La normativa tecnica attuativa del
conto energia
Marco Pezzaglia
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Direzione Mercati
L’energia fotovoltaica e il “nuovo conto energia”
Energindustria
Vicenza- 25 giugno 2007
Argomenti
 Gerarchia delle fonti normative e dei ruoli
 Accesso al sistema elettrico
 Connessioni alle reti di media tensione
 Connessioni alle reti di bassa tensione
 Cessione dell’energia
 Misura dell’energia elettrica
 Accesso al sistema di incentivi per la
produzione fotovoltaica
 Applicazione della normativa
2
Gerarchia delle fonti normative e
dei ruoli
Gerarchia delle fonti normative e dei ruoli
L’azione dell’Autorità deve essere correttamente
inquadrata nell’ambito della gerarchia dei diversi ruoli
 Direttiva 2001/77/CE
 Decreto legislativo n.387/2003
 Disposizioni per sistema certificati verdi
 Decreti conto energia (fotovoltaico)
 Disposizioni regolatorie (AEEG)
 Funzionamento “tecnico” meccanismi di
incentivazione
 Copertura oneri derivanti dal
meccanismo di incentivazione
AEEG
4
Gerarchia delle fonti normative e dei ruoli
I ruoli dell’Autorità attribuiti nell’ambito degli schemi di
promozione dello sviluppo delle FR devono essere
“incrociati” con il mandato conferito all’Autorità con la
legge istitutiva n.481/1995
 competenze in materia di promozione della
concorrenza e dell’efficienza dei servizi di pubblica
utilità, tra cui rientra il servizio di produzione di
energia elettrica, nonché in materia di promozione
della tutela degli utenti e dei consumatori,
inquadrando le azioni dell’Autorità nei contesti
generali di tutela ambientale ed uso efficiente delle
risorse
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Gerarchia delle fonti normative e dei ruoli
……. da ricordare anche che la legge n.481/1995
stabilisce, tra l’altro, che l’Autorità ……..
 nel perseguire le predette finalità formuli osservazioni e
proposte da trasmettere al Governo e al Parlamento sui
servizi [….] sulle [….] forme di mercato, nei limiti delle leggi
esistenti, proponendo al Governo le modifiche normative e
regolamentari necessarie in relazione alle dinamiche
tecnologiche, alle condizioni di mercato ed all’evoluzione
delle normative comunitarie
 definisca le condizioni tecnico-economiche di accesso e di
interconnessione alle reti, tra cui rientrano le condizioni
tecnico-economiche di connessione alle reti degli impianti
di produzione di energia elettrica
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Accesso al sistema elettrico
Regolazione dei
sistemi di utenza
Scambio sul posto
Regime di ritiro dedicato
Prodotta
Immessa
Consumata
Rete elettrica
Misura dell’energia
elettrica prodotta
Prelevata
Delib.n. 88/07
Misura dell’energia
elettrica scambiata
Delib. n. 5/04
Condizioni per la
connessione
-Procedurale
-Economica
-Tecnica
Alta e media tensione
Delib. n.281/05
Bassa tensione
Delib n.89/07
Regole tecniche conn.
Delib.n.136/04
CONDIZIONI PER IL DISPACCIAMENTO
Meccanismi atti ad un adeguato sviluppo della rete elettrica per la connessione della
“generazione distribuita” (procedimento di cui alla deliberazione n. 40/07)
Condizioni per l’attuazione dei meccanismi di incentivazione (delib. n. 90/07 – fotovoltaico)
8
Secondo quali principi ?
 Accesso regolato basato su regole trasparenti (pubblicate)
e non discriminatorie (tutti i soggetti nelle stesse
condizioni sono trattati nel medesimo modo)
 Caso delle connessioni: nessuna connessione, in pratica, è uguale
all’altra, ma il servizio è erogato secondo procedure note a tutti
che conducono a soluzioni secondo un percorso di garanzia per
l’utente
 Copertura dei costi secondo principi di efficienza
 minimizzazione del costo
 corretta attribuzione dei costi a coloro che li provocano
 In certi casi, motivi di opportunità, conducono ad attribuzioni di
costo di tipo medio-convenzionale ma comunque sempre
nell’ambito della relazione utente/servizio (ad es. modello
“francobollo” per il servizio di trasporto per i clienti finali)
