora la configurazione per l’autoconsumo diffuso fosse realizzata all’interno di un SDC, non debba essere applicata la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata, in quanto tale valorizzazione è già insita nelle modalità di gestione del SDC;
(V.12.4) che anche l’energia elettrica scambiata dagli impianti di produzione in scambio sul posto (che, a differenza dell’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19, non sono esclusi dalle nuove configurazioni per l’autoconsumo diffuso) debba essere esclusa dalla quantità di energia elettrica avente diritto alla valorizzazione dell’autoconsumo, poiché per essa sono già previste forme di restituzione della parte variabile delle tariffe di trasmissione e di distribuzione, come se l’energia elettrica scambiata non fosse mai stata immessa e prelevata;
(V.12.5) che la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata descritta nel documento per la consultazione 390/2022/R/eel possa essere aggiornata nei prossimi anni. Tale aggiornamento può essere effettuato in funzione delle ulteriori evidenze relative agli effetti dell’autoconsumo nel sistema elettrico, nonché delle evidenze dello studio di RSE, previsto dall’articolo 42-bis, comma 8, lettera c), del decreto-legge 162/19 e dal punto 5. della deliberazione 318/2020/R/eel, in relazione alle modalità più efficienti per la massimizzazione dell’energia elettrica condivisa e agli effetti tecnici ed economici delle medesime configurazioni;
(V.13) con riferimento alla determinazione dell’incentivo ove spettante (non necessariamente applicato a tutta l’energia elettrica autoconsumata), il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto, tra l’altro, che:
(V.13.1) con riferimento agli interventi di competenza dell’Autorità, sia sufficiente definire le modalità di ripartizione della quantità di energia elettrica autoconsumata per impianto di produzione, in quanto l’incentivo è determinato dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica con proprio decreto;
(V.13.2) nel caso degli impianti fotovoltaici, il valore della potenza nominale, funzionale alla verifica dell’accesso agli incentivi, sia pari al minimo tra il valore della potenza nominale dei pannelli fotovoltaici e il valore della potenza nominale degli inverter di ciascun impianto fotovoltaico;
(V.14) con riferimento all’erogazione degli importi relativi alla valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata e agli incentivi qualora spettanti, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto che il GSE eroghi al referente tali importi dandone separata evidenza, secondo modalità autonomamente definite nelle proprie Regole Tecniche per l’autoconsumo collettivo;
(V.15) con riferimento all’accesso al ritiro dedicato per la cessione al GSE dell’energia elettrica immessa, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha ricordato che il medesimo accesso al ritiro dedicato non è condizione necessaria per l’accesso a una configurazione per l’autoconsumo diffuso, ma rappresenta solo una facoltà alternativa al libero mercato;
(V.16) con riferimento alle modalità per la messa a disposizione dei dati di misura dell’energia elettrica che rilevano ai fini della determinazione e della valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto che:
(V.16.1) con riferimento alla messa a disposizione del GSE, da parte dei gestori di rete, dei dati di misura necessari per la quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata, sia opportuno rimandare a quanto già attualmente previsto dalla deliberazione 318/2020/R/eel, ivi incluso il caso in cui non siano ancora disponibili i dati di misura orari. Inoltre, è stato evidenziato che si intendono confermare anche le disposizioni, previste dall’articolo 13 dell’Allegato A alla 17 deliberazione 318/2020/R/eel, per la verifica del rispetto delle tempistiche per l’invio, da parte dei gestori di rete, dei dati di misura e delle informazioni necessari;
(V.16.2) tutti i dati di misura necessari per la quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata e della relativa valorizzazione, nonché per l’erogazione degli eventuali incentivi spettanti,siano resi disponibili dal GSE per il tramite di propri portali informatici dedicati;
(V.17) con riferimento alle modalità per lo scomputo in bolletta dell’energia elettrica autoconsumata per i clienti finali domestici, di cui all’articolo 32, comma 3, lettera c), del decreto legislativo 199/21, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha evidenziato, tra l’altro, che:
