Bari, 23 gennaio 2009 Connessione in rete, normativa e

Presentazione sul tema: "Bari, 23 gennaio 2009 Connessione in rete, normativa e"— Transcript della presentazione:

1 Bari, 23 gennaio 2009 Connessione in rete, normativa e
incentivazione degli impianti fotovoltaici in Italia Francesco De Mango Direzione operativa Bari, 23 gennaio 2009

2 Il GSE – Gestore dei Servizi Elettrici
Le attività del GSE Energia solare Cogenerazione Gestiamo il meccanismo di incentivazione dell’energia prodotta da impianti fotovoltaici (“Conto Energia”) e da impianti solari mediante cicli termodinamici. Effettuiamo il riconoscimento della condizione di cogenerazione ad alto rendimento e rilasciamo la garanzia d’origine (GO). Ritiro Energia e scambio sul posto Energia da fonti rinnovabili Ritiriamo dai produttori e collochiamo sul mercato l’energia prodotta dagli impianti CIP 6/92 alimentati da fonti rinnovabili ed assimilate e, dal 1° Gennaio 2008, l’energia prodotta dagli impianti a potenza inferiore a 10 MVA e da quelli rinnovabili non programmabili di qualsiasi potenza. Qualifichiamo gli impianti alimentati da fonti rinnovabili (IAFR) e delle altre fonti ammesse agli stessi benefici ai fini del successivo rilascio dei CV, rilasciamo la Garanzia d’Origine (GO) e i RECS. Gestiamo commercialmente il servizio dello scambio sul posto per impianti alimentati a fonte rinnovabile inferiori a 20 kW (200 kW per gli impianto di cogenerazione ad alto rendimento). In particolare segnalo che recentemente, con il nuovo decreto Legislativo n° 20 dell’8 febbraio 2007, il GSE è stato individuato anche come Soggetto Attuatore per il riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento in Italia. Questa attività va ad aggiungersi e quindi a completare quella di riconoscimento della cogenerazione che, ai sensi della delibera 42/02 dell’AEEG, il GSE sviluppa da circa 5 anni. Certificati Verdi Emettiamo e gestiamo i Certificati Verdi (CV), verificando l’adempimento dell’obbligo di immissione in rete di energia rinnovabile da parte dei produttori ed importatori di energia da fonti convenzionali. .

3 Radiazione solare Energia elettromagnetica emessa nei processi di fusione nucleare che avvengono all’interno del sole. La radiazione solare globale è costituita dalla somma di tre componenti: Diretta Diffusa Riflessa Le proporzioni tra la radiazione diretta, diffusa e riflessa dipendono: Dalle condizioni meteorologiche Dall’inclinazione della superficie esposta alla radiazione Dalla presenza di superfici riflettenti

4 Configurazione del fotovoltaico
Modulo fotovoltaico: L’elemento base del fotovoltaico è la cella che converte in maniera diretta la radiazione solare in energia elettrica sfruttando l’effetto fotovoltaico. Le celle opportunamente assemblate costituiscono il modulo fotovoltaico. Silicio monocristallino (Efficienza: %) Silicio policristallino (Efficienza: %) Film sottile (Efficienza: 4 – 9 %)

5 Configurazione del fotovoltaico
Convertitore di potenza, o invertitore: Dispositivo che converte la forma d’onda di un segnale continuo in un segnale alternato compatibile con le caratteristiche della tensione di rete (sinusoide, 50 Hz) Alta efficienza di conversione Inseguitore del punto di massima potenza Sincronizzazione con la rete elettrica Modulazione ad ampiezza di impulsi PWM (pulse width modulation) Isolamento Controllo della qualità dei segnali immessi in rete (power quality e THD) Anti-islanding

6 Configurazione del fotovoltaico
1. Inverter centrale 2. Multi stringa 3. Modulare

7 Indice Normativa italiana Meccanismo del Conto Energia

8 Ruolo internazionale delle FER
Obiettivi UE Direttiva 2001/77/CE, per la promozione delle FER: target al 2010 non vincolanti: 12% di energia da FER Nuovo pacchetto di misure per l’energia adottato dal Consiglio UE (marzo 2007): target nazionali al 2020 vincolanti: 20% di energia da FER

9 Ruolo internazionale delle FER
L’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare Introduzione del conto energia in Germania, Spagna e Italia

