Smart Grid: incentivi, condizioni normative e regolatorie, previsioni di mercato – Approfondimento a cura di Anie Energia

Gli investimenti in progetti di innovazione tecnologica sono fortemente influenzati dal quadro regolamentare, dallo stato della rete e dalla struttura della produzione e del consumo di energia elettrica. Questi parametri giocano, infatti, un ruolo importante nella determinazione delle scelte di investimento; per esempio paesi con un elevato livello di penetrazione della Generazione Diffusa (GD) saranno più portati ad investire in programmi e progetti per l’aumento della hosting capacity, paesi con una elevata regolazione della qualità del servizio investiranno maggiormente nello sviluppo di tecnologie per l’automazione avanzata di rete e paesi con una quantità di domanda flessibile saranno più portati ad investire in progetti di adeguamento della domanda e di demand response.

Gli investimenti in ricerca e sviluppo nel settore smart grid sono, come già detto, in continuo aumento. Il trend di forte crescita non è solamente a livello italiano ma anche a livello internazionale, mostrando come il mercato delle Smart Grid sia globalmente molto attivo; ciò è testimoniato anche dai numerosi rapporti e studi di mercato pubblicati ogni anno.
Per quanto riguarda l’Europa, il rapporto del JRC Institute for Energy and Transport ha catalogato gli investimenti avvenuti fino al 2012 sulla base dell’area geografica e della categoria di progetto; i risultati mostrano circa 281 progetti smart grid e circa 90 progetti di smart metering . Per quanto riguarda l’Italia, si contano 40 progetti di cui 21 di ricerca e sviluppo e 19 dimostrativi, suddivisi nei seguenti campi:
• integrazione della GD 66,51 M€;
• smart network management 65,3 M€;
• smart customers e smart home 4,78 M€;
• aggregation (demand response, VPP) 6,84 M€;
• electric vehicles e vehicle2grid applications 29,62 M€;
• integrazione delle FER 10,38 M€;
• smart metering avanzati 4,46 M€;
• altri.1,14 M€.
La stessa catalogazione è stata effettuata da Eurelectric; i risultati relativi all’Italia contano circa 23 progetti per un budget totale pari a circa 158.5 M€, il 78.26% su reti reali (83.28% del complessivo budget), il 21.74% di ricerca e sviluppo (16.72% del complessivo budget). Le categorie di progetto sono:
• smart grid : 60.87%;
• integrazione della GD: 8.70%;
• demand response: 8.70%;
• smart customer e smart home: 8.70%;
• veicoli elettrici e infrastrutture di ricarica smart: 8.70%;
• altri: 4.35%.
Se, invece, si concentra l’attenzione sugli investimenti futuri che saranno effettuati da qui al 2020, secondo le stime effettuate dal Pike Research , gli investimenti in progetti smart passeranno dai circa 16 miliardi di dollari a livello globale del 2010 a circa 200 miliardi di dollari al 2020, di cui 80 in Europa, principalmente nel settore trasmissione, smart meters, distribution and substation automation.
Altre stime mondiali, effettuate dall’Innovation Observatory, identificano investimenti di 378 miliardi di dollari fino al 2030, di cui l’80% in dieci paesi di cui principalmente Stati Uniti e Cina (che prevede investimenti per 99 miliardi di dollari al 2030).
Altre stime a livello Italia sono state, invece, effettuate dall’Energy & Strategy Group che in stima un potenziale tra i 15 e i 60 M€, complessivo della rete di trasmissione e distribuzione, dei clienti finali attivi e passivi e considerando anche progetti innovativi, quali sistemi di accumulo e auto elettrica.
I risultati dei diversi studi differiscono in base alla metodologia utilizzata, ragione per cui non sono confrontabili con precisione. Nonostante ciò, offrono un ordine di grandezza significativo ed un chiaro trend di crescita utile per inquadrare la situazione globale, che prevede, quindi, un potenziale di investimento molto grande.
Incentivi e condizioni normative e regolatorie per lo sviluppo delle smart grid
Il quadro regolatorio relativo alla generazione diffusa in Italia si può descrivere identificando diversi livelli:
1. connessione alle reti elettriche
2. Accesso e utilizzo della rete
3. misura dell’energia elettrica
4. modalità di cessione dell’energia elettrica prodotta e scambio sul posto
5. Promozione dello sviluppo delle infrastrutture di rete
6. Flussi informativi e gestione dei database
7. regimi di incentivazione applicabili a certe forme di produzione di energia elettrica.
Vediamoli nel dettaglio indicando anche i riferimenti normativi principali.

