L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 18 dicembre 2007
Visti:
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
la legge 23 agosto 2004, n. 239;
il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto
legislativo n. 79/1999);
il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387;
il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio
2004 recante criteri, modalita' e condizioni per l'unificazione della
proprieta' e della gestione della rete elettrica nazionale di
trasmissione (di seguito: decreto del Presidente del Consiglio dei
Ministri 11 maggio 2004);
il decreto del Ministro delle attivita' produttive, di concerto
con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio
24 ottobre 2005, recante l'aggiornamento delle direttive per
l'incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
ai sensi dell'art. 11, comma 5, del decreto legislativo n. 79/1999
(di seguito: decreto ministeriale 24 ottobre 2005);
la deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) 30 dicembre 2004, n. 250/04 (di seguito:
deliberazione n. 250/2004);
la deliberazione dell'Autorita' 24 marzo 2005, n. 50/2005 (di
seguito: deliberazione n. 50/2005);
la deliberazione dell'Autorita' 29 aprile 2005, n. 79/2005 (di
seguito: deliberazione n. 79/2005);
la deliberazione dell'Autorita' 7 luglio 2005, n. 138/2005 (di
seguito: deliberazione n. 138/2005);
la deliberazione dell'Autorita' 23 febbraio 2006, n. 39/2006;
la deliberazione dell'Autorita' 9 giugno 2006, n. 111/2006 (di
seguito: deliberazione n. 111/2006);
il documento per la consultazione 5 giugno 2007, atto n. 23/07
(di seguito: documento per la consultazione 5 giugno 2007);
il Codice di trasmissione e di dispacciamento di cui al decreto
del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 (di seguito:
il Codice di rete).
Considerato che:
l'art. 10, comma 10.1, della deliberazione n. 250/2004, con
riferimento alle unita' di produzione direttamente connesse alla rete
di trasmissione nazionale, nonche' per le unita' di produzione
rilevanti non direttamente connesse alla rete di trasmissione
nazionale, stabilisce che il Codice di rete rechi, tra l'altro, i
criteri per l'individuazione, nonche' i valori caratteristici delle
prestazioni funzionali per quanto riguarda:
a) i requisiti di flessibilita', ivi incluse le condizioni di
avviamento, di presa di carico, di modulabilita' della potenza attiva
e reattiva durante le fasi di avviamento e durante il funzionamento
in parallelo, di funzionamento in seguito a guasti esterni, di
funzionamento su porzioni isolate della rete di trasmissione
nazionale;
b) i limiti di variazione della frequenza e della tensione di
rete entro cui l'impianto deve rimanere connesso;
con la deliberazione 7 luglio 2005 l'Autorita' ha avviato un
procedimento per la formazione di provvedimenti aventi ad oggetto
condizioni per la gestione della priorita' di dispacciamento relativa
ad impianti di produzione da fonti rinnovabili in situazioni di
criticita' del sistema elettrico nazionale;
con il documento per la consultazione 5 giugno 2007 l'Autorita'
ha indicato i propri orientamenti per la gestione della priorita' di
dispacciamento relativa ad impianti di produzione da fonti
rinnovabili in situazioni di criticita' del sistema elettrico
nazionale e, in particolare per la produzione da fonte eolica, circa:
a) la definizione degli obblighi di fornitura delle risorse per
la normale gestione operativa dell'interazione centrale-rete attuata
tramite azioni di controllo della potenza attiva/reattiva, resistenza
agli abbassamenti di tensione e gradualita' di avviamento della
produzione (di seguito: azioni di regolazione e controllo);
b) la definizione degli obblighi di modulazione (in riduzione)
della produzione da fonte eolica sulla base di ordini di
dispacciamento impartiti da Terna in situazioni di criticita' del
funzionamento del sistema elettrico (di seguito: azioni di
modulazione);
c) l'eventuale remunerazione per la fornitura delle risorse di
cui alle precedenti lettere a) e b);
d) la formazione di un adeguato segnale economico affinche'
Terna attui uno sviluppo del sistema di trasmissione finalizzato
all'incremento dello sfruttamento delle fonti rinnovabili;
in esito a tale processo di consultazione:
a) per quanto riguarda l'obbligo di installazione di
apparecchiature per l'attuazione di azioni di regolazione e