10 Ruolo internazionale delle FER
Potenza cumulata degli impianti fotovoltaici installati in Italia dal 1992

11 Evoluzione normativa L’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare Direttiva 2001/77/CE, per la promozione delle FER: target al 2010 non vincolanti D.Lgs. 29/12/2003 n. 387: Attuazione della Direttiva 2001/77/CE sulla promozione delle fonti rinnovabili D.Lgs. 28/07/2005: Criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare D.Lgs. 06/02/2006: Criteri per l’incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare Delibera AEEG n. 188/05 Delibera AEEG n. 40/06 In particolare segnalo che recentemente, con il nuovo decreto Legislativo n° 20 dell’8 febbraio 2007, il GSE è stato individuato anche come Soggetto Attuatore per il riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento in Italia. Questa attività va ad aggiungersi e quindi a completare quella di riconoscimento della cogenerazione che, ai sensi della delibera 42/02 dell’AEEG, il GSE sviluppa da circa 5 anni. D.Lgs. 19/02/2007: Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare Delibera AEEG n. 90/07

12 Evoluzione normativa Normativa di riferimento per la misura dell’energia e la connessione in rete elettrica Delibera 88/07: Modalità di misura dell’energia per impianti connessi alla rete per tensione inferiore a 1 kV Delibera 89/07: Connessione alla rete per tensioni inferiori a 1 kV CEI 0-16: Connessione alla rete MT e AT CEI 11-20: Connessione alla rete BT CEI 82-25: Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa tensione Attualmente la normativa tecnica di connessione in BT è in fase di revisione.

13 Evoluzione normativa Normativa di riferimento per la misura dell’energia e la connessione in rete elettrica Le modalità di connessione sono disciplinate dai gestori di rete elettrica locale che ne definiscono i criteri. Enel Distribuzione applica le seguenti: DK 5600: Cabine elettriche utenti connessi in MT DK 5940: Connessioni in rete BT DK 5740: Connessione in rete MT La connessione in rete BT avviene per impianti fino a 50 kW (monofase fino a 6 kW). La connessione in MT avviene per impianti da 75 kW. La connessione alla RTN avviene per impianti di potenza superiore a 10 MW. Delibera AEEG 99/08: Dal 1° Gennaio 2009 la normativa tecnica di connessione è stata sostituita dal Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive - TICA).

14 Evoluzione normativa Testo integrato delle connessioni attive (TICA):
Regole tecniche di connessione (è stato portato a 100 kW il limite massimo di potenza per la connessione in BT, da 100 kW a 6000 kW la connessione avviene in MT) Procedure per la connessione (autorizzazioni, richieste, ecc.) Corrispettivi di connessione(Quota potenza + Quota distanza + Quota fissa) Tempistiche di connessione alla rete (30 giorni per lavori semplici e 90 giorni per lavori complessi) Indennizzi (per ogni giorno di ritardo il gestore di rete è tenuto a pagare 20 Euro al soggetto responsabile dell’impianto di produzione fino a un massimo del 5% del costo totale della connessione) Fideiussioni (per le connessioni in AT e AAT)

15 Evoluzione normativa Iter per la connessione in rete di un impianto fotovoltaico: 1. Richiesta di connessione 2. Soluzione tecnica minima generale 3. Preventivo di connessione 4. Accettazione del preventivo 5. Autorizzazione 6. Soluzione tecnica minima di dettaglio 7. Realizzazione

16 Evoluzione normativa CEI 11-20: Criteri di allacciamento alla rete di un impianto fotovoltaico La norma CEI costituisce il riferimento per gli schemi di collegamento alla rete degli impianti di produzione che convertono ogni forma di energia utile in energia elettrica in corrente alternata definendo i compiti spettanti ai dispositivi di protezione: Dispositivo del generatore Dispositivo di interfaccia Dispositivo generale I carichi dell’impianto dell’autoproduttore sono divisi in due sezioni: Sezione non abilitata al funzionamento in isola Sezione abilitata al funzionamento in isola