Connessione alle reti elettriche
Condizioni procedurali ed economiche per richieste di connessione presentate dopo il 31 dicembre 2008
Ogni livello di tensione	Deliberazione ARG/elt 99/08 (TICA) e s.m.i. Modalità e condizioni contrattuali dei gestori di rete (MCC) Attualmente sono vigenti procedure standardizzate nel caso di connessioni alle reti BT e MT, mentre viene mantenuta più flessibilità in capo ai gestori di rete nel caso di connessioni alle reti AAT/AT. A metà 2010, a fine 2011 e a metà 2012, le condizioni per l’erogazione del servizio di connessione sono state nuovamente aggiornate con la principale finalità di ridurre i problemi derivanti dalla prenotazione della capacità di rete nei casi in cui all’accettazione del preventivo non fa seguito la concreta realizzazione degli impianti di produzione.
Regole tecniche per la connessione
Media e Alta tensione	CEI 0-16:2012 per reti di distribuzione MT e AT Codice di rete verificato dall’Autorità (per reti di trasmissione AT e AAT, in particolare Allegati A.17, A.68, A.70, A.72)
Bassa tensione	CEI 0-21 per reti di distribuzione BT

Accesso e utilizzo della rete
Trasporto	Deliberazione ARG/elt 199/11 (Allegato A – TIT, art. 19) – A decorrere dal 2012, la componente CTR (corrispettivo a copertura dei costi di trasmissione) non è più riconosciuta all’energia elettrica immessa nelle reti MT e BT. Deliberazione 175/2012/R/eel l, con cui l’Autorità ha rivisto i fattori percentuali convenzionali di perdita di energia elettrica da applicarsi all’energia elettrica immessa nelle reti BT (5,1%) e MT (2,4%) dagli impianti di GD in maniera tale da riconoscere un beneficio limitatamente ai tratti e agli elementi di rete in cui vi sia la ragionevole certezza che la GD comporti una effettiva riduzione delle perdite di rete (nessuna inversione di flusso).
Dispacciamento e servizi di rete	Deliberazione n. 116/06 Deliberazioni n. 330/07, ARG/elt 98/08, ARG/elt 5/10 Deliberazione ARG/elt 160/11 (revisione della disciplina per il dispacciamento) Deliberazione 84/2012/R/eel (approvazione dell’allegato A.70 definisce le caratteristiche che i nuovi inverter, ovvero le nuove macchine rotanti, e i nuovi sistemi di protezione d’interfaccia devono avere per poter essere installati sui nuovi impianti di produzione di energia elettrica BT e MT, nonché gli interventi di retrofit sugli impianti MT esistenti di potenza > 50 kW). Deliberazione 344/2012/R/eel (approvazione dell’allegato A.72 recante le procedure per la riduzione della GD in condizioni di emergenza del Sistema Elettrico Nazionale (RIGEDI). Deliberazione 281/2012/R/efr che introduce la regolazione del servizio di dispacciamento anche nel caso di unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili.
Affidamento a terzi dei servizi energetici	Deliberazione n. 54/07 Deliberazione 578/2013/R/eel che regola i servizi di connessione, trasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento nel caso di sistemi semplici di produzione e consumo, di cui i Sistemi Efficienti di Utenza (SEU), definiti dal decreto legislativo n. 115/08 come modificato dal decreto legislativo n. 56/10, sono un sottoinsieme

Misura

Energia elettrica

scambiata con la rete

Deliberazione ARG/elt 199/11 (Allegato B – TIME)
Deliberazione n. 292/06
Deliberazione ARG/elt 178/08

Energia elettrica

prodotta

Deliberazione n. 88/07

Cessione energia e scambio sul posto
Ritiro dedicato	Deliberazione n. 280/07 – Prevede modalità semplificate per la cessione dell’energia elettrica prodotta e immessa in rete nel caso di impianti di potenza inferiore a 10 MVA e per gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili “non programmabili” di ogni taglia. Nel 2011 sono stati ridefiniti i prezzi minimi garantiti, riconosciuti nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW e limitatamente ai primi 2 milioni di kWh immessi annualmente, differenziandoli per fonte
Scambio sul posto	Deliberazione ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009 – Lo scambio sul posto è oggi possibile per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e/o cogenerativi ad alto rendimento di potenza fino a 200 kW e consiste sostanzialmente nella compensazione economica tra il valore dell’energia elettrica immessa e il valore dell’energia elettrica prelevata. Nel 2012 (con la deliberazione 570/2012/R/efr), a valere dal conguaglio relativo all’anno 2013, l’Autorità ha standardizzato le modalità di calcolo del contributo in conto scambio da riconoscere all’utente dello scambio in attuazione di quanto disposto dall’articolo 23 del decreto interministeriale 6 luglio 2012 e tenendo conto delle criticità riscontrate nei primi anni di applicazione della deliberazione ARG/elt 74/08 (per ulteriori approfondimenti si rimanda alla relazione tecnica allegata alla deliberazione 570/2012/R/efr)