 Impossibilità di socializzare oneri derivanti da meccanismi
di incentivazione senza una precisa attribuzione di legge
9
Diverse configurazioni per il servizio di connessione
• Le condizioni procedurali ed economiche per ottenere la
connessione alla rete si differenziano in ragione del livello di
tensione a cui la connessione si riferisce (e, di conseguenza,
in ragione della taglia “della connessione”)
 Connessioni in MT
 Provvedimento di riferimento: deliberazione AEEG n.281/05
 Procedure abbastanza complesse in quanto gli impianti per la
connessione sono di norma maggiormente soggetti ad aspetti
di carattere autorizzativo
 Soluzioni non pienamente standardizzabili
 Corrispettivo economico determinato “a misura” sulla base dei
costi sostenuti per la realizzazione della connessione effettuata
sulla base di “soluzioni tecniche convenzionali“ pubblicate dai
distributori
 Connessioni in BT
 Provvedimento di riferimento: deliberazione AEEG n.89/07
 Procedure semplificate in ragione del maggior grado di
standardizzazione
 Corrispettivo economico “a forfait”
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Connessioni reti MT (1)
• Il sistema per la connessione in MT si basa sull’articolazione tra:
 impianto di rete per la connessione (IRC)
 impianto di utenza per la connessione (IUC)
 sviluppi della rete esistente (rinforzi – RIN)
 Soluzione tecnica minima generale (STMG)
 Soluzione tecnica minima di dettaglio (STMD)
Impianto
elettrico da
connettere
Rete con obbligo di
connessione di terzi
RIN
IUC
IRC
Impianto per la connessione
è l’insieme degli impianti necessari per la connessione alla rete di un impianto elettrico
Impianto di rete per la connessione
Impianto di utenza per la connessione
è la porzione di impianto per la è la porzione di impianto per la
connessione di competenza del gestore di connessione la cui realizzazione, gestione,
rete con obbligo di connessione di terzi
esercizio e manutenzione rimangono di
competenza del soggetto richiedente la
connessione
11
Connessioni reti MT (2)
STMG
SOLUZIONE TECNICHE MINIMA GENERALE
descrizione dell’impianto di rete
eventuali interventi sulle reti
eventuale esercizio transitorio dell’impianto
dati necessari alle richieste di autorizzazione
STMD
SOLUZIONE TECNICA MINIMA DI DETTAGLIO
elenco delle fasi di progettazione esecutiva,
tempistiche previste per ciascuna fase e soggetti responsabili
costi di realizzazione
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Richiedente la connessione
Richiesta di connessione (Art. 5)
No
Terna
Richiedente
la
connessione
Potenza
< 10 MVA
Si
Impresa
distributrice
Richiedente
la
connessione
Coordinamento
tra gestori di rete
(Art. 7.1)
Corrispettivo per
STMG (Art. 7)
Corrispettivo per
STMG (Art. 7)
Gestore di rete interessato
(Terna o Impresa distributrice)
STMG (Art. 8 e10.1)
Gestore di rete interessato /
Richiedente la connessione
Disciplinato dalle autorità
competenti
Processo
autorizzativo
Ottenimento autorizzazioni
(art 10.6)
Corrispettivo al
gestore di rete
interessato per
STMD (Art. 7)
Richiedente la
connessione
STMD (Art. 8 e 10.6)
Richiedente la
connessione da
fonte
convenzionale
Richiedente la
connessione da
fonte
rinnovabile
(Art. 11) Corrispettivi al gestore di
rete interessato per:
(Art. 13)
Impianto di rete realizzato dal
gestore: corrispettivi al gestore di
rete interessato per
(+) Costo impianto di rete se realizzato dal
gestore di rete, al netto dei costi per le
porzioni di impianto di rete realizzate dal
richiedente,
(+) Costo impianto di rete
(-) Sconto su impianto di rete (Tabella 2)
(+) Garanzie finanziarie (50%)
(+) Costo sviluppo reti esistenti non RTN,
Fase esecutiva
(+) Garanzie finanziarie
Impianto di rete realizzato dal
richiedente: corrispettivi al gestore
di rete interessato per
(+) Garanzie finanziarie (50%)
(-) Sconto su impianto di rete (Tabella 2)
corrisposto in 5 anni
13
Connessioni bt (introduzione)
 Condizioni economiche
 La consultazione ha sollevato un punto di attenzione: la struttura di costo per