17 Evoluzione normativa CEI 11-20: Criteri di allacciamento alla rete di un impianto fotovoltaico È necessario inserire una separazione tra la parte in corrente continua dell’impianto e quella in corrente alternata: Problemi di sicurezza elettrica Evitare che la componente continua in uscita dal gruppo di conversione dell’energia elettrica sia inferiore allo 0,5 % della massima corrente in stadio corrente continua Un trasformatore a 50 Hz deve garantire la separazione metallica tra la rete elettrica e l’impianto fotovoltaico: Il trasformatore può essere interno o esterno al convertitore di energia Per potenze fino a 20 kW non è necessario il trasformatore di isolamento (è necessario il posizionamento una protezione che apra il dispositivo di interfaccia) Per potenze superiori a 20 kW la norma prescrive la presenza del trasformatore di isolamento La parte in corrente continua dell’impianto deve essere esercita a neutro isolato (IT) Per impianti fotovoltaici inferiori a 20 kW si prevede l’installazione della protezione d’interfaccia esterna solo se il numero di inverter è superiore a 3.

18 Islanding “sostentamento di una sezione della rete pubblica da parte dei/del sistema di generazione distribuita, in assenza di alimentazione dalla rete principale” L’islanding può essere causato da una serie di eventi: Un guasto sulla linea a monte dell’invertitore; Disconnessioni intenzionali per manutenzione; Errore umano o atti dolosi; Fenomeni naturali.

19 Islanding L’islanding deve essere evitato per una serie di motivi:
Mancanza di controllo sulla frequenza e tensione nell’isola elettrica con responsabilità di danni alle apparecchiature delle utenze; Rischio per il personale addetto alla manutenzione; Sviluppo di elevate sovracorrenti in fase di richiusura dell’interruttore di linea; Mancanza di coordinamento delle protezioni. La norma IEEE Std definisce l’invertitore anti-islanding: “invertitore che interrompe la fornitura di energia nei carichi in un tempo inferiore a 2 s in caso di islanding” Carico RLC parallelo risonante alla frequenza di 50 Hz con quality factor pari a 2.5

20 Islanding Controllo del convertitore:
Phase Looked Loop (PLL) per la sincronizzazione delle grandezze energia prodotta con le grandezze del segnale di rete Blocco di calcolo ampiezza della corrente (si fissa una potenza reattiva (Q) pari a zero) Blocco di controllo per la compensazione delle armoniche e il pilotaggio degli IGBT dell’inverter)

21 Islanding Metodi di rilevazione dell’islanding: Metodi passivi:
Attraverso il monitoraggio delle grandezze elettriche nel punto di accoppiamento comune Metodi attivi: Interni al convertitore: Attraverso il principio “perturba e osserva” Esterni o in linea: Attraverso una comunicazione tra rete e invertitore

22 Variazione di tensione e frequenza nel sistema in isola
Se la potenza attiva erogata dall’invertitore è uguale a quella assorbita dal carico la tensione non varia Se la potenza reattiva erogata dall’invertitore è nulla la frequenza nel sistema in isola si porta al valore di risonanza del carico RLC

23 Necessità di fissare dei valori di soglia
Protezione di tensione e frequenza Monitoraggio di frequenza e ampiezza della tensione Over/under voltage (OUV) e Over/under frequency (OUF) Il PLL deve individuare le variazioni causate dal funzionamento in isola restando immune alle variazioni provenienti dalla rete: Buchi di tensione; Sovratensioni; Variazioni di frequenza; Distorsione armonica Necessità di fissare dei valori di soglia

24 Zona di non rilevazione o Non Detection Zone (NDZ)
“ zona in cui non è possibile rilevare l’islanding perché le variazioni delle grandezze monitorate sono troppo piccole e non distinguibili con quelle provenienti dalla rete” Ciascun metodo di rilevazione dell’islanding ha una NDZ differente! L’obiettivo è rendere la NDZ uguale a zero in modo da rilevare l’islanding in qualsiasi condizione!

25 Distorsione armonica della tensione
Tensione di rete sinusoidale, tensione erogata dall’inverter sinusoidale Tensione di rete fortemente distorta, tensione erogata dall’inverter sinusoidale Flussi di potenza con distorsione armonica dalla rete elettrica e bilancio di potenza attiva tra invertitore e carico Dipendenza dal ripple in stadio corrente continua Dipendenza dal valore dell’impedenza di rete

26 Metodo del monitoraggio della distorsione armonica della tensione
Attraverso il monitoraggio della terza, quinta e settima armonica di tensione si realizza il metodo di rilevazione dell’islanding Schema con PLL di misura a rilevazione di armoniche

