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Rapporti contrattuali nell’autoconsumo elettrico
Milano, 11 giugno 2014
Avvocato Emilio Sani
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Quando i sistemi efficienti di utenza sono più convenienti?
I ricavi e i guadagni originati da un sistema efficiente di utenza non sono quantificabili
in misura fissa, ma dipenderanno da un insieme di variabili fra le quali:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
Se nel sistema produttore e cliente finale coincidono o meno;
Dalla percentuale di autoconsumo;
Se il sistema è o meno configurato in modo compatibile con lo scambio sul
posto;
Se nella specie siano cumulabili ai benefici dei sistemi efficienti di
utenza altri incentivi (es. detrazioni fiscali, Sabatini bis, certificati
bianchi, tariffe omnicomprensive, incentivi di conto energia, certificati
verdi);
Dal costo di mercato dell’energia elettrica. Tanto più questo è elevato
tanto maggiore sarà il vantaggio per il consumatore di potersi rifornire in
autoconsumo e tanto maggiore sarà il ricavo del produttore per la vendita
delle eventuali eccedenze;
Dalla dimensione dell’impianto e dalla sua valorizzazione a fini fiscali
come bene mobile o bene immobile, perché da questo dipende
l’impatto sulla rendita catastale (e quindi sulle tasse immobiliari) e sulla
percentuale di ammortamento (e quindi sulla deducibilità per le
imprese commerciali) e sulla possibilità di avvalersi della Sabatini bis.
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Contrattualistica fra produttore e cliente finale
all’interno di un SEU
Il produttore e il cliente finale possono liberamente regolare fra loro i rapporti
che hanno ad oggetto l’energia elettrica auto-consumata direttamente in sito.
Tali contratti non saranno soggetti quindi alla disciplina della vendita al dettaglio
di energia elettrica.
Il prezzo e le condizioni contrattuali verranno determinati nel contesto di un
insieme di rapporti contrattuali che comprenderà anche la messa a disposizione
da parte del cliente finale al produttore dell’area dove il produttore andrà a
installare l’impianto.
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Contrattualistica fra produttore e cliente finale
all’interno di un SEU
La redazione di tali tipi di contratti incontra alcune difficoltà tipiche fra le quali:
•
Il fatto che tipicamente sugli immobili insistono garanzie ipotecarie degli
istituti di credito che impediscono al produttore di acquisire un sicuro titolo
sull’impianto incorporato nell’edificio del cliente finale. In proposito è molto
difficile trovare soluzioni valide sempre. In alcuni casi sarà possibile chiedere
alla banca di restringere l’ipoteca. In altre si potranno verificare, in caso di
inadempimento all’obbligo garantito da ipoteca, modalità di sostituzione del
produttore al cliente finale nell’adempimento del debito garantito da ipoteca,
con previsioni di forti penalità in capo al cliente finale. In altri casi ancora si
potrà verificare la possibilità di finanziare l’installazione attraverso lo stesso
istituto di credito titolare dell’ipoteca in modo da potere stabilire specifiche
previsioni a tutela in caso di utilizzo della garanzia.
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5
•
La circostanza che in caso di inadempimento del cliente finale non sembra
prevista per il produttore la possibilità di disconnettere il cliente finale dalla
rete pubblica. Dovranno quindi essere trovate altre forme di tutela, quali il
deposito di una cauzione che abbia effetto dissuasivo sull’inadempimento,
combinata eventualmente con la possibilità di rimuovere i moduli e le parti
impiantistiche per poterle riutilizzare in altro luogo.
•
La durata del contratto. Da un punto di vista economico in queste tipologie di
contratto sembra difficile poter prevedere una lunga durata. Infatti, la
controparte è un soggetto privato per il quale la convenienza di pagare un
certo prezzo annuale per l’energia dipende dalla continuità dei suoi consumi
e dal regime regolatorio e di mercato dell’elettricità. Si tratta di elementi che
non sono prevedibili su un medio-lungo periodo. Un aiuto in proposito
potrebbe venire dalla tecnologia. Nel momento in cui l’impianto potesse
diventare effettivamente amovibile con costi contenuti, si potrebbero più
facilmente prevedere contratti di breve termine avendo la possibilità di
rilocalizzazione.
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6
•
Le modalità di individuazione del prezzo. La modalità che può dare più
stabilità ai ricavi del produttore è stabilire un minimo quantitativo di energia
che deve essere comunque pagato dal cliente finale al fine di consentire
l’ammortamento dell’impianto, indipendentemente che tale quantitativo di
energia sia poi effettivamente o meno utilizzato dal cliente finale. Questo
sostanzialmente obbliga il cliente finale a pagare al produttore un importo
annuo minimo per l’energia e può avere, come effetto collaterale, la richiesta
del cliente di durate contrattuali brevi (salvo casi particolari). Il prezzo
dell’energia può essere determinato in valori assoluti fissi o come sconto
rispetto al costo che sarebbe risultato dalla bolletta elettrica.