la connessione dei produttori non è simmetrica rispetto alla struttura di costo
della connessione dei clienti finali. Ciò in ragione del fatto che:
 ai fini del rispetto della qualità della tensione, la presenza di utenze miste
determinerebbero la necessità di sovradimensionare le linee
 ai fini del dimensionamento di rete, sono da preveder fattori di
utilizzazione diversi rispetto alla sola connessione di una molteplicità di
clienti finali
Tuttavia: non sono stati forniti elementi rilevanti a supporto. L’Autorità
continuerà ad approfondire tali aspetti nell’ambito del procedimento avviato
con deliberazione n.40/07 (procedimento generazione distribuita)
Si ritiene opportuno tenere conto della diversa struttura, ma con parametri
che, in via transitoria, riconducano ad una simmetria di corrispettivi tra attivo
e passivo (ciò è necessario anche perché se si creassero corrispettivi non
simmetrici gli utenti “misti” potrebbero scegliere il percorso più
“conveniente”)
I corrispettivi sono parametrati ad una “potenza ai fini della connessione” che
rappresenta la potenza richiesta al netto della potenza eventualmente già
disponibile
14
Connessioni bt (struttura)
 Ambito di applicazione deliberazione n. 89/07
 Nuovi impianti o modifica di impianti esistenti a cui corrisponde una nuova