27 Metodo della variazione di fase
Al variare della frequenza varia la pendenza della retta che descrive la fase della tensione nel PLL di misura Analogamente alla frequenza, la variazione di fase è dipendente dai parametri del carico RLC È necessario fissare un angolo di soglia per la variazione di fase in funzione del tempo di ritardo impostato

28 Iniezione di armoniche di corrente e misura della tensione sul carico
Iniezione di armoniche e misura d’impedenza Iniezione di armoniche di corrente e misura della tensione sul carico Standard europeo EN prevede la misura della variazione di impedenza vista in uscita dall’invertitore. Due metodi di misura: Interno al controllo Attraverso un dispositivo esterno di misura

29 Iniezione di potenza attiva e reattiva
Feedback dell’ampiezza e della frequenza della tensione misurate dal PLL

30 Algoritmi anti-islanding con iniezione di potenza attiva e reattiva

31 Iniezione di potenza attiva e reattiva
Superamento della soglia di tensione al variare di Kv e della potenza attiva iniettata Superamento della soglia di frequenza al variare di Kf e della potenza reattiva iniettata

32 Inserzione di capacità
Metodo dell’inserzione d’impedenza L’intervento dell’interruttore di linea comanda l’inserzione della capacità progettata in maniera da portare il sistema fuori dalla condizione di bilancio energetico e consentendo l’intervento delle protezioni di OUV/OUF Inserzione di capacità Superamento della soglia di tensione al variare della potenza reattiva assorbita dalla capacità

33 Metodi di comunicazione esterna rete-invertitore
utilizzando come supporto la linea elettrica di potenza utilizzando una linea di comunicazione dedicata con sistemi wireless con un sistema di supervisione di tipo SCADA (supervisory control and data acquisiton) nelle zone con un numero elevato di generatori fotovoltaici Smart Grids Metodo esterno di rilevazione dell’islanding con l’utilizzo della linea elettrica di potenza

34 Alimentatori switching
Test Anti-islanding Invertitore Filtro LCL Alimentatori switching I test sono stati effettuati nel laboratorio del DEE del Politecnico di Bari nel 2005

35 Terza, quinta e settima armonica rilevate con PLL
Test Anti-islanding Condizione di bilancio di potenza (energia prodotta dall’impianto fotovoltaico uguale all’energia assorbita dai carichi): Ampiezza e frequenza della tensione nel PCC Terza, quinta e settima armonica rilevate con PLL

36 Variazione di fase (15% potenza reattiva)
Test Anti-islanding Condizione di sbilancio di potenza (energia prodotta dall’impianto fotovoltaico diversa rispetto all’energia assorbita dai carichi): Variazione di tensione a seguito di una variazione di potenza attiva assorbita dal carico (15%) Variazione di frequenza a seguito di una variazione di potenza reattiva assorbita dal carico (15%) Variazione di fase (15% potenza reattiva)

37 “Trip dell’invertitore”
Test Anti-islanding “Trip dell’invertitore” Per tutti i metodi passivi è impossibile eliminare la NDZ tranne per il metodo del monitoraggio delle armoniche di tensione! Tutti i metodi attivi eliminano la NDZ ma introducono delle perturbazioni nella rete di distribuzione. Tuttavia tarando opportunamente le costanti nel controllo è possibile individuare l’islanding senza alcun problema!

38 Indice Normativa italiana Meccanismo del conto energia

39 Il nuovo Conto Energia I capisaldi del nuovo conto energia (DM ) GSE come soggetto attuatore Richiesta di ammissione alle tariffe a valle dell’entrata in esercizio dell’impianto Ampliamento della potenza incentivabile ed eliminazione dei limiti annuali di potenza. Incentivabili 1200 MW + periodo di moratoria di 14 mesi (24 mesi per i soggetti pubblici) Eliminato il limite massimo di 1000 kW per il singolo impianto Tariffe che premiano il grado di integrazione architettonica e l’uso efficiente dell’energia

40 IMPIANTI FOTOVOLTAICI Potenza nominale dell’impianto P (kW)
Il nuovo Conto Energia Incentivo riconosciuto all’energia prodotta Tariffe (€ / kWh) per impianti in esercizio entro il 31 dicembre 2009 IMPIANTI FOTOVOLTAICI Potenza nominale dell’impianto P (kW) Non integrato Parzialmente Integrato A 1  P < 3 0,39 0,43 0,48 B 3  P  20 0,37 0,41 0,45 C P  20 0,35