•
Va poi ricordato che, sia l’area dove è situato l’impianto di produzione, sia
l’area ove è situata l’unità di consumo devono rimanere per tutta la durata
del rapporto contrattuale nella piena disponibilità del cliente finale.
Bisognerà quindi prevedere nel contratto un esplicito obbligo e vincolo in tal
senso del cliente finale.
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La connessione d’emergenza
Se il cliente finale non pagherà le forniture in prelievo dalla rete pubblica, il terzo
fornitore potrà sospendere la fornitura con la conseguenza di danneggiare non
solo il cliente finale, ma anche il produttore, che a causa di questo non può più
immettere in rete le proprie eccedenze di produzione. Prima di effettuare la
sospensione della fornitura l’impresa distributrice dovrà inoltrare una
comunicazione al produttore per evidenziargli la data dalla quale non potrà più
immettere energia (Art. 18.2 della Delibera). Al fine di tutelare il produttore la
Delibera consente al produttore di richiedere una connessione di emergenza
contro il rischio di morosità del cliente finale. Se la potenza in immissione
richiesta per la connessione di emergenza è uguale o minore a quella richiesta sul
punto di connessione principale, la richiesta di connessione va gestita come se la
potenza in immissione richiesta fosse stata già prenotata dal produttore all’atto
della richiesta di connessione e quindi già disponibile. Il corrispettivo per la
connessione sarà comunque in ogni caso dovuto. (Art. 18.4 della Delibera).
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Come allocare il rischio che intervenga una modifica
legislativa che faccia venire meno in tutto o in parte i
benefici dei SEU?
Dall’Art. 12 della Delibera (che si riferisce a sistemi di autoconsumo diversi dai
SEU) sembra potersi evincere che quando nei sistemi di autoconsumo viene
imposto il pagamento degli oneri generali di sistema, questi sono versati dal
produttore e non dal cliente finale alla Cassa. Il produttore dovrà riscuotere tali
importi dal cliente finale. Nel caso vi fosse una modifica normativa che impone il
pagamento degli oneri di sistema si avrebbero, dunque, due ordine di problemi:
(i) la necessità di riequilibrare i rapporti contrattuali tenuto conto dei minori
benefici complessivi; (ii) l’aumento dei rischi per il produttore in caso di
insolvenza del cliente finale, considerato che il produttore anticipa anche gli
oneri di sistema. Mitigazioni potrebbero venire da previsioni come il
prolungamento della durata contrattuale o l’attribuzione di un’opzione di vendita
al produttore a un prezzo pari agli ammortamenti residui, ma certamente la
problematica è di non facile soluzione e il rischio di modifica dell’assetto
regolatorio è uno dei fattori che di più frena in questo momento i SEU.
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Contratti di rendimento e efficientamento energetico
Milano, 11 giugno 2014
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Le diverse tipologie contrattuali
Le variabili
i.
ii.
iii.
iv.
v.
La esecuzione o meno di investimenti;
La conduzione o meno degli impianti;
La fornitura o meno dei vettori energetici (gas, gasolio, biomassa o elettricità);
Chi si accolla gli oneri finanziari;
Ci sono incentivi e in caso affermativo che tipo di incentivo (Certificato Bianco, Detrazione
Fiscale, Conto Termico, Agevolazioni Tariffarie per Pompe di Calore, Sabatini Bis, Fondo di
Garanzia per Esco, SEU per Cogenerazione, etc. ) si è scelto.
Le caratteristiche contrattuali tipizzate dalle norme di legge (fra loro sovrapponibili)
i.
ii.
iii.
Il contratto di servizio energia previsto dal D. Lgs. 115/2008;
Il contratto di servizio energia plus previsto dal D. Lgs. 115/2008;
Il contratto di rendimento energetico sottoscritto con il settore pubblico senza
progettazione preliminare.
Le diverse tipologie di contratto
i.
ii.
iii.
I contratti di efficientamento energetico semplice;
I contratti di rendimento energetico con conduzione impianti, ma senza opere rilevanti di
efficientamento;
I contratti di rendimento energetico con conduzione impianti e con opere di
efficientamento con e senza finanziamento di terzi.