(V.17.1) si intende dare attuazione alla richiamata disposizione normativa prevedendo che, nel caso di clienti finali domestici che scelgano di avvalersi di tale modalità, il GSE, su indicazione del referente, eroghi, su base mensile, la quota spettante a ciascun cliente finale domestico alla società di vendita al dettaglio di competenza (indicata al GSE da parte del referente) anziché al medesimo referente;
(V.17.2) la proposta richiamata nel precedente alinea e meglio declinata nel documento per la consultazione, per quanto si ritenga essere la più semplice possibile per dare attuazione all’articolo 32, comma 3, lettera c), del decreto legislativo 199/21, potrebbe comunque richiedere diversi mesi prima di potere essere implementata e, pertanto, non potrà essere disponibile fin dall’avvio della regolazione prospettata nel medesimo documento per la consultazione 390/2022/R/eel;
(V.18) con riferimento alla copertura dei costi sostenuti dal GSE per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata e per l’erogazione degli incentivi per le configurazioni per l’autoconsumo diffuso, ivi compresi i costi amministrativi sostenuti dal medesimo GSE, il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto che sia confermato quanto già vigente ai sensi della deliberazione 318/2020/R/eel e che, pertanto:
(V.18.1) i costi sostenuti dal GSE relativi all’erogazione del contributo di valorizzazione dell’energia elettrica condivisa siano posti a valere sul Conto per la perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi, di cui all’articolo 41, comma 41.1, lettera g), del TIT;
(V.18.2) i costi sostenuti dal GSE relativi all’erogazione degli incentivi che saranno definiti dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ai sensi dell’articolo 8 del decreto legislativo 199/21 siano posti a valere sul Conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all’articolo 41, comma 41.1, lettera b), del TIT;
(V.18.3) i costi amministrativi sostenuti dal GSE per l’attuazione di quanto previsto dai decreti legislativi 199/21 e 210/21 in relazione alle configurazioni per l’autoconsumo diffuso, siano coperti sulla base delle indicazioni che verranno 18 date dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, in coerenza con quanto attualmente previsto nel decreto ministeriale 16 settembre 2020;
(V.19) con riferimento all’entrata in vigore dell’innovazione della regolazione attualmente vigente per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso (di seguito: Testo Integrato Autoconsumo Diffuso o TIAD), il documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha proposto che, nelle more del nuovo decreto ministeriale recante gli incentivi per l’autoconsumo di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 199/21, possano coesistere due discipline:
(V.19.1) la disciplina attualmente vigente di cui alla deliberazione 318/2020/R/eel e al relativo Allegato A, a cui si possono sommare gli incentivi previsti dal decreto ministeriale 16 settembre 2020;
(V.19.2) la disciplina di cui al TIAD, a cui si sommeranno gli specifici incentivi oggetto di prossima definizione da parte del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica.
In alternativa, è stato evidenziato che si dovrebbe prevedere che il TIAD diventi operativo solo a seguito dell’entrata in vigore del nuovo decreto ministeriale di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 199/21.
(VI) CONSIDERATO CHE:
(VI.1) i soggetti interessati hanno generalmente condiviso e apprezzato quanto previsto dal documento per la consultazione 390/2022/R/eel e hanno trasmesso le osservazioni nel seguito sintetizzate;
(VI.2) con riferimento al quadro definitorio delle diverse configurazioni per l’autoconsumo diffuso, anche tenendo conto della nuova definizione di SSPC introdotta dall’articolo 16 del decreto legislativo 210/21 e nel frattempo integrata nel TISSPC con la deliberazione 573/2022/R/eel, alcuni soggetti interessati hanno richiesto di:
(VI.2.1) chiarire come sia calcolata la lunghezza, pari al massimo a 10 km, del collegamento diretto nel caso delle configurazioni di autoconsumatore individuale da fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta, di cui all’articolo 30, comma 1, lettera c), e comma 1-bis, del decreto legislativo 199/21;
(VI.2.1) chiarire quale sia la modalità operativa secondo cui i clienti finali ricadenti nelle configurazioni per cui trova applicazione quanto previsto dall’articolo 30, comma 1-bis, del decreto legislativo 199/21 dovranno pagare le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema;