41 Il nuovo Conto Energia Variazione delle tariffe nel tempo
L’energia prodotta dagli impianti FTV ha diritto all’incentivazione per un periodo di 20 anni a decorrere dall’entrata in esercizio degli impianti (tariffe anni 2007 e 2008 riportate nel DM). Le tariffe, per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2009 al 31 dicembre 2010, saranno decurtate del 2 % rispetto al valore di riferimento degli anni 2007 e 2008, per ciascuno degli anni successivi al 2008. Il valore della tariffa è costante per tutto il periodo dell’incentivazione. Con successivi decreti (a partire dal 2009) MSE e MATT provvederanno ad aggiornare il quadro delle tariffe incentivanti per gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 2010.

42 I suddetti incrementi del 5% non sono tra loro cumulabili
Il nuovo Conto Energia Incremento delle tariffe incentivanti L’incremento del 5% delle tariffe incentivanti vale: per impianti non integrati, ricadenti maggiori di 3 kW, il cui SR acquisisce – per l’impianto fotovoltaico - il titolo di autoproduttore ai sensi del Dlgs n.79/1999; per impianti il cui SR è una scuola pubblica o paritaria o una struttura sanitaria pubblica; per impianti integrati in superfici esterne di involucri di edifici, fabbricati, strutture edilizie di destinazione agricola, in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto; per impianti il cui SR è un Comune con popolazione inferiore a abitanti. Agli impianti i cui SR sono Enti Locali viene applicata la massima tariffa incentivante (Finanziaria 2008) I suddetti incrementi del 5% non sono tra loro cumulabili

43 Il nuovo Conto Energia Condizioni per la cumulabilità degli incentivi
1) Restano valide le principali condizioni di non cumulabilità, stabilite nei precedenti DM: contributi in conto capitale e/o interessi eccedenti il 20%. certificati verdi e titoli di efficienza energetica. 2) Per le scuole pubbliche o paritarie e le strutture sanitarie pubbliche è possibile cumulare gli incentivi con contributi di natura regionale, locale o comunitaria, in conto capitale e/o interessi, di qualunque entità. 3) Le tariffe incentivanti non sono cumulabili con la detrazione fiscale. 4) Sono escluse dalle tariffe incentivanti gli impianti fotovoltaici realizzati per obblighi di legge (n° 192/2005 e n° 296/2006) che entreranno in esercizio dopo il

44 Tipologie di impianti ammessi dal nuovo conto energia
Il nuovo Conto Energia Tipologie di impianti ammessi dal nuovo conto energia Non integrato – Tipologia B1 Parzialmente integrato – Tipologia B2 – 1,2,3 Totalmente integrato – Tipologia B3 – 1,2,3,4,5,6,7,8,9,10

45 Il nuovo Conto Energia Impianti non integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b1 Su terreno

46 Il nuovo Conto Energia Impianti non integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b1 Su tetti piani con criteri diversi da quelli previsti per l’integrazione architettonica parziale e/o totale

47 Il nuovo Conto Energia Impianti parzialmente integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b2 I moduli fotovoltaici sono montati su edifici o componentistica di arredo urbano, come chioschi, pensiline, barriere acustiche, ecc., senza sostituire il materiale da costruzione delle stesse strutture. Su tetti piani In presenza di elementi perimetrali alti fino a 50 cm. da terra, l’impianto può essere montato senza limitazioni di altezza del supporto dei moduli In presenza di elementi perimetrali alti sopra i 50 cm, il singolo modulo o la schiera non deve sporgere per più di metà dalla porzione più bassa dell’elemento perimetrale

48 Il nuovo Conto Energia Su tetti a falda
Impianti parzialmente integrati: esempi di impianti ricadenti nella tipologia b2 Su tetti a falda I moduli, al fine di risultare complanari, dovranno essere montati mantenendo la stessa identica inclinazione della superficie che li accoglie. E’ necessario inoltre che lo spessore del modulo e della struttura di supporto che emergerà dalla superficie esistente siano ridotti al minimo indispensabile.