•
richiesta di connessione o la richiesta di valutazione di adeguamento di una
connessione esistente
La richiesta di connessione può anche riferirsi a connessioni esistenti
Il provvedimento si applica per le richieste effettuate a valle dell’entrata in
vigore del provvedimento (cioè dopo il 13 aprile 2007)
Procedure
 A valle di ciascuna richiesta il distributore valuta se l’intervento rientra tra
lavori SEMPLICI o COMPLESSI. La tipologia di lavori rileva unicamente per il
tempo di realizzazione della connessione (30 giorni se semplici, 120 giorni se
complessi). Le procedure sono state completate con l’inserimento di
parametri atti al monitoraggio della qualità commerciale
•
•
Condizioni economiche
 Condizioni economiche “a forfait” (provvedimento Cip n.42/86)
Condizioni tecniche
 Si danno direttive minime per la redazione di RTC-bt. Nelle more valgono
quelle attualmente in uso, ove non in contrasto con le delibere dell’Autorità
15
Connessioni bt – procedure“ggL” giorni lavorativi
 Parametri per controllo procedura
 data di ricevimento della richiesta di




connessione
 tempo di messa a disposizione del
preventivo per la connessione
data di messa a disposizione del
preventivo per la connessione
 accettazione del preventivo per la
connessione
data di comunicazione di accettazione del
preventivo per la connessione
data di comunicazione di ultimazione dei
lavori da realizzarsi a cura del soggetto
responsabile della connessione
 tempo di realizzazione della
connessione
data di completamento della realizzazione
della connessione
 20 ggL (*)
Ind. Aut. (IA)
60 €
 Specificato nel
preventivo
 30/120 ggL
IA
Max
(1% del corrispettivo di connessione;
5 €)/giorno
Fino ad un max di 180 giorni
16
Connessioni bt – Condizioni economiche
PD
QUOTA DISTANZA
distanza metri*
da 0 a 200
importo €
dal 1/1/07
185,65
185,65
per i primi 200 metri
93,06
ogni 100 metri o frazioni
superiori a 50 metri
Massimo valore tra la potenza potenza già
disponibile in immissione o in prelievo
PR
Potenza richiesta in immissione
PFC
Potenza ai fini della connessione
da 201 a 700
650,03
per i primi 700metri
185,65
ogni 100 metri o frazione
superiore a 50 metri
importo €/kW
DIRITTO FISSO
importo €
Corrispettivo di connessione
0,5 x
da 701 a 1200
oltre 1200
QUOTA POTENZA
PFC = PR-PD
1.578,29
per i primi 1200 metri
371,3
ogni 100 metri o frazione
superiore a 50 metri
dal 1/1/07
69,7981
dal 1/1/07
46,53
 Diritto fisso (46.53 €)
+
 Quota potenza (69,7981 €/kW)
+
(Se trattasi di nuova connessione)
 Quota distanza
(distanza tra il punto di connessione e la cabina più
vicina in servizio da almeno cinque anni)
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Connessioni bt (condizioni tecniche)
 Si danno condizioni minime di adattamento al quadro
•
normativo vigente delle RTC esistenti con obbligo di
trasmissione delle medesime all’Autorità (entro 60 giorni dal
13 aprile)
Il procedimento 136/04 sta arrivando a conclusione nel 2007
per l’AT e la MT
 Pubblicazione di una RTC di riferimento elaborata in ambito CEI ed adottabile
dalle imprese distributrici con deroghe approvate dall’Autorità (cfr.
consultazione 5 dicembre 2006) – Applicabile dal 1 gennaio 2008
•
Per la bt, il processo è meno avanzato e, transitoriamente, si
è ancora in una fase “ricognitiva”
 A valle della trasmissione delle RTC in bt da parte delle ID, l’Autorità

potrebbe intervenire a dare condizioni minime per la redazione di nuove RTC
con decorrenza dal 1 gennaio 2008 (nuovo periodo regolatorio)
Le RTC potrebbero essere anche adeguatamente riviste alla luce dello
sviluppo della GD. Condizione minima:
 gestione di minisistemi produzione/consumo con un solo punto di connessione alla rete
 nella titolarità di un unico soggetto (ai fini della connessione)
 condizioni sulle modalità di scambio sull’unico punto di connessione
18
Coordinamento connessioni MT- bt
 Le deliberazioni n. 281/05 e n.89/07 necessitano di essere coordinate
 Esistono problemi di circolarità soprattutto nelle fasi di presentazione della