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Le caratteristiche definite dei Contratti nel
settore dell’Efficienza
(servizio energia e rendimento energetico)
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4
Il Contratto di Servizio Energia
a) Ci vuole la abilitazione professionale per la categoria impiantistica di competenza delle
CCIA (impianti elettrici, riscaldamento e climatizzazione, impianti idrosanitari, impianti
gas);
b) Occorre avere i requisiti per l’esercizio e la manutenzione dell’impianto termico;
c) Bisogna dichiarare sin dalla proposta contrattuale i requisiti di cui sopra;
d) Deve esserci un attestato di certificazione energetica dell’edificio, con riferimento
anche alle singole unità abitative o utenze ove applicabile;
e) Il contratto deve contenere la indicazione dei fabbisogni di energia primaria per la
climatizzazione invernale e estiva e per la produzione di acqua calda all’avvio;
f) Il contratto deve contenere una descrizione di quali sarebbero gli interventi necessari
per ridurre i consumi, migliorare la qualità energetica dell’immobile o degli impianti,
o introdurre FER anche con riferimento a possibili passaggi di classe;
g) Il corrispettivo contrattuale deve essere riferito a criteri indipendenti rispetto al
consumo corrente di combustibile e energia elettrica da versare tramite un canone
periodico;
h) Il fornitore acquista il combustibile o le forniture di rete necessarie ad alimentare
l’erogazione di energia termica all’edificio;
i) La durata del contratto deve essere non inferiore a un anno e non maggiore di dieci
anni. Se il fornitore partecipa per oltre il 50 % all’investimento non vi sono limiti di
durata. La durata può essere più lunga se vi sono finanziamenti con ammortamenti
più lunghi di dieci anni.
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Il Contratto di Servizio Energia
• Il contratto stabilisce delle grandezze di riferimento per quantificare i
servizi da verificare poi a consuntivo.
• La determinazione di un riferimento in termini di gradi giorno che
permetta di destagionalizzare il consumo e dimostrare se c’è stato o
meno un miglioramento effettivo dell’efficienza energetica.
• La misurazione e contabilizzazione dell’energia termica utilizzata da
ciascuna delle utenza servite.
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Il Contratto di Servizio Energia
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Nel contratto vanno poi indicati: (i) la potenza termica erogabile anche suddivisa per ciascuno dei
servizi erogati; (ii) deve essere poi fatta una comparazione fra la grandezza prevista dei servizi da
erogare e la energia termica effettivamente erogata per tali servizi.
Deve essere prevista la rendicontazione dell’energia termica utilizzata da ciascuna delle utenze,
almeno annualmente.
Prima del contratto deve essere verificato se gli impianti sono o no a norma e se non sono a norma
vanno indicati i termini di adeguamento e chi paga per l’adeguamento.
Il fornitore del servizio energia deve prendere su di sé la responsabilità conduzione e esercizio.
Deve essere previsto che al termine della durata contrattuale gli impianti saranno restituiti a norma
e efficienti fatto salvo il deperimento d’uso e che tutti i beni eventualmente installati rimarranno
nella proprietà del committente.
Il fornitore del servizio energia deve assumere la funzione di responsabile dell’impianto termico ai
sensi del D. Lgs. 412/1993.
Il committente deve nominare un terzo incaricato di verificare la corretta esecuzione delle
prestazioni contrattuali.
Il fornitore deve avere la responsabilità di mantenere l’efficienza delle apparecchiature di misura.
Il fornitore del servizio energia deve annotare sul libretto di centrale gli interventi.
Il fornitore del servizio energia deve consegnare la documentazione amministrativa relativa agli
interventi effettuati.
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Il Contratto di Servizio Energia Plus
Il contratto di Servizio Energia Plus oltre ai requisiti del contratto di servizio energia ha
i seguenti presupposti:
i. Sistema di qualità aziendale conforme a norme ISO 9001 o altra certificazione
equivalente per il fornitore del servizio;
ii. Per la prima stipula contrattuale riduzione dell’indice di energia primaria per la
climatizzazione invernale di almeno il dieci per cento attraverso la realizzazione
degli interventi strutturali di riqualificazione energetica degli impianti e/o
dell’involucro edilizio e aggiornamento dell’attestato di certificazione energetica
e riduzione del 5 % per le stipule successive;
iii. Previsione di sistemi di termoregolazione o di regolazione automatica della
temperatura ambiente idonei ad impedire il surriscaldamento.
Il Servizio Energia Plus può prevedere strumenti finanziari e ha i seguenti vantaggi:
i. Costituisce testimonianza delle opere e prestazioni in esso previste ai sensi di
legge;
ii. Equivale alla locazione finanziaria nel dare accesso a agevolazioni per il
miglioramento delle prestazioni energetiche;
iii. Perché una Esco possa avvalersi dei benefici del Conto Termico deve avere fatto
un contratto con i requisiti del Servizio Energia Plus (fino a che non vengono
preparati schemi dei contratti di rendimento energetico).
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Contratti di Rendimento Energetico sottoscritti
con il Settore Pubblico
Ai sensi dell’Art. 15 del D. Lgs. 115/2008, per l’affidamento della gestione di servizi energetici, che prevedono congiuntamente: (i) una
diagnosi energetica e (ii) la presentazione di un progetto, in conformità ai livelli di progettazione specificati nel Codice degli Appalti Pubblici e
(iii) la realizzazione attraverso finanziamento tramite terzi, si può procedere tramite offerta economicamente più vantaggiosa anche senza
progetto preliminare. Il che permette di semplificare notevolmente l’attività preliminare da svolgersi da parte della PA.