(VI.2.3) esplicitare che, nel caso delle configurazioni di autoconsumatore individuale da fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta per le quali si opti per l’applicazione delle disposizioni previste dall’articolo 30, comma 1, lettera c), e comma 1-bis, del decreto legislativo 199/21, per l’energia elettrica autoconsumata non si dovranno pagare i corrispettivi di trasmissione e di distribuzione e i corrispettivi di dispacciamento, poiché l’energia elettrica autoconsumata non transita nella rete pubblica con obbligo di connessione di terzi;
(VI.2.4) chiarire se sia possibile, e secondo quali condizioni, il cambio, nel corso della vita utile della configurazione di autoconsumo e a parità di configurazione elettrica, dal trattamento delle configurazioni di autoconsumatore individuale da fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta all’applicazione delle disposizioni previste per i SSPC;
(VI.2.5) chiarire che, nel caso di CER/CEC con impianti di produzione gestiti da produttori terzi, il produttore (soggetto intestatario dell’officina elettrica di produzione, ove prevista dalla normativa vigente, nonché soggetto intestatario delle autorizzazioni alla realizzazione e all’esercizio dell’impianto di produzione) si debba impegnare a garantire che, ai fini dell’autoconsumo diffuso, la propria energia elettrica immessa sia a disposizione della CER/CEC e non di altri soggetti;
(VI.2.6) chiarire come siano identificati gli impianti di produzione esistenti e in particolare entro quale data debbano essere entrati in esercizio;
(VI.3) con riferimento all’identificazione, da parte delle imprese distributrici, dell’area sottesa alla stessa cabina primaria:
(VI.3.1) la maggior parte dei soggetti interessati, pur condividendo quanto indicato nel documento per la consultazione 390/2022/R/eel, ha evidenziato che la complessità per la determinazione delle diverse aree sottese a ciascuna cabina primaria potrebbe richiedere un periodo transitorio non trascurabile. Pertanto, è stato richiesto che:
(VI.3.1.i) i. il periodo transitorio sia identificato tramite date certe, evitando che esso sia demandato alle imprese distributrici;
(VI.3.1.ii) ii. nel periodo transitorio sia individuata una modalità semplificata per la verifica dell’appartenenza dei diversi punti di connessione all’area sottesa alla stessa cabina primaria, ad esempio introducendo una modalità analoga a quella attualmente prevista dalla deliberazione 318/2020/R/eel (richiesta di verifica dei punti di connessione di ciascuna configurazione per l’autoconsumo diffuso da parte del referente all’impresa distributrice), garantendo, in ogni caso, tempistiche brevi per la verifica e la conseguente risposta da parte delle imprese distributrici;
(VI.3.2) alcuni soggetti interessati hanno segnalato che molti piccoli Comuni (in particolare, i Comuni con meno di 5.000 abitanti) risultano essere serviti da più cabine primarie.
È stato, quindi, evidenziato che in tali contesti locali, caratterizzati da una forte matrice identitaria e comunitaria, risulterebbe particolarmente penalizzante introdurre divisioni geografiche in relazione all’area sottesa alle singole cabine primarie; pertanto, è stato proposto che, analogamente a quanto previsto dai decreti legislativi 199/21 e 210/21 per le isole minori non interconnesse, si possano associare convenzionalmente tutte le utenze dello stesso piccolo Comune a un’unica cabina primaria;
(VI.4) con riferimento all’individuazione dei soggetti facenti parte delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso, alcuni soggetti interessati:
(VI.4.1) hanno evidenziato la necessità che le Regole Tecniche per l’autoconsumo collettivo del GSE specifichino la possibilità che alle CER/CEC possano aderire le imprese che appartengono ai codici ATECO 35.11.00 e 35.14.00 (relativi, rispettivamente, al settore della produzione di energia elettrica e al settore del commercio di energia elettrica);
(VI.4.2) nel caso particolare di aziende che non rientrano nel loro complesso tra le piccole e medie imprese (PMI) ma che presentano diversi esercizi commerciali/punti vendita ciascuno dei quali classificabile separatamente come PMI, hanno evidenziato la necessità di fare riferimento al singolo esercizio commerciale/punto vendita ai fini del rispetto dei requisiti per la partecipazione alle CER/CEC;
(VI.4.3) hanno richiesto di chiarire che i “grandi consumatori” (soggetti diversi dalle PMI, dalle persone fisiche e dagli altri soggetti previsti dall’articolo 31, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 199/21) possano essere membri delle CER/CEC, fermo restando che tali “grandi consumatori” non possano assumere il controllo delle relative CER/CEC sulla base delle regole previste dagli statuti delle medesime CER/CEC.