49 Integrazione architettonica totale : esempi di tipologia b3
Il nuovo Conto Energia Integrazione architettonica totale : esempi di tipologia b3 I moduli fotovoltaici sostituiscono un materiale da costruzione tradizionale, diventando un componente attivo dell’involucro edilizio. L’obiettivo è riuscire ad equilibrare gli aspetti tecnici ed estetici dei componenti della tecnologia fotovoltaica con quelli dell'involucro edilizio, senza compromettere le caratteristiche funzionali di entrambi. Tetti con integrazione totale dell’impianto fotovoltaico

50 Integrazione architettonica totale
Il nuovo Conto Energia Integrazione architettonica totale Nel caso molto comune di sostituzione di una porzione della copertura di tetti a falda di tipo tradizionale occorre garantire che: A) Il modulo non superi il filo superiore delle tegole per più del proprio spessore. B) Limitare al massimo lo spazio di separazione tra il perimetro esterno dei moduli e la porzione residua del tetto preesistente. C) La posizione dei moduli rispetti la geometria della falda. Per evitare eventuali discontinuità possono essere utilizzati elementi di raccordo come scossaline, mezzi coppi, ecc..

51 Integrazione architettonica totale : esempi di tipologia b3
Il nuovo Conto Energia Integrazione architettonica totale : esempi di tipologia b3 Pensiline Moduli semitrasparenti Film sottile

52 Integrazione architettonica parziale e totale
Il nuovo Conto Energia Integrazione architettonica parziale e totale Al fine di ottenere il riconoscimento della parziale o totale integrazione degli impianti fotovoltaici su pensiline, tettoie, pergole è necessario allegare alla domanda un documento che comprovi la sua effettiva destinazione d’uso (per esempio la Dichiarazione di inizio attività, permesso a costruire o il certificato catastale). Nel caso in cui l’impianto sia suddiviso in più parti di diversa tipologia d’installazione verrà riconosciuta una tariffa incentivante pari a quella competente alla tipologia d’installazione con tariffa più bassa.

53 Il nuovo Conto Energia Premio per l’uso efficiente dell’energia
Edifici oggetto di ristrutturazione (A3a) Il premio, per gli impianti fino a 20 kW operanti in regime di scambio sul posto, consiste in una maggiorazione della tariffa riconosciuta all’impianto, pari alla metà della percentuale di riduzione dell’indice di prestazione energetica conseguita nell’unità immobiliare alimentata dall’impianto (riduzione di almeno il 10%; premio massimo pari al 30%). La realizzazione di nuovi interventi che conseguano una riduzione di almeno il 10% del fabbisogno energetico già ridotto rinnova il diritto al premio; resta valido il limite massimo complessivo del 30%. Edifici di nuova costruzione (A3b) Il premio compete nella misura del 30% della tariffa base nel caso di unità immobiliari o edifici completati successivamente all’entrata in vigore del decreto, qualora conseguano un indice di prestazione energetica dell’edificio inferiore di almeno il 50% rispetto ai valori riportati nell’allegato C del Dlgs 192/2005).

54 Il nuovo Conto Energia Iter da seguire per accedere all’incentivazione
Il soggetto responsabile (SR) inoltra il progetto preliminare al gestore di rete e chiede la connessione alla rete (eventualmente il servizio di scambio). Ad impianto ultimato, SR comunica la conclusione dei lavori al gestore di rete. Entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, SR - pena la non ammissibilità alle tariffe incentivanti - è tenuto a far pervenire al GSE la richiesta di concessione della tariffa, insieme alla documentazione finale di entrata in esercizio dell’impianto. Entro i successivi 60 giorni GSE verifica il rispetto delle disposizioni del DM e comunica al SR la tariffa riconosciuta. In caso di documentazione incompleta, GSE richiede integrazioni che dovranno pervenire entro 90 giorni, pena l’esclusione dall’incentivazione.

55 Il nuovo Conto Energia Moduli fotovoltaici e convertitori
Il soggetto responsabile dell’impianto deve caricare sul portale internet del GSE l’elenco dei moduli e dei convertitori comprensivo di modello, marca e numero di matricola Controllare che i moduli e i convertitori siano certificati, in particolare i moduli devono essere certificati secondo la IEC e la IEC 61646 La certificazione deve essere rilasciata da Laboratori Accreditati EA (European Accreditation) Nei casi di dubbio si richiede al SR dell’impianto la copia della certificazione dei moduli fotovoltaici Nel caso di sostituzione di uno o più moduli/convertitori il soggetto responsabile deve comunicare al GSE i dati dei nuovi componenti

56 Il nuovo Conto Energia Inserzione dei gruppi di misura
Il misuratore M2 deve essere posto il più vicino possibile al gruppo di conversione della corrente continua in alternata Il misuratore M1 è un bidirezionale che misura l’energia immessa e prelevata dalla rete Per gli impianti di potenza superiore ai 20 kW il soggetto responsabile può scegliere se installare il gruppo di misura dell’energia prodotta (M2) o se far installare tale misuratore al gestore di rete elettrica locale territorialmente competente. Il GSE incentiva tutta l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico!