•
richiesta (l’attuale quadro impone di sapere prima quale tipologia di
connessione risulterebbe dalla richiesta di connessione)
Procedure (opportuna regolare una procedura unica - come di fatto già
avviene)
Condizioni economiche (almeno per quel che riguarda la compilazione delle
soluzioni per la connessione)
Condizioni tecniche (a valle della pubblicazione delle RTC di riferimento, le
MCC 281 dovranno essere riaggiornate)
Nella situazione attuale già esistono (o quasi) tutti gli elementi necessari
alla formazione di un corpo normativo unitario (per la produzione)
Bassa tensione
Condizioni
procedurali
Condizioni
economiche
Condizioni
tecniche
Delib. 89/07
Delib. 89/07
RTC vigenti
(da sviluppare)
Media tensione
Alta tensione
•
Delib. 281/07
MCC 281
136/04
RTC-CEI
È necessario attuare un coordinamento e razionalizzazioni in certe parti
19
Ritiro e valorizzazione dell'energia elettrica
 L'energia elettrica prodotta viene ritirata secondo le seguenti
modalità:
 per impianti di potenza nominale non superiore a 20 kW,
possibilità di beneficiare della disciplina dello scambio
sul posto (Delibera 28/06)
 per impianti di potenza nominale superiore a 20 kW,
nonché < 20 kW per il caso in cui non si opti per il
servizio di scambio sul posto, l’energia immessa nella
rete elettrica è ritirata con le modalità di cui alla
deliberazione 34/05, ovvero ceduta sul mercato
20
Deliberazione 28/06
 si applica nei casi in cui il punto di immissione e di prelievo
dell’energia elettrica scambiata coincidono
 contratto di scambio sul posto dell’energia con il gestore della
rete
 compensazione su base annuale tra energia immessa in rete
ed energia prelevata (net metering):
 in caso di saldo positivo: credito per la compensazione negli
anni successivi per un massimo di 3 anni rispetto a quello in
cui è maturato (senza remunerazione)
 in caso di saldo negativo: applicazione del corrispettivo
previsto dal contratto di fornitura
21
Deliberazione 34/05
• cessione di energia elettrica al gestore della rete
• prezzo pari a quello di cessione dall’AU alle imprese
distributrici per la vendita al mercato vincolato (fissati
mensilmente dall'AU)ù
• per gli impianti con potenza fino a 1 MW, ai primi due
milioni di kWh annui prodotti è garantito un prezzo
minimo aggiornato su base annuale
• Con l’avvento del 1 luglio 2007 e
l’evoluzione del ruolo delle imprese
distributrici (Direttiva 2003/54/CE), lo
schema di ritiro dedicato di cui al d.lgs.
387/2003 è suscettibile di modifiche
22
Misura dell’energia elettrica
Prodotta
Immessa
 Documenti di riferimento
 Delibera AEEG n. 5/04 – delibera AEEG 182/06
 Delibere AEEG su schemi conto energia

fotovolatico
Delibera n.88/07 per misura energia elettrica
prodotta
23
Misura dell’energia elettrica immessa
Prodotta
Immessa
 Delibera AEEG 5/04
ARTICOLAZIONE DELLE ATTIVITÀ COSTITUENTI IL SERVIZIO DI MISURA E
SOGGETTI RESPONSABILI
Installazione del
misuratore
Punti di
Prelievo
Punti di
immissione
Manutenzione del
misuratore
Rilevazione delle
misure
Registrazione delle
misure
Imprese distributrici
Soggetto titolare dell’impianto di
produzione