controllo, la maggior parte dei soggetti interessati non si e'
dimostrata contraria alla possibilita' di installazione di
aerogeneratori con capacita' di regolazione e controllo facendo,
pero', osservare che:
i. l'obbligo di installazione di apparati per la regolazione
e il controllo della produzione dovrebbe essere stabilito solo in
seguito all'adozione del provvedimento dell'Autorita' (anziche' fare
riferimento alla data di pubblicazione dell'appendice 6 alla norma
CEI 11-32 come data dalla quale poter far decorrere l'applicabilita'
delle condizioni indicate nella medesima appendice) e a fronte di una
reale necessita' di sistema debitamente documentata da Terna;
ii. l'incidenza reale dei costi degli apparati di regolazione
e controllo sul costo totale di investimento risulta in linea con
quanto indicato dall'Autorita' (dal 2% al 4%) nel caso di
equipaggiamento «all'origine», vale a dire in sede di prima
installazione dei macchinari. Richieste di adeguamento di impianti
esistenti, comporterebbero incidenze ben maggiori (non meglio
quantificate);
iii. la regolazione e il controllo della produzione eolica e'
una realta' consolidata in Paesi esteri dove, pero', il livello di
penetrazione dell'eolico in termini di potenza si aggira attorno a
livelli pari al 10%-20% (in Italia, la penetrazione eolica e' di
circa lo 0,9 % a livello complessivo);
b) per quanto riguarda l'attuazione di azioni di modulazione
della produzione eolica, si e' registrato un consenso circa quanto
indicato dall'Autorita' sulle azioni di modulazione della produzione
eolica che dovrebbero essere effettuate unicamente in condizioni di
emergenza. Inoltre, viene fatto rilevare che il ricorso a tali azioni
dovrebbe essere effettuato in ultima istanza una volta esaurite tutte
le possibili azioni che contemplano l'utilizzo di risorse offerte
approvvigionate nel mercato per i servizi di dispacciamento;
c) per quanto riguarda l'eventuale remunerazione delle azioni
di modulazione, e' emerso un chiaro orientamento a favore della
remunerazione di tali azioni secondo la modalita' che prevede la
valorizzazione (al valore di mercato) dell'energia elettrica non
prodotta a causa delle azioni di modulazione imposte da Terna. In
pratica e' stata riscontrata una posizione praticamente univoca circa
alla valorizzazione dell'energia elettrica non prodotta al prezzo
vendita nel mercato del giorno prima. Inoltre, e' stato sottolineato
che le modalita' di attuazione delle azioni di modulazione imposte da
Terna hanno differenti impatti, in termini di costi dei sistemi di
controllo: in particolare e' stato evidenziato che detti costi
aumentano in ragione della riduzione del tempo di preavviso, in
quanto risulta necessario installare centri di controllo e funzioni
di ottimizzazione e controllo dedicati;
d) per quanto riguarda la formazione di un adeguato segnale
economico affinche' Terna attui uno sviluppo del sistema di
trasmissione finalizzato allo sfruttamento delle fonti rinnovabili,
e' emerso chiaramente il fatto che le esigenze di regolazione,
controllo e modulazione sono rapportabili direttamente al volume di
azioni attuate da Terna (e anche, per quanto riguarda gli impianti di
produzione connessi alle reti di distribuzione, dalle imprese
distributrici) mirate allo sviluppo della rete e, in particolare,
delle interconnessioni tra zone della rete rilevante;
e) l'ipotesi di rapportare la remunerazione delle azioni di
modulazione alla reale capacita' previsionale della produzione eolica
ha incontrato un'opposizione derivante dal fatto che l'attivita'
previsionale e' ancora soggetta a rilevanti errori. Inoltre, poiche'
lo sviluppo della capacita' previsionale potrebbe configurarsi quale
servizio offerto al sistema, sarebbe opportuno introdurre anche
modalita' di remunerazione «premianti» e non solo «penalizzanti» per
i produttori. Infine, e' stato fatto rilevare che l'attivita'
previsionale risulterebbe tanto piu' attendibile quanto piu'
effettuata per zone di rete rilevante;
f) l'ipotesi di remunerazione amministrata delle azioni di
modulazione basata sull'integrazione dei mancati ricavi fino al
livello di costi riconosciuti di impianto non ha trovato condivisione
stante l'effettiva difficolta' legata alla definizione del costo
riconosciuto e all'attuazione pratica di un simile regime di
remunerazione.