Promozione dello sviluppo delle infrastrutture di rete

Investimenti smart

Deliberazione ARG/elt 12/11 – Si colloca nel più ampio percorso finalizzato a incentivare in modo selezionato gli investimenti sulle reti per la promozione delle smart grid e lo sviluppo della GD. Con tale deliberazione, l’Autorità, ha individuato, tra i progetti pilota presentati dalle imprese distributrici, relativi alla sperimentazione di nuovi sistemi di controllo comprendenti sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive di media tensione, quelli ammessi al trattamento incentivante previsto dal Testo Integrato Trasposto vigente per il periodo regolatorio 2008-2011 (Allegato A alla deliberazione n. 348/07).

Flussi informativi e gestione dei database

CENSIMP e GAUDÌ

Deliberazione ARG/elt 205/08 – Ha previsto una razionalizzazione dei flussi informativi, attraverso la costituzione, presso Terna, di un’anagrafica unica a livello nazionale per gli impianti di produzione di energia elettrica (CENSIMP). Ciò al fine di consentire l’identificazione in modo univoco degli impianti di produzione per facilitare l’allineamento dei database gestiti dai diversi soggetti (Autorità, GME, Terna, GSE, gestori di rete) e il confronto tra i dati archiviati nei medesimi database, nonché la loro interoperabilità.
Deliberazione ARG/elt 124/10 – Prevede la creazione di un sistema di gestione dell’anagrafica unica degli impianti di produzione e delle relative unità di produzione. Il GAUDÌ è una piattaforma unica a cui fanno riferimento i produttori, Terna, i gestori di rete e il GSE. Ciò consente di inserire e aggiornare i dati relativi agli impianti di produzione una sola volta e non più volte in sistemi gestiti da diversi operatori, evitando disallineamenti tra i dati medesimi e semplificando le fasi procedurali che conducono all’entrata in esercizio commerciale di un impianto. In più, il GAUDÌ dispone di un pannello di controllo atto ad evidenziare la sequenza delle attività da svolgere per procedere alla connessione alla rete di un impianto di produzione e alla sua ammissione ai mercati dell’energia, ivi incluse le fasi di sottoscrizione del regolamento di esercizio, di definizione e validazione delle unità di produzione che compongono l’impianto di produzione, e di sottoscrizione del contratto di dispacciamento; in tale pannello di controllo i vari soggetti coinvolti possono registrare gli esiti di ciascuna delle attività propedeutiche alla connessione e all’accesso ai mercati dell’energia, rendendo monitorabile e trasparente la situazione dell’accesso di un impianto di produzione di energia elettrica ai servizi di sistema

Fonti rinnovabili
Certificati Verdi	Decreto legislativo 28/2011 e Deliberazioni ARG/elt 24/08, ARG/elt 10/09 e ARG/elt 3/10, ARG/elt 5/11 e 11/2012/R/efr (definizione del prezzo medio di vendita dell’energia elettrica ai fini della definizione del valore di riferimento dei certificati verdi)
Conto energia per il fotovoltaico	Decreto Ministeriale 5 luglio 2012 attuato tramite Deliberazione 343/2012/R/efr (modalità di ritiro da parte del GSE dell’energia elettrica immessa da impianti che accedono al DM 5 luglio 2012) Decreto Ministeriale 5 maggio 2011 attuato tramite Deliberazione ARG/elt 149/11 Decreto Ministeriale 6 agosto 2010 attuato tramite Deliberazione ARG/elt 181/10 Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007 attuato tramite Deliberazione n. 90/07 Decreto legislativo 387 del 2003 e Decreti attuativi del 28 luglio 2005 e del 6 febbraio 2006
Conto energia per il solare termodinamico	Decreto Ministeriale 11 aprile 2008 attuato tramite Deliberazione n. 95/08
Tariffa fissa onnicomprensiva per le altre fonti rinnovabili	Decreto Ministeriale 18 dicembre 2008 attuato tramite Deliberazione n. 1/09 Deliberazione 343/2012/R/efr (modalità di ritiro da parte del GSE dell’energia elettrica immessa da impianti che accedono al DM 6 luglio 2012)

Cogenerazione ad alto rendimento
Definizione di cogenerazione ad alto rendimento	Deliberazione n. 42/02 Deliberazione n. 296/05 (aggiornamento dei parametri di calcolo) Deliberazione n. 307/07 (aggiornamento dei parametri di calcolo) Deliberazione ARG/elt 174/09 (aggiornamento dei parametri di calcolo) Deliberazione ARG/elt 181/11 (aggiornamento a seguito dell’emanazione del DM 4 agosto 2011 e 5 settembre 2011)