Aspetto problematico e su cui vi è molta discussione è se i contratti di cui sopra siano qualificabili come appalti o concessioni. Il dato testuale
dell’Art. 15 comma 2 sembra andare nella direzione dell’appalto e nello stesso senso sembra orientata l’Autorità di Vigilanza per i Contratti
Pubblici. Il che però implica l’applicabilità della disciplina regolatoria degli appalti che è più dettagliata di quella per le concessioni. L’ENEA nel
documento datato settembre 2013 e denominato «Aspetti normativi del contratto EPC e dei suoi elementi» e nel documento del gennaio
2014 denominato «Guida sui contratti di prestazione energetica per la pubblica amministrazione» ha invece caratterizzato il tutto come una
concessione. Verosimilmente nella valutazione fra le due ipotesi conta il peso dell’investimento che va a fare il privato a suo rischio e quindi il
rischio gestionale che lo stesso si viene ad assumere garantendo un certo risparmio energetico sulla base di tale investimento. Quanto più
tale peso sia alto tanto più lo schema a mio parere dovrebbe avvicinarsi alla concessione.
Sempre secondo le istruzioni ENEA nell’EPC il corrispettivo è un canone variabile fissato in base al risparmio ottenuto e solo con il pagamento
dell’ultimo canone la PA acquista la proprietà di tutte le opere e installazioni. Il canone qui però non è solo per il godimento di un bene, ma
anche per una serie coordinata di servizi, insieme a beni e apparecchiature.
Ai sensi dell’Art. 4 ter del D. Lgs. 192/2005 deve essere promossa la realizzazione di servizi energetici e misure dell’incremento dell’efficienza
energetica degli edifici pubblici anche attraverso ESCO e partenariato pubblico privato, società private costituite ad hoc o lo strumento del
finanziamento tramite terzi. Pare dunque ammesso lo strumento della società partecipata dall’ente pubblico per realizzare gli scopi di
efficienza energetica. Molto importante è la possibilità di usare il fondo di garanzia da parte dei privati investitori negli interventi di efficienza
delle PA.
Avv. Emilio Sani
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Nuovi requisiti stabiliti dallo schema in via di approvazione
di Decreto sull’Efficienza Energetica per i Contratti di
Rendimento Energetico delle Pubbliche Amministrazioni
•
•
•
•
•
•
Nella proposta di decreto in materia di efficienza in via di approvazione è
previsto che i Contratti di Rendimento Energetico delle Pubbliche
Amministrazioni devono uniformarsi a alcuni requisiti minimi fra i quali:
Elenco delle misure di efficienza da applicare e dei requisiti minimi;
Risparmi garantiti da conseguire con il contratto;
Chiara indicazione della durata, degli aspetti fondamentali, delle modalità e
termini previsti;
Elenco chiaro degli obblighi su ciascuna parte, chiarezza sulle conseguenze
per inadempienza, verifica dei risultati e del rispetto delle date di riferimento
per il conseguimento degli obiettivi;
Indicazione chiara delle implicazioni finanziarie e della quota di
partecipazione delle parti ai risparmi.
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L’iter da parte di una Pubblica Amministrazione per fare
l’affidamento a terzi di un Contratto di Rendimento Energetico
•
Anzitutto devono essere individuati gli edifici e gli impianti e deve essere fatta la
raccolta dati per la diagnosi energetica.
•
Se viene riscontrato che il risparmio energetico e l’aumento della produttività
dell’edificio consentono il recupero investimento in tempi ragionevoli si può
procedere.
•
I requisiti dei partecipanti devono essere almeno quelli di carattere generale e
quelli di qualificazione per i lavori pubblici.
•
Secondo le istruzioni ENEA contenute nel documento «Aspetti normativi del
contratto EPC e dei suoi elementi» nel bando vanno specificati: (i)
l’investimento che l’offerente è disposto a sostenere, (ii) la percentuale di
risparmio e (iii) la durata del contratto. Sempre secondo il documento ENEA il
risparmio garantito dovrà rimanere l’elemento più apprezzato nella valutazione.
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11
Tipologie generali di Contratti per
l’Efficienza Energetica
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Contratti di solo Efficientamento Energetico senza conduzione
•
Tipologia contrattuale relativamente semplice l’appaltatore esegue i lavori e la sua
retribuzione è in tutto o in parte legata al fatto che sia certificato il miglioramento della
classe energetica dell’immobile.
•
Se l’incentivo saranno detrazioni fiscali, il prezzo sarà verosimilmente pagato subito dal
committente.