Considerato che:
con la deliberazione n. 79/2005, in sede di prima verifica del
Codice di rete, l'Autorita' aveva stabilito che Terna procedesse
all'inclusione nel Codice di rete, come parte integrante e
sostanziale, delle porzioni dei documenti tecnici di riferimento,
come indicati nella parte C dell'Allegato A della predetta
deliberazione atti al completamento della definizione dei diritti e
degli obblighi degli utenti della rete nell'ambito di ciascun
servizio erogato da Terna;
alla data di approvazione della deliberazione n. 79/2005 il
documento allegato al Codice di rete recante specifiche disposizioni
per gli impianti eolici non risultava ancora disponibile;
il documento di cui al precedente alinea e' stato reso noto
ufficialmente a far data dal 1° gennaio 2007 e corrisponde
all'Appendice 6 alla norma del Comitato elettrotecnico italiano (CEI)
11-32 indicante unicamente le caratteristiche prestazionali delle
apparecchiature di regolazione controllo;
l'Allegato A. 17 al capitolo 1 del Codice di rete, sulla base di
un'autonoma decisione di Terna, non costituisce parte integrante del
medesimo Codice di rete;
l'obbligo di installazione delle apparecchiature finalizzate
all'attuazione di azioni di regolazione e controllo deriva da
valutazioni autonome di Terna ed e' stato rilevato che dell'ambito
della formalizzazione dei rapporti tra produttori e gestori di rete
nell'ambito del servizio di connessione, l'installazione di
apparecchiature finalizzate all'attuazione di azioni di regolazione e
controllo costituisce prerequisito per il buon esito di tale
processo;
la definizione delle condizioni che attivano l'applicazione delle
disposizioni di cui al predetto Allegato A. 17 sono elementi che
vengono utilizzati per la configurazione del quadro degli obblighi
per l'accesso al sistema elettrico da parte dei produttori da fonte
eolica.
Considerato che:
l'art. 3, comma 3, ultimo periodo, del decreto legislativo n.