Tale richiesta, come evidenziato dai medesimi soggetti interessati discende dalla previsione dell’articolo 31, comma 1, lettera d), del decreto legislativo 199/21, secondo cui “la partecipazione alle comunità energetiche rinnovabili è aperta a tutti i consumatori, compresi quelli appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili, fermo restando che l’esercizio dei poteri di controllo è detenuto dai soggetti aventi le caratteristiche di cui alla lettera b)”; ai sensi dell’articolo 31, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 199/21, l’esercizio dei poteri di controllo fa capo esclusivamente a persone fisiche, PMI, enti territoriali e autorità locali, ivi incluse le amministrazioni comunali, gli enti di ricerca e formazione, gli enti religiosi, gli enti del terzo settore e di protezione ambientale, nonché le amministrazioni locali contenute nell’elenco delle amministrazioni pubbliche divulgato dall’Istituto Nazionale di Statistica (di seguito: ISTAT) secondo quanto previsto all’articolo 1, comma 3, della legge 196/09, che sono situate nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti di produzione facenti parte della CER; - alcuni soggetti interessati hanno evidenziato che è necessario chiarire se il gestore di SDC relativo a una rete elettrica portuale possa partecipare alla CER/CEC, nonché essere il soggetto gestore della medesima CER/CEC (ovvero soggetto referente);
(VI.5) con riferimento al modello regolatorio virtuale, i soggetti interessati hanno accolto con favore la possibilità che il soggetto referente, nel caso di CER e CEC, possa essere anche un soggetto terzo previo mandato esplicito della CER/CEC, purché il mandato consenta al referente di gestire anche i flussi economici, ivi compreso l’incasso delle erogazioni effettuate dal GSE;
(VI.6) con riferimento alla quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata su base oraria, alcuni soggetti interessati hanno proposto:
(VI.6.1) di valutare la possibilità che il GSE trasmetta al referente anche i dati dell’energia elettrica prodotta e consumata ripartiti per ciascun membro della CER/CEC; 21
(VI.6.2) che, qualora non siano disponibili tutti i dati di misura dell’energia elettrica necessari, il GSE possa quantificare in acconto la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata e la determinazione dell’incentivo spettante;
(VI.6.3) che si confermino le disposizioni regolatorie relative alla messa a disposizione dei dati di misura dell’energia elettrica previste dalla deliberazione 318/2020/R/eel;
(VI.7) con riferimento alle modalità per la messa a disposizione dei dati di misura dell’energia elettrica che rilevano ai fini della determinazione e della valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata, un’associazione di categoria ha evidenziato l’opportunità che i dati di misura dell’energia elettrica prelevata siano acquisiti dal GSE direttamente dal Sistema Informativo Integrato (SII), senza, quindi, rivolgersi appositamente alle imprese distributrici;
(VI.8) con riferimento alle modalità per lo scomputo in bolletta dell’energia elettrica autoconsumata per i clienti finali domestici, di cui all’articolo 32, comma 3, lettera c), del decreto legislativo 199/21, la maggior parte dei soggetti interessati, pur condividendo la proposta riportata nel documento per la consultazione 390/2022/R/eel:
(VI.8.1) ha manifestato la propria contrarietà all’introduzione dello scomputo in bolletta, individuando rilevanti criticità in relazione alla gestione delle informazioni e dei flussi amministrativi ed economici tra i membri delle CER, i referenti e le società di vendita;
(VI.8.2) ha, comunque, richiesto che le modalità per lo scomputo in bolletta dell’energia elettrica autoconsumata siano definite solo in una seconda fase rispetto all’avvio della nuova regolazione introdotta con il TIAD, anche attraverso un’ulteriore fase di consultazione dei soggetti interessati;
(VI.9) la maggior parte dei soggetti interessati ha ritenuto preferibile che il TIAD entri quanto prima in vigore e che, in attesa del decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, possano coesistere le due discipline (deliberazione 318/2020/R/eel e relativo Allegato A e TIAD approvato con il presente provvedimento);
(VI.10) inoltre, alcuni soggetti interessati hanno evidenziato la necessità di:
(VI.10.1) estendere la possibilità di demandare il ruolo di referente a un soggetto terzo anche nei casi di sistemi di autoconsumo individuale da fonti rinnovabili “a distanza”;
(VI.10.2) coordinare le definizioni della potenza nominale degli impianti di produzione di energia elettrica date dall’Autorità con quelle che verranno inserite dal Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica nel proprio decreto di incentivazione;
(VI.10.3) chiarire se le reti elettriche relative ai SDC portuali o aeroportuali possano essere oggetto di rilascio della sub-concessione alle CEC eventualmente interessate; - chiarire se alle CER costituite, ai sensi dell’articolo 9, comma 2, del decretolegge 50/22, dalle AdSP (per le quali è previsto che gli incentivi previsti dal decreto legislativo 199/21 si applichino agli impianti di produzione alimentati 22 da fonti rinnovabili anche di potenza superiore a 1 MW) possano partecipare anche clienti finali non riconducibili alle medesime AdSP.