•
Nel caso che vi siano Certificati Bianchi si può pattuire che i Certificati Bianchi
rimangano in capo al soggetto committente, se il committente ne ha i presupposti (e in
tale caso verosimilmente il prezzo sarà pagato subito), ovvero che i Certificati Bianchi
rimangano all’esecutore e in tale caso la componente Certificati Bianchi potrà essere in
qualche modo scontata dal prezzo e l’onere finanziario potrà essere ripartito fra le parti
secondo loro accordi.
•
Nel caso che l’intervento goda del Conto Termico, visto che non è prevista una
conduzione dell’impianto ed oggi il godimento dell’incentivo in capo alla Esco è previsto
solo con Contratti di Servizio Energia Plus, il prezzo sarà pagato subito e il committente
rimarrà intestatario del Conto Termico.
•
Generalmente se vi è il finanziamento da parte del terzo, questo si riserva anche la
conduzione e la proprietà dell’opera. Perciò questa modalità è in genere senza
finanziamento di terzi.
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Contratti di Garanzia di Rendimento Energetico con
conduzione impianti e opere di Efficientamento Energetico
con e senza finanziamento terzi
•
•
•
•
•
L’appaltatore esegue i lavori e successivamente gestisce gli impianti, la sua retribuzione è in
tutto o in parte legata al risparmio energetico effettivo (oltre che eventualmente al cambio di
classe energetica dell’immobile).
Se l’incentivo saranno detrazioni fiscali il prezzo sarà pagato subito dal committente
verosimilmente.
Nel caso che vi siano Certificati Bianchi si può pattuire che i Certificati Bianchi rimangano in
capo al soggetto committente (e in tale caso verosimilmente il prezzo sarà pagato subito
integralmente), ovvero che i Certificati Bianchi rimangano all’esecutore e in tale caso la
componente Certificati Bianchi potrà essere in qualche modo scontata dal prezzo e le parti
potranno scegliere eventualmente che in parte o in tutto l’onere finanziario sia in capo al
fornitore.
Nel caso che l’intervento goda del Conto Termico, se la conduzione avrà le caratteristiche del
Contratto di Servizio Energia Plus (e quindi ci sarà anche la fornitura del combustibile) e
l’intervento sia finanziato dalla Esco, il beneficiario può essere la Esco altrimenti il
beneficiario sarà il committente.
Fra gli incentivi possibili per il caso di contratto con finanziamento di terzi in riferimento a
interventi in favore della Pubblica Amministrazione vi è l’accesso al fondo di garanzia previsto
dall’Art. 4 ter del D. Lgs. 192/2005.
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14
Contratti di Conduzione e Garanzia di Rendimento
Energetico senza opere di Efficientamento
• Si tratta di contratto che non prevede investimenti di partenza e
cambi di classe degli edifici quindi la remunerazione sarà legata ai
risparmi effettivi che si riescono a conseguire nel corso della gestione
con eventuali interventi di aggiustamento.
• L’unico incentivo può essere, in alcuni casi, i Certificati Bianchi a
consuntivo.
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L’autoconsumo elettrico
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La nuova disciplina dei Sistemi efficienti di utenza
Con la Deliberazione 12 dicembre 2013 578 del 2013 è stato finalmente regolato
il consumo istantaneo in sito di energia. Con tale deliberazione l’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas ha regolato i sistemi efficienti di utenza (Art. 2 comma
1 lettera t) e 10 D. Lgs. 115/2008) cioè i sistemi di produzione da fonte
rinnovabile (o cogenerativi ad alto rendimento) che trasferiscono direttamente,
al di fuori della rete di distribuzione, energia a unità di consumo site nello stesso
sito.
Il vantaggio dei sistemi efficienti di utenza è che ai sensi dell’Art. 10 comma 2 del
D. Lgs. 115/2008, le tariffe di trasmissione e distribuzione, gli oneri generali di
sistema e l’aliquota di cui all’Art. 4 comma 1 bis della L. 368/2003 si applicano
all’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica e non a quella consumata. Il che
implica che l’energia prodotta e consumata direttamente nel sito non sarà
soggetto al pagamento di tutti tali oneri che incidono in misura molto sostanziale
sulla bolletta.
Avv. Emilio Sani
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3
La definizione delle caratteristiche di contiguità necessarie
a configurare un SEU ai sensi della Delibera 578/2013
Il SEU richiede che l’impianto di produzione (che deve essere di potenza non superiore
a 20 MW) sia direttamente connesso all’unità di consumo di un solo consumatore
cliente finale e sia realizzato all’interno di un’area senza soluzione di continuità di
proprietà o nella piena disponibilità di tale consumatore cliente finale.
La Delibera 578/2013 ha chiarito che per piena disponibilità da parte del consumatore
cliente finale si intende la proprietà, la superficie, l’usufrutto, la locazione o il
comodato. E’ invece da escludersi la piena disponibilità quando vi sia la sola servitù
(Art. 1.1 bb Del. 578/2013).