79/1999 stabilisce l'obbligo di utilizzazione prioritaria della
produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e che detto
obbligo trova attuazione nelle disposizioni relative alla priorita'
di dispacciamento per detta tipologia di produzione definite nelle
condizioni stabilite dall'Autorita' ai fini dell'erogazione del
servizio di dispacciamento nella deliberazione n. 111/2006;
la priorita' di dispacciamento deve essere attuata garantendo, al
contempo, la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico
nazionale e che, in talune circostanze, ad esempio in condizioni di
emergenza, a sola salvaguardia della sicurezza di funzionamento del
sistema elettrico nazionale o di porzioni del medesimo, puo' essere
necessario limitare transitoriamente la produzione di energia
elettrica anche da fonti rinnovabili;
l'art. 14, comma 14.6, della deliberazione n. 111/2006,
stabilisce che gli utenti del dispacciamento delle unita' di
produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili sono
tenuti a definire i programmi di immissione utilizzando le migliori
stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti
dalle medesime unita', in conformita' ai principi di diligenza,
prudenza, perizia e previdenza;
l'art. 61, comma 61.1, della deliberazione n. 111/2006,
stabilisce che le regole per il dispacciamento contenute nel Codice
di rete definiscono le modalita' e le condizioni per
l'approvvigionamento al di fuori del mercato per i servizi di
dispacciamento, da parte di Terna, delle risorse per il
dispacciamento non negoziabili in detto mercato e che gli utenti del
dispacciamento delle unita' di produzione devono obbligatoriamente
fornire a Terna;
le disposizioni di cui al Codice di rete escludono le unita' di
produzione da fonti rinnovabili non programmabili, rispettivamente,
al punto:
a) 1B.5.6.1.1, dalla contribuzione alla regolazione primaria
della frequenza;
b) 4.4.1.2, dall'abilitazione alla fornitura risorse per la
risoluzione delle congestioni in sede di programmazione;
c) 4.4.4.2, dall'abilitazione alla fornitura risorse ai fini
della riserva terziaria di potenza;
d) 4.4.5.2, dall'abilitazione alla fornitura delle risorse per
il servizio di bilanciamento;
il punto 4.10.9.2 del Codice di rete, relativamente
all'utilizzazione per il servizio di bilanciamento di risorse
approvvigionate al di fuori dei meccanismi di mercato, stabilisce che
Terna puo' modificare in tempo reale i programmi di immissione anche
di unita' non abilitate qualora esigenze di sicurezza della rete lo
richiedano, ad esempio per la presenza di congestioni di rete locali,
e non possano essere utilizzate allo stesso scopo unita' abilitate al
bilanciamento; e che il predetto punto stabilisce che gli ordini di
dispacciamento alle unita' di produzione non abilitate sono
comunicati telefonicamente e confermati per mezzo di fax o e-mail;
il punto 7.3.1.4 del Codice di rete stabilisce che qualora Terna
modifichi in tempo reale i programmi di immissione di unita' di
produzione non abilitate, rispetto ai programmi aggiornati cumulati
di immissione e prelievo, le corrispondenti variazioni sono
valorizzate al prezzo del mercato del giorno prima, per la zona in
cui e' localizzata l'unita' ed il periodo orario d'interesse;
dai risultati della consultazione emergerebbe un ricorso ripetuto
ad azioni di modulazione della produzione di energia elettrica da
impianti eolici in determinate zone della rete rilevante;
il ricorso di cui al precedente alinea dovrebbe essere sfruttato
unicamente in condizioni di emergenza e, comunque, previo rispetto
della priorita' di dispacciamento accordata alla produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili;
in ragione di quanto indicato ai precedenti alinea, le azioni di
modulazione possono essere ritenute condizioni valide per
l'attivazione di quanto stabilito all'art. 5, comma 13, del decreto
ministeriale 24 ottobre 2005;
l'eventuale ricorso sistematico ad azioni di modulazione della
produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili non
programmabili, pur se attuato in seguito all'esaurimento delle
risorse per il servizio di dispacciamento fornite da unita' di
produzione abilitate, indica un'evidente criticita' del sistema
elettrico nei confronti della promozione dello sfruttamento delle
fonti rinnovabili specie se non programmabili;
l'attivazione delle azioni di modulazione della produzione da
fonti rinnovabili non programmabili ai fini della sicurezza di
funzionamento del sistema elettrico costituiscono presupposto per
l'attuazione, da parte della societa' Gestore dei servizi elettrici
S.p.A. (di seguito: GSE), delle disposizioni di cui all'art. 5,
comma 13, del decreto ministeriale 24 ottobre 2005.
Considerato che:
in risposta al documento per la consultazione 5 giugno 2007,
Terna ha indicato i propri orientamenti ai fini della definizione
degli obblighi di installazione di apparecchiature per l'attuazione
di azioni di regolazione e controllo, nonche' degli obblighi relativi
alla prestazione di azioni di modulazione da parte dei produttori
eolici;
gli orientamenti di cui al predente alinea sono definiti in
maniera differenziata:
a) tra gli impianti gia' in esercizio e la cui richiesta di
connessione e' stata presentata prima dell'entrata in vigore
dell'Appendice 6 alla norma CEI 11/32 (1° gennaio 2007) e gli
impianti che non rientrano nell'insieme predetto;
b) su base geografica;
le medesime conclusioni fornite in risposta al documento per la
consultazione 5 giugno 2007 sono state fornite all'Autorita' da Terna
anche con lettere in data 3 maggio 2007, prot. TE/P2007006131 (prot.