57 Il nuovo Conto Energia Determinazione della data di entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico Per impianti di potenza inferiore a 20 kW il gestore di rete elettrica locale è il responsabile dell’installazione dei gruppi di misura dell’impianto, pertanto si assume come riscontro la data riportata nei verbali di attivazione dei gruppi di misura Per impianti di potenza superiore a 20 kW in cessione parziale si assume la prima data utile tra la data dichiarata sui verbali di attivazione dei gruppi di misura e la data di denuncia di apertura dell’officina elettrica. Se la data di entrata in esercizio è successiva alla denuncia di officina elettrica si richiede il verbale di primo impianto.

58 Il nuovo Conto Energia Impianti multisezione (Delibera 161/08):
È oggi possibile realizzare impianti fotovoltaici composti da un numero prefissato di sezioni. L’impianto è unico ed è allacciato ad un unico punto di connessione alla rete elettrica. Per ciascuna sezione d’impianto è installato un gruppo di misura e ha una data di entrata in esercizio diversa dalle altre. Le sezioni devono essere dichiarate all’atto dell’entrata in esercizio della prima sezione e deve essere specificata la totale potenza dell’impianto realizzato. Oltre 2 anni dalla data di entrata in esercizio della prima sezione d’impianto si parla di potenziamento.

59 Il Conto Energia Gestione commerciale dell’energia: scambio sul posto (net-metering) Il meccanismo è stato introdotto dalla Delibera n. 28/06 Impianti fotovoltaici della potenza sino a 20 kW, collegati alla rete elettrica Lo scambio permette un saldo tra l’energia prodotta e immessa in rete dall’impianto e quella assorbita dalle utenze L’energia in eccesso rispetto ai propri consumi può essere accumulata in un “pozzetto” per un tempo massimo pari a 3 anni Non si tiene conto dell’effettivo valore dell’energia elettrica immessa e prelevata

60 Il Conto Energia Gestione commerciale dell’energia: scambio sul posto (net-metering) La Delibera n. 74/08 modifica la disciplina di scambio La gestione dello scambio sul posto è affidata al GSE dal 1° Gennaio 2009 La remunerazione dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete è associata al prezzo di mercato zonale orario Viene eliminata la regola della perdita del credito dopo 3 anni Vengono pagati al GSE gli oneri di sistema

61 Il Conto Energia Gestione commerciale dell’energia: ritiro dedicato
Il meccanismo è stato introdotto dalla delibera n. 280/07 Impianti fotovoltaici di potenza maggiore a 1 kW, collegati alla rete elettrica Dal 1° gennaio 2008 l’energia fotovoltaica, in alternativa alla vendita sul mercato, può essere ceduta al GSE (“ritiro dedicato”) e non più ai distributori locali Il prezzo riconosciuto è quello orario zonale Sono previsti prezzi minimi garantiti per i primi 2 milioni di kWh annui 98.00 euro/MWh per i primi 500 MWh/anno 82.60 euro/MWh da 500 a 1000 MWh/anno 72.20 euro/MWh da 1000 a 2000 MWh/anno

62 Il nuovo Conto Energia Risultati al 1° gennaio 2009
impianti in esercizio

63 Il nuovo Conto Energia Risultati al 1° gennaio 2009
142,42 MW in esercizio

64 Risultati complessivi al 1° gennaio 2009
Il nuovo Conto Energia Risultati complessivi al 1° gennaio 2009 impianti in esercizio

65 Risultati complessivi al 1° gennaio 2009
Il nuovo Conto Energia Risultati complessivi al 1° gennaio 2009 259,76 MW in esercizio

66 Il nuovo conto energia Il nuovo sito internet www.gse.it
Dal 1° Novembre 2008 è stato rinnovato il portale del GSE

67 Il nuovo Conto Energia Invio delle comunicazioni di riconoscimento delle tariffe incentivanti da parte dei soggetti responsabili (SR): Portale per la richiesta di incentivazione Se il soggetto responsabile è già in possesso delle credenziali d’accesso al portale può accedere direttamente al menu dedicato alla richiesta dell’incentivo. Altrimenti sarà possibile effettuare la registrazione