(VII) RITENUTO OPPORTUNO:
(VII.1) disciplinare con il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (TIAD) le modalità per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso previste dai decreti legislativi 199/21 e 210/21;
(VII.2) prevedere che il TIAD trovi applicazione a decorrere dall’ultima data tra il 1 marzo 2023 e la data di entrata in vigore del decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica previsto dall’articolo 8 del decreto legislativo 199/21, recante le disposizioni in merito agli incentivi per la condivisione dell’energia elettrica, evitando la coesistenza tra la deliberazione 318/2020/R/eel e il TIAD per periodi di tempo molto limitati;
(VII.3) prevedere che, a decorrere dalla data di cui al punto precedente, la deliberazione 318/2020/R/eel e il relativo Allegato A non siano più vigenti e che anche per le configurazioni realizzate ai sensi dell’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19 si applichi il TIAD.
A tal fine, gli impianti di produzione ammessi alle configurazioni di cui all’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19 non concorrono al raggiungimento del limite del 30% in relazione agli impianti di produzione esistenti ammissibili nelle nuove CER.
(VIII) RITENUTO OPPORTUNO:
(VIII.1) confermare quanto proposto nel documento per la consultazione 390/2022/R/eel in materia di autoconsumo diffuso, con le integrazioni e modifiche di seguito descritte, anche al fine di tenere conto di alcune osservazioni pervenute durante la consultazione;
(VIII.2) in relazione alle configurazioni di autoconsumatore individuale da fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta:
(VIII.2.1) per motivi di semplicità di calcolo, prevedere che il calcolo della lunghezza, pari al massimo a 10 km, del collegamento diretto avvenga considerando la distanza minima tra la particella catastale ovvero l’insieme delle particelle catastali su cui sorge l’unità di consumo e la particella catastale ovvero l’insieme delle particelle catastali su cui sorge l’impianto di produzione;
(VIII.2.2) prevedere che i clienti finali ricadenti nella configurazione versino le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema direttamente a Cassa per i servizi energetici e ambientali (di seguito anche: CSEA), secondo modalità definite dalla medesima CSEA e trasmesse, per informativa, al Direttore della Direzione Mercati Energia all’Ingrosso e Sostenibilità Ambientale;
(VIII.2.3) confermare che all’energia elettrica autoconsumata si applichino solo le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema, in quanto tali configurazioni non utilizzano la rete elettrica per il proprio autoconsumo; 23
(VIII.2.4) prevedere che sia consentito un solo passaggio dal trattamento regolatorio spettante per l’autoconsumo diffuso al trattamento regolatorio spettante per i SSPC e viceversa. Tale passaggio comporta la restituzione dei benefici tariffari e degli incentivi associati al regime precedente, maggiorati degli interessi legali, secondo modalità da definire a cura del GSE. Una siffatta previsione consente di tenere conto di subentrate esigenze che necessitano cambiamenti nelle proprie valutazioni iniziali e, al tempo stesso, tiene conto del fatto che il diritto all’accesso all’incentivazione dell’autoconsumo diffuso prevista dall’articolo 8 del decreto legislativo 199/21 si acquisisce una tantum per ogni configurazione elettrica e ha una durata stabilita dai relativi decreti ministeriali di incentivazione;
(VIII.3) non prevedere specifiche ulteriori inerenti alle definizioni riportate dai decreti legislativi 199/21 e 210/21 in quanto non rientranti nelle competenze dell’Autorità;
(VIII.4) non prevedere ulteriori disposizioni in merito all’individuazione dei soggetti facenti parte delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso, in quanto essi sono identificati dai decreti legislativi 199/21 e 210/21 che non possono essere oggetto di modifica da parte dell’Autorità;
(VIII.5) prevedere che le imprese distributrici che dispongono di cabine primarie definiscano e pubblichino nei propri siti internet, entro il 28 febbraio 2023, le aree sottese a ciascuna cabina primaria, ciascuna per l’ambito territoriale di competenza;