L’unità di consumo non consiste necessariamente in un unico impianto di consumo,
ma anche in più impianti a condizione che gli stessi siano tutti del consumatore di
energia, siano tutti utilizzati per un singolo impiego o finalità produttiva e siano su
particelle catastali contigue e tutte nella piena disponibilità del consumatore di
energia (Art. 1 pp Del. 578/2013). Allo stesso modo per impianto di produzione deve
intendersi la potenza complessiva degli impianti di produzione presenti in sito, purché
tutti alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento
e tutti gestiti dal medesimo produttore (p. 13 delle premesse alla Del. 578/2013).
Avv. Emilio Sani
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4
Le strutture di SEU individuate dalla Delibera 578/2013
La Deliberazione 578/2013 (Art. 11.4) ha individuato 5 possibili diverse strutture
di sistemi efficienti di utenza:
i.
Il caso in cui produttore e consumatore in sito coincidano;
ii.
Il caso in cui produttore e consumatore siano diversi e (per l’energia non
istantaneamente autoconsumata in sito) ciascuno per le sue esigenze
(vendita delle eccedenze per il produttore e acquisto di energia per il
consumatore) abbia accesso alla rete pubblica. Questa struttura ha come
limitazione la impossibilità di usufruire dello scambio sul posto, ma d’altra
parte garantisce al produttore di poter gestire, anche senza l’interferenza
del consumatore, la vendita di energia elettrica nella rete;
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5
iii.
iv.
v.
il caso in cui (per l’energia non istantaneamente autoconsumata in
sito) il consumatore provveda non soltanto all’acquisto dell’energia
dalla rete, ma anche alla vendita dell’energia del produttore non
consumata in sito. Questa struttura è compatibile con lo scambio sul
posto, ma non con la percezione di tariffe omnicomprensive né con il
ritiro dedicato. La possibilità di fare lo scambio sul posto rende questa
soluzione interessante. Il pericolo da considerare è però che la
totalità dei ricavi del produttore nonché la totalità dei rapporti
contrattuali del produttore passano attraverso il consumatore il che
in situazioni di sopravvenuta insolvenza del consumatore può risultare
molto pericoloso;
il caso in cui (per l’energia non istantaneamente autoconsumata in sito)
il produttore curi non soltanto la vendita dell’energia prodotta in
eccedenza, ma anche l’acquisto di energia dalla rete per il consumatore.
Questa struttura non è compatibile con lo scambio sul posto e
richiede che il produttore si assoggetti alla disciplina per la vendita al
dettaglio di energia elettrica;
il caso in cui il produttore e il consumatore (per l’energia non
istantaneamente autoconsumata in sito) diano mandato a un terzo sia
per il prelievo che per l’immissione di energia nella rete pubblica in tale
caso sia la vendita che l’acquisto di energia sono curati da un terzo e
non è possibile usufruire né delle tariffe omnicomprensive, né
dello scambio sul posto.
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6
La cessione dal produttore al consumatore dell’energia prodotta in
sito e istantaneamente autoconsumata che non transita attraverso la
rete pubblica è regolata da contratti di diritto privato a forma libera
che non sono oggetto di regolazione da parte dell’Autorità (Art. 11.5
Del. 578/2013).
Benché al punto di connessione accedano sia il produttore che il
consumatore di energia presenti in sito il titolare del punto di
connessione alla rete pubblica sarà sempre il consumatore (Art. 8.2
Del. 578/2013). Il regolamento di esercizio sarà però sottoscritto sia
dal produttore che dal consumatore (Art. 23.5 TICA, come modificato
dalla Del. 578/2013).
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Ogni qual volta si intendano apportare modifiche a una configurazione di sistema
queste devono essere richieste o comunicate al gestore di rete dal consumatore o
dal produttore se munito di mandato senza rappresentanza (Art. 8.3 Del.
578/2013).
Nel caso che le modifiche non modifichino la configurazione a suo tempo
comunicata e non comportino né interventi del gestore di rete sul punto di
connessione o sulla rete esistente, né la realizzazione di sviluppi di rete, è
sufficiente la mera comunicazione al gestore di rete senza il pagamento di alcun
corrispettivo di connessione (Art. 8.7 Del. 578/2013).
Negli altri casi dovrà invece essere richiesto l’adeguamento della connessione.
Entro 60 giorni dalla conclusione dell’iter di adeguamento della connessione il GSE
dovrà essere informato delle modifiche effettuate sia dai soggetti interessati che da
parte del gestore di rete, al fine di verificare la permanenza dei requisiti per il SEU
(Art. 8.3, 8.4, 8.5 Del. 578/2013).
Per i nuovi SEU, una volta conclusi i lavori di realizzazione dell’impianto di
produzione, il richiedente la connessione deve comunicare al gestore di rete se
intende acquisire la qualifica di SEU (Art. 10.6 TICA come modificato da Del.
578/2013).