Gestore di rete sulla quale insiste il
punto di immissione
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Misura dell’energia elettrica prodotta
Prodotta
Immessa
 Ambito di applicazione




•
Per le nuove richieste di connessione
Quando serve la misura dell’energia elettrica “prodotta” e non coincide con l’energia
elettrica immessa
Quando l’energia elettrica prodotta deve essere usata a a qualunque fine normativo (CV,
conto energia)
Servizio di misura dell’energia elettrica prodotta composto dalle 4 attività tipiche del
servizio di misura (I&M, R&R)
Responsabilità e remunerazione
Responsabilità
Remunerazione
Potenza impianto
fino a 20 kW
Imprese distributrici
MIS1 in BT
Potenza impianto
> 20 kW
Produttore che può avvalersi di
terzi come prestatori d’opera. Se il
produttore si rivolge alle ID,
queste sono obbligate a prestare
l’opera richiesta
Corrispettivo fissato dalle singole ID
liberamente, ma previamente
pubblicato e specificante le voci di
costo (“voci di prezzo”) inclusa
quella di approvvigionamento e
installazione del misuratore
I misuratori devono essere adeguati per la telelettura da parte dell’impresa
distributrice almeno con cadenza mensile
Sono stati posti obblighi di archiviazione per 5 anni delle misure rilevate
25
Misura dell’energia elettrica: disciplina da coordinare
Prodotta
Consumata
Delib. 188/05
Immessa
Prelevata
(per fotovoltaico)
Delib. 5/04
Delib. 88/07
Delib. 182/06
(generale)
Delib. 292/06
• Discontinuità per potenza impianto
fotovoltaico con potenza > 20 kW
che si è avvalso della ID ai sensi
della 188/05
• IL sistema evolve verso una situazione
dove il punto di connessione non è più
caratterizzabile in senso assoluto come
punto di immissione o di prelievo
• Il responsabile è l’ID, mantre nella
88/07 è mantenuta sul produttore
• Si rilevano difficoltà nell’attuare la presente
regolazione circa le responsabilità di
installazione e manutenzione dei misuratori
(affidata ai produttori nel caso di punti di
immissione e ai distributori nei casi di punti
di prelievo)
26
Accesso al sistema di incentivi per
la produzione fotovoltaica
Incentivazione produzione fotovoltaica
• Il sistema per l’incentivazione della produzione di energia
elettrica mediante conversione fotovoltaica di cui ai decreti
ministeriali 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006 è stato
“rimpiazzato” dal nuovo sistema definito con decreto
ministeriale del 19 febbraio 2007 (DM 19 febbraio 2007)
 Una delle differenze più rilevanti è la modifica delle modalità di
accesso al sistema di incentivazione
 la richiesta di accesso all’incentivazione non è più stabilita sulla
base di un progetto, ma deve essere effettuata una volta che
l’impianto sia entrato effettivamente in esercizio
 ciò presuppone che l’impianto di produzione sia stato realizzato
secondo standard ben precisi (richiamati nel decreto
ministeriale) e che sia stata effettivamente effettuata la
connessione alla rete elettrica
 ha diritto all’incentivo tutta l’energia prodotta
(indipendentemente da quella consumata)
28
Deliberazione n.90/07
 Entrata in vigore: 13 aprile 2007
 Realizzazione dell’impianto