(VIII.6) prevedere che, per le finalità di cui al precedente punto, tali imprese distributrici:
(VIII.6.1) individuino l’area sottesa a ogni cabina primaria a partire dalla reale configurazione delle proprie reti elettriche e tenendo conto:
(VIII.6.1,i) i. della struttura delle reti elettriche;
(VIII.6.1,ii) ii. degli assetti di funzionamento delle reti elettriche;
(VIII.6.1,iii) iii. dello sviluppo prospettico delle reti elettriche, per quanto noto al momento dell’identificazione;
(VIII.6.1,iv) iv. di ulteriori aspetti di tipo geografico funzionali a rendere fruibile l’area convenzionale individuata, fermo restando il vincolo connesso all’ambito territoriale della concessione di distribuzione di energia elettrica;
(VIII.6.2) si avvalgano delle imprese distributrici sottese per l’individuazione delle aree per le quali queste ultime, pur avendo il ruolo di gestore di rete concessionario, non dispongono di una cabina primaria.
A tal fine, si ritiene opportuno che:(VIII.6.2.i) i. il territorio in concessione all’impresa distributrice sottesa sia inserito nella sua totalità nell’area sottesa alla cabina primaria a cui la rete dell’impresa distributrice sottesa è fisicamente connessa;
(VIII.6.2.ii) ii. le imprese distributrici sottese siano tenute a fornire tutte le informazioni utili allo scopo, sulla base delle indicazioni che sono fornite dalle imprese distributrici che dispongono di cabine primarie;
(VIII.6.3) nel caso delle isole minori non interconnesse, come previsto dall’articolo 32, comma 3, lettera e), del decreto legislativo 199/21 e dall’articolo 14, comma 10, lettera g), del decreto legislativo 210/21, individuino un’area coincidente con l’intero territorio isolano; 24
(VIII.7) prevedere che la prima individuazione delle aree sottese a ogni cabina primaria sia transitoria e abbia un periodo di validità limitato al fine di consentire tempestivamente l’apporto di interventi correttivi anche sulla base di eventuali osservazioni formulate dai soggetti interessati nel rispetto dei principi generali di cui al precedente punto;
(VIII.8) prevedere che le successive individuazioni delle aree sottese a ogni cabina primaria, aventi validità pari a 2 anni, siano trasmesse al GSE affinché quest’ultimo pubblichi un’unica mappatura dell’intero territorio nazionale, semplificando ulteriormente le procedure per la costituzione delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso;
(VIII.9) prevedere che, nel solo caso di SDC connessi in alta tensione, l’individuazione delle aree sottese alla cabina primaria (coincidente con la cabina di trasformazione alta/media tensione del SDC) sia effettuata dal gestore del SDC definendo, come area sottesa alla sua cabina primaria, l’area coincidente con l’ambito territoriale del SDC;
(VIII.10) prevedere che, ai fini della quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata su base oraria e della sua verificabilità, il GSE renda disponibili al soggetto referente tutti i dati necessari, anche tenendo conto delle osservazioni pervenute durante la consultazione, e al fine di garantire la massima trasparenza possibile; prevedere, altresì, che il GSE non renda disponibili ulteriori elementi derivanti da libere scelte dei referenti (quali la ripartizione dell’energia autoconsumata e/o della sua valorizzazione per membro della configurazione), in quanto tali elementi sono diversi per ogni configurazione, non sono standardizzabili e rientrano nelle attività libere di competenza dei referenti;
(VIII.11) prevedere che, nel caso di comunità energetiche rinnovabili realizzate ai sensi dell’articolo 20, comma 2, del decreto-legge 17/22, come sostituito dal decreto-legge 50/22 ovvero ai sensi dell’articolo 9, comma 2, del decreto-legge 50/22 ovvero ai sensi dell’articolo 10, comma 2, del decreto-legge 144/22, l’energia elettrica autoconsumata sia determinata con le stesse modalità con cui è determinata nel TIAD per le comunità di cui all’articolo 31 del decreto legislativo 199/21, in quanto tale valorizzazione tiene conto dei costi evitati derivanti dall’autoconsumo che sussistono solo sotto la cabina primaria; pertanto non sia necessario inserire nel TIAD specifiche disposizioni regolatorie, salvo eventuali modifiche conseguenti all’attuazione di quanto previsto dal decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica previsto dall’articolo 8 del decreto legislativo 199/21;