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8
La procedura per l’ottenimento della qualifica di SEU
Per gli impianti non ancora in esercizio alla data di entrata in vigore
della Delibera 578/2013, i benefici di cui ai SEU potranno essere
riconosciuti solo agli impianti che otterranno il riconoscimento della
qualifica di SEU dal GSE (Art. 7.3 Del. 578/2013).
La qualifica deve essere richiesta congiuntamente dal produttore e
dal consumatore al GSE entro 60 giorni dall’entrata in esercizio
dell’impianto (Art. 7.3 Del. 578/2013).
Il GSE realizzerà un portale informatico e definirà le modalità e
informazioni per il riconoscimento della qualifica di SEU (Art. 24.1
Del. 578/2013). Entro il 31 marzo 2014, il GSE sottoporrà
all’approvazione dell’Autorità per l’Energia le regole tecniche per la
registrazione al portale informatico, la presentazione della richiesta
di qualifica e il conseguimento della qualifica (Art. 24.2 Del.
578/2013).
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9
Le protezioni in caso di morosità del cliente
Considerato che il produttore e il consumatore condividono lo
stesso punto di connessione, il produttore corre il rischio di vedere
disconnesso dalla rete l’impianto di produzione in caso di morosità
del consumatore. Perciò, prima di effettuare la sospensione della
fornitura l’impresa distributrice inoltra una comunicazione al
produttore per evidenziargli la data dalla quale non potrà più
immettere energia (Art. 18.2 Del. 578/2013).
Al fine di prevenire tale rischio il produttore può richiedere una
connessione di emergenza contro il rischio di morosità del
consumatore. Se la potenza in immissione richiesta per la
connessione di emergenza è uguale o minore a quella richiesta sul
punto di connessione principale, la richiesta di connessione va
gestita come se la potenza in immissione richiesta fosse stata già
prenotata dal produttore all’atto della richiesta di connessione e
quindi già disponibile. Il corrispettivo per la connessione sarà
comunque in ogni caso dovuto. (Art. 18.4 Del. 578/2013).
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Quando concretamente i SEU possono iniziare a essere
sviluppati in un quadro normativo del tutto definito?
La nuova normativa certamente dà un contributo di chiarezza. La sua operatività
rimane comunque allo stato di fatto sospesa in attesa dell’attivazione da parte del
GSE del portale e della definizione delle regole tecniche da parte dello stesso GSE.
In aggiunta va rilevato che nella pratica già prima della Delibera 578/2013 era
possibile realizzare sistemi SEU, ma erano state riscontrate significative difficoltà
nel riconoscimento di tali sistemi nell’ambito della disciplina fiscale e in
particolare della disciplina delle accise. La Delibera 578/2013 fa salva la disciplina
fiscale sulla quale l’Autorità non ha potere regolatorio e dà atto nelle premesse
della delibera che l’Autorità “parallelamente alla consultazione ha presentato gli
elementi essenziali oggetto del presente provvedimento all’Agenzia delle Dogane
… con l’obiettivo di evitare che le configurazioni possibili dal punto vista
regolatorio incontrino criticità applicative o incompatibilità dal punta di vista
fiscale”.
Un elemento chiave sarà dunque l’adeguamento da parte dell’Agenzia delle
Dogane delle proprie procedure ai modelli di SEU configurati dalla Delibera
578/2013.
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Brevi cenni alla disciplina stabilita dalla Delibera 578/2013
per i sistemi preesistenti
La Delibera 578/2013 in relazione ai sistemi preesistenti ha operato una sostanziale
tripartizione:
i. I sistemi realizzati o almeno completamente autorizzati alla data del 1° gennaio
2014 che hanno avviato l’iter di autorizzazione prima del 4 luglio 2008 e che: o
rispettano i requisiti per i SEU o connettono unità di produzione e di consumo
dello stesso soggetto giuridico attraverso reti non pubbliche (i cosiddetti SESEU A
e SESEU B). Tali sistemi hanno un trattamento sostanzialmente analogo a quello
dei SEU;
ii.
I sistemi realizzati o almeno completamente autorizzati alla data del 1° gennaio
2014 che: (i) hanno avviato l’iter di autorizzazione prima del 4 luglio 2008, (ii) non
rientrano nelle categorie di cui al punto i. sopra e (iii) sono in esercizio alla data di
entrata in vigore della Delibera 578/2013. Tali sistemi hanno un trattamento
sostanzialmente analogo a quello dei SEU (salvo che per l’aliquota di cui all’Art. 4
comma 1 bis L. 368/2003), ma solo fino al 31 dicembre 2015;
iii. Le altre configurazioni ritenute ammissibili (chiamate ASAP e ASE) per le quali gli
oneri di sistema si calcolano sull’energia consumata, mentre le tariffe di
distribuzione e trasmissione si applicano sull’energia prelevata.