Autorita' n. 11536 del 10 maggio 2007) e 21 settembre 2007,
prot. TE/P2007011383 (prot. Autorita' n. 25875 del 27 settembre 2007)
in risposta alla richiesta effettuata dall'Autorita' in data 5 marzo
2007, prot. n. GB/M07/950/fl.
Ritenuto che sia opportuno:
definire condizioni per la gestione della priorita' di
dispacciamento relativa ad impianti di produzione da fonti
rinnovabili non programmabili in situazioni di criticita' del sistema
elettrico nazionale, con particolare riferimento alla produzione di
energia elettrica da fonte eolica;
non procedere in questa sede alla definizione di misure che
commisurino la remunerazione delle azioni di modulazione con le
previsioni del livello di produzione effettuate dai produttori
rimandando tale definizione ad una eventuale revisione della
disciplina del dispacciamento;
che Terna definisca delle procedure finalizzate a monitorare la
prevedibilita' delle immissioni di energia elettrica prodotta da
impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili, tenendo
conto della serie storica dei dati di immissione dei medesimi
impianti come forniti dai produttori a Terna.
Delibera:
1. Di stabilire che, per quanto riguarda gli impianti eolici:
a) entro sessanta giorni dall'entrata in vigore del presente
provvedimento, Terna sottoponga all'Autorita' e al Ministero dello
sviluppo economico, per le verifiche di propria competenza ai sensi
del decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004,
un'integrazione al Codice di rete che specifichi le condizioni di
attivazione, totali o parziali, delle disposizioni di cui
all'Appendice 6 alla norma CEI 11-32, tenendo conto che tali
condizioni devono essere definite in relazione a parametri oggettivi
quali, almeno, il livello di penetrazione della produzione eolica in
termini di potenza installata per zona della rete rilevante,
l'entita' della capacita' di trasporto tra le diverse zone
interessate, nonche' all'interno delle medesime zone;
b) Terna, congiuntamente a quanto indicato alla lettera a),
trasmetta all'Autorita' e al Ministero dello sviluppo economico un
rapporto che individui:
i presupposti su cui si basano le proposte presentate dalla
medesima Terna;
le contromisure, alternative all'attivazione delle disposizioni
di cui all'Appendice 6 alla norma CEI 11-32, necessarie al fine del
mantenimento della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico
con riferimento allo stato attuale e futuro del sistema elettrico;
eventuali necessita' di adeguamento degli impianti eolici
esistenti con l'indicazione delle motivazioni per le quali tali
adeguamenti si rendono necessari e delle possibili modalita' di
copertura degli oneri conseguenti;
c) entro il 31 maggio 2008, Terna trasmetta all'Autorita', per
verifica da parte della medesima, un rapporto che indichi l'ammontare
potenziale della capacita' eolica installabile per ciascuna delle
zone di rete rilevanti ai fini dell'analisi nell'ipotesi che, su base
annuale, l'energia elettrica non prodotta per effetto delle azioni di
modulazione imposte da Terna sia pari ad una quota ragionevolmente
ridotta dell'energia elettrica producibile da fonte eolica in
ciascuna macro-zona nelle seguenti condizioni:
i. stato attuale del sistema elettrico nazionale;
ii. stato del sistema elettrico nazionale derivante
dall'attuazione degli interventi di sviluppo previsti nel documento
Piano di sviluppo della rete elettrica di trasmissione nazionale 2007
nel breve-medio termine;
iii. stato del sistema elettrico nazionale derivante, oltre che
dall'attuazione degli interventi di cui al precedente punto ii.,
anche dall'attuazione degli interventi di sviluppo previsti nel
documento Piano di sviluppo della rete elettrica di trasmissione
nazionale 2007 nel lungo termine;