(VIII.12) rinviare ai provvedimenti che l’Autorità adotterà nell’ambito del procedimento avviato con la deliberazione 122/2022/R/eel di attuazione di quanto disposto dall’articolo 36 del decreto legislativo 199/21, la determinazione delle modalità con cui il GSE acquisisce i dati di misura direttamente dal Sistema Informativo Integrato (SII). Tale possibilità può agevolare ulteriormente le attività di competenza del GSE ma richiede, ai fini della sua implementazione, tempi non compatibili con l’inizio dell’operatività del TIAD;
(VIII.13) rimandare a successivi provvedimenti la definizione delle modalità per lo scomputo in bolletta dell’energia elettrica autoconsumata nel caso di clienti finali domestici, anche tenendo conto delle criticità sollevate sul medesimo istituto (oltre che sulle 25 relative modalità operative, pur semplificate) sollevate dai soggetti interessati nell’ambito consultazione;
(VIII.14) rinviare al decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 199/21, oggetto di prossima emanazione, gli aspetti definitori e/o gli ulteriori elementi attinenti all’erogazione degli incentivi, ivi inclusa la definizione di potenza degli impianti di produzione, al fine di evitare sovrapposizioni o incoerenze;
(VIII.15) prevedere che la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata possa essere oggetto di aggiornamento nei prossimi anni. Tale aggiornamento può essere effettuato in funzione delle ulteriori evidenze relative agli effetti delle configurazioni in autoconsumo sul sistema elettrico, nonché delle evidenze dello studio di RSE, previsto dall’articolo 42-bis, comma 8, lettera c), del decreto-legge 162/19 e dal punto 5. della deliberazione 318/2020/R/eel, in relazione alle modalità più efficienti per la massimizzazione dell’energia elettrica condivisa e agli effetti tecnici ed economici delle medesime configurazioni
(IX) DELIBERA
(IX.1) è approvato il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (TIAD),
Allegato A alla presente deliberazione di cui è parte integrante e sostanziale;(IX.2) il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso trova applicazione a decorrere dall’ultima data tra il 1 marzo 2023 e la data di entrata in vigore del decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 199/21, ad eccezione di quanto previsto ai punti seguenti;
(IX.3) a decorrere dalla data di cui al punto 2., la deliberazione 318/2020/R/eel e il relativo Allegato A è abrogata, fermo restando il completamento dello studio di cui al relativo punto 5.; dalla medesima data, per le configurazioni realizzate ai sensi dell’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19 si applica il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso. A tal fine, gli impianti di produzione ammessi alle configurazioni realizzate ai sensi dell’articolo 42-bis del decreto-legge 162/19 non concorrono al raggiungimento del limite del 30% in relazione agli impianti di produzione esistenti ammissibili nelle nuove comunità energetiche rinnovabili;
(IX.4) ai fini della pubblicazione delle aree sottese alle singole cabine primarie, l’articolo 10 del Testo Integrato Autoconsumo Diffuso trova applicazione a decorrere dalla data di pubblicazione della presente deliberazione;
(IX.5) con riferimento alle configurazioni di autoconsumatore individuale da fonti rinnovabili “a distanza” con linea diretta che accedono a quanto previsto dall’articolo 30, comma 1, lettera c), e comma 1-bis, del decreto legislativo 199/21, CSEA definisce le procedure secondo cui i clienti finali versano le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema direttamente alla medesima. Le procedure 26 di cui al presente punto sono trasmesse, per informativa, al Direttore della Direzione Mercati Energia all’Ingrosso e Sostenibilità Ambientale;
(IX.6) la presente deliberazione è trasmessa al Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, al Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. e alla Cassa per i servizi energetici e ambientali;
(IX.7) la presente deliberazione è pubblicata nel sito internet dell’Autorità www.arera.it.
27 dicembre 2022
IL PRESIDENTE
Stefano Besseghini
Page updated
Google Sites
Report abuse