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Gli altri documenti rilevanti ai fini della disciplina dei SEU
emessi dall’Autorità per l’energia nel mese di dicembre 2013
Quasi in parallelo alla disciplina della Delibera 578/2013, l’Autorità per l’Energia
Elettrica e il Gas ha adottato le Deliberazioni 19 dicembre 2013 614/2013 in
materia di restituzione degli oneri generali di sistema per lo scambio sul posto e
618/2013 del 19 dicembre 2013 in materia di prezzo minimo garantito.
Con la Deliberazione 614/2013, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha
stabilito che gli impianti fotovoltaici incentivati con il Conto Energia a partire dal
1° gennaio 2014 non hanno diritto alla restituzione degli oneri generali di
sistema, mentre gli impianti non incentivati e quelli incentivati con i Certificati
Verdi hanno diritto alla restituzione degli oneri di sistema solo entro un valore
massimo determinato in modo differente per ogni fonte rinnovabile (per quanto
riguarda il fotovoltaico pari alla differenza fra 174 Euro /Mwh e il prezzo medio di
mercato fra le ore 8 e le 20 nell’anno solare precedente quello di applicazione del
limite).
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Con la Deliberazione 618/2013 i prezzi minimi garantiti agli
impianti di potenza inferiore a 1 MW sono stati
sensibilmente ridotti per le varie fonti (per il fotovoltaico il
prezzo minimo è stato fissato a 38,5 Euro/MWh). Si è però
permesso di usufruire della garanzia del prezzo minimo
garantito anche quando l’energia sia commercialmente
destinata ad un trader ovvero sia commercializzata
direttamente presso i mercati organizzati dell’energia
elettrica.
Vanno poi considerati i due documenti per la consultazione
613/2013, relativo ai sistemi di accumulo e 557/2013 sulla
revisione delle regole per il dispacciamento, che contengono
spunti importanti per i SEU e più in generale per tutti i
sistemi di generazione distribuita da fonti rinnovabili.
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Il documento di consultazione sui sistemi di accumulo prevede che tranne per gli
incentivi di cui ai Decreti Interministeriali 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006,
l’installazione dei sistemi di accumulo è compatibile con gli incentivi, salva la
necessità in relazione ad alcuni di essi (tariffe omnicomprensive, prezzi minimi
garantiti) di misurare l’energia assorbita e rilasciata dai sistemi di accumulo e salva
la necessità di misurare l’energia assorbita e rilasciata, ogni qualvolta il sistema di
accumulo sia a monte del sistema di misura dell’energia incentivata. Sempre tale
documento di consultazione prevede poi che, analogamente a quanto previsto per
gli impianti di pompaggio, se l’energia prelevata è destinata esclusivamente ad
alimentare i sistemi di accumulo e non ad alimentare altre utenze non dovrebbero
applicarsi gli oneri di sistema e quelli di trasmissione e distribuzione all’energia
prelevata.
Il documento di consultazione 557/2013 di revisione delle regole per il
dispacciamento (pagina 32) ha suggerito di abilitare da subito su base volontaria
alla fornitura dei servizi di dispacciamento (in particolare risoluzione delle
cogestioni e bilanciamento a scendere) anche le unità di produzione da fonte
rinnovabile non programmabili fra 10 MVA e 1 MVA, nonché di consentire
l’aggregazione fra unità di produzione da fonte rinnovabile non programmabili per
la prestazione di tali servizi.
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Conclusioni
Alla luce delle citate novità normative si sta definendo il quadro regolatorio postincentivi per la generazione distribuita da fonte rinnovabile e finalmente
dovrebbero iniziare a crearsi i presupposti per poter valutare (senza eccessivi
rischi di incertezza normativa) la fattibilità economica di progetti di autoconsumo
in sito.
Il riconoscimento ai SEU della relativa qualifica da parte del GSE sembra un
appesantimento burocratico, ma potrebbe invece essere considerato dagli istituti
di credito una utile certificazione dell’idoneità dell’iniziativa, che può aiutare nella
valutazione dell’investimento.
La massimizzazione dei vantaggi derivanti dai sistemi di autoconsumo può poi
essere ottenuta sia attraverso il sistema dello scambio sul posto (per il quale sono
state finalmente determinate in modo definitivo le condizioni di applicazione nei
differenti schemi di SEU) sia in prospettiva di più lungo termine attraverso il
possibile ricorso a sistemi di stoccaggio, che finalmente pare stiano per avere una
specifica regolamentazione.
Nuove opportunità di mercato possono poi essere offerte agli impianti di
produzione dei SEU dal fatto di poter partecipare al mercato dei servizi di
dispacciamento, se sarà accolto il suggerimento in proposito del documento di
consultazione 557/2013 e se come auspicabile sarà in tempi brevi portato a
termine il procedimento iniziato con il documento di consultazione 354/2013 per
la riforma delle modalità di approvvigionamento delle risorse per il
dispacciamento con particolare riguardo agli impianti alimentati da fonti
rinnovabili non programmabili.
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