Connessione e misura dell’energia elettrica prodotta (ci si rifà alle disposizioni
dell’Autorità citate in precedenza)
 Condizioni per l’ammissibilità alle incentivazioni e al
premio


Sono state introdotte procedure per la presentazione della domanda e la verifica
della documentazione allegata
Allegati standard e comunicazioni basate su portale informativo del GSE
 Modalità di erogazione delle tariffe

Si riprendono le modalità vigenti per il vecchio conto energia (sfruttamento delle
procedure già disponibili per immediata attuazione)
 Verifiche GSE
 Monitoraggio tecnologico ENEA
 Copertura costi in A3


Incentivazioni - nell’aggiornamento tariffario (trimestrale)
Costi funzionamento (incluse verifiche e monitoraggio ENEA) – una tantum
annuale
29
Ammissione al regime incentivante (1)
TIPO DI
IMPIANTO
RICHIESTA
IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO
DOPO IL 13/04/07
IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO TRA
L’1 OTTOBRE 2005 E IL 13/04/07
ENTRO 60 GIORNI DALL’ENTRATA IN
ESERCIZIO DELL’IMPIANTO
ENTRO 90 GIORNI dal 13 APRILE 2007
(12 LUGLIO 2007)
Moduli A1-A2-A4
Moduli A1P-A2p-A4
Documenti Allegato 4 DM 19/02/2007
Documenti Allegato 4 DM 19/02/2007
 Proprietario dell’immobile
SOGGETTO
RESPONSABILE
 Soggetto che dispone dell’autorizzazione sottoscritta dal proprietario
dell’immobile
 Deve aver conseguito tutte le autorizzazioni necessarie alla costruzione e
all’esercizio dell’impianto
SOGGETTO RESPONSABILE
 Deve essere presentata una richiesta per ogni impianto
 Ogni impianto deve avere un proprio punto di connessione
 Per la richiesta è necessario connettersi al portale informativo del GSE,
registrasi e scaricare i moduli che devono essere compilati ed inviati in
formato cartaceo al GSE (In assenza del portale informativo vale comunque
l’obbligo di compilazione e trasmissione cartacea dei moduli)
MODALITÀ
GSE
 Entro 60 giorni dal ricevimento della richiesta effettua verifiche
 Verifica positiva: ammissione al regime incentivante
 Verifica negativa: richiesta di perfezionamento da attuarsi entro 90 giorni
dal ricevimento della medesima richiesta
 Viene fornito numero identificativo dell’impianto ai fini dell’incentivazione 30
Ammissione al regime incentivante (2)
Erogazione incentivo
SSP
1 kW< P <= 20 kW
P > 20 kW
MODALITÀ
Bimestralmente
quando l’ammontare
cumulato supera i 250€
NO - SSP
Mensilmente quando
l’ammontare cumulato
supera i 250€
Mensilmente quando
l’ammontare cumulato
supera i 500€
Nei casi di cui al comma 6.4,a) del DM 19/02/07. Impianti con
- P> 3 kW
- tipologia b1 (non integrati architettonicamente)
- autoproduttori (ai sensi del d. lgs. n.79/99)
 GSE riconosce nell’anno in corso l’incentivo al netto dell’integrazione
del 5%
 SR trasmette al GSE entro il 31 marzo di ciascun anno, con D.S.A.N. i
dati a consuntivo atti alla verifica della condizione di autoproduttore per
l’anno precedente
 In caso di verifica positiva da parte del GSE, erogazione
31
dell’integrazione per l’anno precedente
Ammissione al premio (risparmio energetico)
TIPO DI
IMPIANTO
IMPIANTI AMMESSI AL REGIME DI INCENTIVAZIONE E CHE OPERANO IN
REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO
Edifici esistenti alla data di entrata
in vigore del DM 19/02/07
RICHIESTA
Edifici completati successivamente
alla data di entrata in vigore del DM
19/02/07
Da effettuarsi da parte del soggetto responsabile qualora ricorrano le
condizioni di cui all’articolo 7 del DM 19/02/07
Modulo A3a
Modulo A3b
SOGGETTO RESPONSABILE
 Nel caso di cessazione del regime di scambio sul posto è tenuto ad
trasmettere al GSE copia della disdetta dello scambio sul posto entro trenta
(30) giorni dalla data di trasmissione al distributore
GSE
 Entro 60 giorni dal ricevimento della richiesta effettua verifiche
MODALITÀ
 Verifica positiva: ammissione al premio e comunicazione dell’ammontare
del premio
 Verifica negativa: richiesta di perfezionamento da attuarsi entro 90 giorni
dal ricevimento della medesima richiesta
Erogazione premio
 Il premio è riconosciuto a partire dall’anno solare successivo alla data di
ricevimento della richiesta
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Applicazione della normativa
Elenco dei provvedimenti di riferimento
Connessione alle reti elettriche
Media tensione



Bassa tensione


Deliberazione n. 281/05 (Modalità procedurali ed economiche)
Modalità e condizioni contrattuali delle ID (MCC 281)
Modalità tecniche: regole tecniche di connessione delle imprese distributrici
Deliberazione n. 89/07 (Modalità procedurali ed economiche)
Modalità tecniche: regole tecniche di connessione delle imprese distributrici
Cessione energia


Deliberazione n.34/05
Deliberazione n.28/06 e relativi chiarimenti
Misura
Energia elettrica scambiata
con la rete

Deliberazione n.5/04 – Articoli da 34 a 41
Energia elettrica prodotta

Deliberazione n.88/07
Accesso la regime incentivante per fotovoltaico


DM 19 febbraio 2007
Deliberazione n.90/07
In rosso i documenti scaricabili dal sito: www.autorita.energia.it
34
Modalità di contatto
 La normativa è sempre in evoluzione e può essere corretta
alla luce delle indicazioni provenienti dal campo di
attuazione
 È sempre possibile richiedere ufficialmente chiarimenti in
merito all’applicazione dei provvedimenti dell’Autorità o
incontri con i tecnici incaricati


[email protected]
Fax: 02.65565.222
 Eventuali richieste informali possono essere gestite
telefonicamente sulla base delle possibilità correnti dei
tecnici dell’Unità FPA della Direzione Mercati
35
Grazie per l’attenzione
Marco Pezzaglia
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Direzione Mercati
Responsabile Unità Fonti rinnovabili,
produzione di energia e impatto ambientale
(Unità FPA)
Tel. 02.65565.271 (336)
[email protected]