d) nel caso in cui Terna richieda azioni di modulazione:
i. Terna calcoli la quantita' oraria di energia elettrica non
prodotta per effetto della modulazione, pari:
per ciascuna delle prime 6 ore del periodo di modulazione, al
maggior valore tra:
i.1. la differenza tra l'energia elettrica oraria
mediamente immessa in rete nelle 3 ore che precedono la modulazione e
l'energia elettrica effettivamente immessa in rete;
i.2 la differenza tra l'energia elettrica mediamente
immessa in rete nei ventiquattro mesi precedenti e l'energia
elettrica effettivamente immessa in rete;
per ciascuna delle restanti ore del periodo di modulazione,
alla differenza tra l'energia elettrica mediamente immessa in rete
nei ventiquattro mesi precedenti e l'energia elettrica immessa in
rete;
ii. Terna riconosca al produttore, in ciascuna ora del periodo
di modulazione, un importo pari al prodotto tra il prezzo di vendita
dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima relativo a tali
ore e la quantita' di energia elettrica non prodotta per effetto
della modulazione.
2. Di stabilire che il GSE attui le disposizioni di cui all'art. 5,
comma 13, del decreto ministeriale 24 ottobre 2005 in riferimento
all'energia elettrica non prodotta per effetto della modulazione come
determinata al precedente punto 1, lettera d), punto i.
3. Di stabilire che, per quanto riguarda gli impianti alimentati da
fonti rinnovabili non programmabili:
a) nel rispetto della priorita' di dispacciamento accordata alla
produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, il ricorso alle
azioni di modulazione della produzione sia adottato unicamente per
esigenze di mantenimento della sicurezza di funzionamento del sistema
elettrico nazionale;
b) Terna definisca le procedure necessarie per monitorare la
prevedibilita' delle immissioni di energia elettrica prodotta da
impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili e che, ai
fini dell'applicazione di tali procedure, Terna possa richiedere ai
soggetti interessati i dati storici disponibili relativi alla
disponibilita' della fonte primaria ed alle immissioni dell'energia
elettrica;
c) entro il 31 marzo di ciascun anno, Terna trasmetta
all'Autorita' e al Ministero dello sviluppo economico un rapporto
indicante:
i. il resoconto delle attivita' di cui alla precedente
lettera b);
ii. le potenziali criticita' della produzione da fonti
rinnovabili non programmabili in rapporto alle esigenze di garanzia
del funzionamento in sicurezza del sistema elettrico nazionale o di
porzioni del medesimo;
iii. le ore dell'anno in cui e' stato fatto ricorso alle azioni
di modulazione degli impianti di produzione non programmabili, le
motivazioni che hanno condotto a detto ricorso, la stima della
mancata produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile per
effetto della modulazione imposta da Terna, suddivisa almeno per
fonte primaria e per zona e gli interventi che sarebbe necessario
attuare al fine di limitare il ricorso alle azioni di modulazione
della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili per il
mantenimento della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico
nazionale o di porzioni del medesimo.
4. Di dare mandato al Direttore della Direzione Mercati
dell'Autorita' di monitorare l'attuazione del presente provvedimento
e di proporre all'Autorita' uno o piu' provvedimenti per
l'aggiornamento del medesimo sulla base degli esiti del predetto
monitoraggio.
5. Di trasmettere il presente provvedimento al Ministero dello
sviluppo economico e a Terna S.p.A.
6. Di pubblicare il presente provvedimento sulla Gazzetta Ufficiale
della Repubblica italiana e sul sito internet dell'Autorita'
(www.autorita.energia.it), affinche' entri in vigore dalla data di
pubblicazione.
Milano, 18 dicembre 2007
Il presidente: Ortis