68 Il nuovo Conto Energia Funzionalità relative al DM del 19 Febbraio 2007 1) Consente ai Soggetti Responsabili di poter modificare i dati inseriti in fase di registrazione. 2) Consente ai Soggetti Responsabili di effettuare la richiesta d’incentivo per un nuovo impianto. 3) Consente ai Soggetti Responsabili di monitorare lo stato degli impianti per i quali hanno già fatto richiesta d’incentivo. 4) Consente ai Soggetti Responsabili di fare una richiesta per il premio abbinato ad un uso efficiente dell’energia. 5) Consente ai Soggetti Responsabili di formalizzare il contratto con il GSE. 6) Consente ai Soggetti Responsabili di comunicare le misure dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico. 7) Consente ai Soggetti Responsabili di visualizzare lo stato dei pagamenti.

69 Il nuovo Conto Energia Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto Selezionando il tasto “Inserimento Richiesta per un nuovo impianto” potranno essere compilati tutti i campi relativi ai dati tecnici caratteristici dell’impianto fotovoltaico.

70 Il nuovo Conto Energia All’interno del menu “scheda tecnica” dovranno essere indicati: ubicazione dell’impianto caratteristiche tecniche generali costo tipologia del sito tipologia dell’ installazione (grado di integrazione architettonica) dati del tecnico responsabile Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto Fase 1: Scheda Tecnica

71 Il nuovo Conto Energia All’interno del menu “Corrispondenza” dovranno essere indicati: recapiti telefonici del Soggetto Responsabile indirizzo del Soggetto Responsabile per la corrispondenza recapiti telefonici del referente tecnico indirizzo del referente tecnico Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto Fase 2: Corrispondenza

72 Il nuovo Conto Energia Nella scheda “Allegati Elettronici” dovranno essere caricati: 5 foto dell’impianto fotovoltaico realizzato marca, modello e numeri di matricola dei moduli fotovoltaici marca, modello e numeri di matricola degli inverter Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto Fase 3: Allegati Elettronici

73 Il nuovo Conto Energia In questo menu si potrà predisporre la stampa dei seguenti documenti: Richiesta di riconoscimento della tariffa incentivante Scheda tecnica precedentemente compilata Dichiarazione sostitutiva di atto notorio Premio per gli impianti fotovoltaici abbinati ad un uso efficiente dell’energia (opzionale) Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto Fase 4: Allegati Cartacei

74 Il nuovo Conto Energia Dopo aver controllato la coerenza dei dati forniti, è necessario confermare la procedura di richiesta dell’incentivo. Inserimento di una richiesta d’incentivo per un nuovo impianto Fase 5: Conferma Operazioni

75 Il primo Conto Energia Invio delle comunicazioni di riconoscimento delle tariffe incentivanti da parte dei soggetti responsabili (SR): Richiesta dell’incentivo (Allegato A1) Scheda tecnica dell’impianto (Allegato A2) Dichiarazione sostitutiva (Allegato A4) Eventuale richiesta di riconoscimento del premio (Allegato A3) Stampa da portale

76 Il nuovo Conto Energia Invio delle comunicazioni di riconoscimento delle tariffe incentivanti da parte dei soggetti responsabili (SR): Allegati Documentazione finale di progetto dell’impianto (firmata da un professionista o da un tecnico iscritto all’albo, CEI 0-2) Elenco moduli ed inverter (tabelle XLS caricate nel portale) Certificato di collaudo dell’impianto Dichiarazione sulla proprietà dell’immobile Copia del permesso a costruire o copia della D.I.A. (dichiarare se non serve nulla) Copia della comunicazione del POD Dichiarazione UTF per impianti di potenza maggiore di 20 kW (impianti in cessione parziale) Verbali di attivazione dei gruppi di misura

77 Il nuovo conto energia Guide GSE disponibili sul sito www.gsel.it
Per aiutare i soggetti che intendono accedere all’incentivazione in conto energia, il GSE ha pubblicato il “Nuovo conto energia” e la “Guida agli interventi validi al fine del riconoscimento dell’integrazione architettonica”

78 Grazie per l’attenzione