Download (677Kb) - Unitn-eprints - Università degli Studi di Trento
Download (677Kb) - Unitn-eprints - Università degli Studi di Trento Download (677Kb) - Unitn-eprints - Università degli Studi di Trento
36 CAPITOLO SECONDO QE. Nel DCO 33/11 (p. 28s.) l’Aeeg propone di introdurre alcuni obblighi di informazione a carico del SEU nei confronti del gestore di reti pubbliche. Inoltre, per la sottoscrizione del contratto di connessione si prospetta la possibilità di coinvolgere sia il cliente finale (o il suo mandatario) che il produttore. 8) Per il servizio di misura si applicano al SEU le regole generali. Per il periodo di regolazione 2012-2015 tali regole sono contenute nel TIME, allegato alla delibera ARG/elt 199/11. In particolare, per i punti di prelievo l’installazione e manutenzione dei misuratori, nonché la raccolta, validazione e registrazione delle misure sono nella responsabilità del gestore della rete pubblica. Per i punti di immissione, installazione e manutenzione possono essere a carico del gestore di rete o del produttore (per impianti con potenza superiore a 20 kW o non allacciati in bassa tensione); raccolta, validazione e registrazione delle misure sono a carico del gestore di rete. I corrispettivi dovuti ai gestori di rete per il servizio di misura sono stabiliti e aggiornati dall’Aeeg (v. tabelle allegate al TIME). 9) Per quanto riguarda i contratti relativi al trasporto, al dispacciamento, alla fornitura di energia elettrica e all’erogazione degli incentivi per le fonti rinnovabili, l’Aeeg prospetta quattro diverse ipotesi: a) gestione di tutti i rapporti contrattuali da parte del cliente finale (inevitabile quando coincida con il produttore); b) gestione di tutti i rapporti contrattuali da parte del produttore; c) suddivisione dei rapporti contrattuali fra cliente finale e produttore; d) gestione di tutti i rapporti contrattuali da parte di un terzo grossista o venditore sulla base di un mandato senza rappresentanza (DCO 33/11, p. 34-37). Le ipotesi più frequenti sono la b) e la d): in generale, i rapporti fra il produttore o il terzo mandatario ed il cliente finale sono regolati in modo da consentire una riduzione dei costi di fornitura dell’energia elettrica e un profitto (legato agli incentivi per le fonti rinnovabili) per il produttore o il terzo mandatario. L’Aeeg non ritiene
LA NORMATIVA ITALIANA necessario individuare un soggetto responsabile del SEU (DCO 33/11, p. 34). 10) Qualora all’interno del SEU siano presenti unità di produzione o di consumo abilitate a fornire risorse per il dispacciamento (risoluzione delle congestioni in fase di programmazione, riserva secondaria di potenza, riserva terziaria di potenza e risorse per il bilanciamento), si applicherà la regolazione vigente, attualmente contenuta nell’allegato A alla delibera Aeeg 111/06 e nel TIS, allegato alla delibera ARG/elt 107/09 9 . 11) Per quanto riguarda l’energia elettrica prodotta e consumata all’interno del SEU, l’Aeeg ritiene che i rapporti fra produttore e cliente finale possano essere gestiti con un accordo privato (DCO 33/11, p. 34). Si tratterebbe di un contratto di somministrazione (art. 1559 c.c.), da collegare al contratto per i servizi energetici eventualmente stipulato per la gestione degli impianti (v. n. 4 precedente). 12) Al cliente finale del SEU si applica la regolazione in materia di morosità, contenuta nell’allegato A alla delibera ARG/elt 4/08. Nel DCO 33/11 (p. 43s.) l’Aeeg segnala la necessità di installare nei SEU misuratori, o interruttori comandabili a distanza, che consentano di attuare la sospensione del servizio senza impedire l’immissione in rete dell’energia elettrica prodotta dagli impianti del SEU. 13) Come osservato nel par. 1.3, il legislatore italiano ha escluso i SEU dalla definizione di SDC. Ma è discutibile la compatibilità di tale scelta con il diritto europeo. L’analisi dei requisiti del SEU condotta in questo paragrafo consente di formulare alcune osservazioni. In primo luogo, i SEU sono oggi teoricamente realizzabili, ma di fatto bloccati dalla mancanza dei provvedimenti regolatori di attuazione. Tali provvedimenti servono a 9 I requisiti delle unità di produzione sono fissati dalle regole per il dispacciamento nel codice di rete Terna. Nella maggior parte dei casi, gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili non possono essere abilitati a fornire risorse per il dispacciamento. 37
- Page 1: GIUSEPPE BELLANTUONO REGOLAZIONE E
- Page 4 and 5: PROPRIETÀ LETTERARIA RISERVATA ©
- Page 7 and 8: INDICE Pag. INTRODUZIONE Generazion
- Page 9 and 10: INTRODUZIONE GENERAZIONE DISTRIBUIT
- Page 11 and 12: GENERAZIONE DISTRIBUITA E RETI PRIV
- Page 13 and 14: GENERAZIONE DISTRIBUITA E RETI PRIV
- Page 15: GENERAZIONE DISTRIBUITA E RETI PRIV
- Page 18 and 19: 10 CAPITOLO PRIMO 1.5 esamina alcun
- Page 20 and 21: 12 CAPITOLO PRIMO siti diversi, ric
- Page 22 and 23: 14 CAPITOLO PRIMO EnWG del 7 luglio
- Page 24 and 25: 16 CAPITOLO PRIMO alle reti delimit
- Page 26 and 27: 18 CAPITOLO PRIMO del SDC di un num
- Page 28 and 29: 20 CAPITOLO PRIMO che alle RIU e al
- Page 30 and 31: 22 CAPITOLO PRIMO parano alle reti
- Page 32 and 33: 24 CAPITOLO PRIMO cesso di terzi. I
- Page 34 and 35: 26 CAPITOLO SECONDO l’attuale qua
- Page 36 and 37: 28 CAPITOLO SECONDO direttiva 2006/
- Page 38 and 39: 30 CAPITOLO SECONDO Interventi anch
- Page 40 and 41: 32 CAPITOLO SECONDO impianti di pro
- Page 42 and 43: 34 CAPITOLO SECONDO 5) Per quanto r
- Page 46 and 47: 38 CAPITOLO SECONDO definire i rapp
- Page 48 and 49: 2.3 Reti interne di utenza 40 CAPIT
- Page 50 and 51: 42 CAPITOLO SECONDO d) deve trattar
- Page 52 and 53: 44 CAPITOLO SECONDO predisposto dal
- Page 54 and 55: 46 CAPITOLO SECONDO Prima di occupa
- Page 56 and 57: 48 CAPITOLO SECONDO già individuat
- Page 58 and 59: 50 CAPITOLO SECONDO ciamento espres
- Page 60 and 61: 52 CAPITOLO SECONDO di connessione
- Page 62 and 63: 54 CAPITOLO SECONDO A conclusione d
- Page 64 and 65: 56 CAPITOLO SECONDO gli utenti RIU
- Page 66 and 67: 58 CAPITOLO SECONDO teriore possibi
- Page 68 and 69: 60 CAPITOLO SECONDO gli utenti dell
- Page 70 and 71: 62 CAPITOLO SECONDO della stessa re
- Page 72 and 73: 64 CAPITOLO SECONDO quadro di regol
- Page 74 and 75: 66 CAPITOLO SECONDO - stipulazione
- Page 76 and 77: 68 CAPITOLO SECONDO di mettere ordi
- Page 78 and 79: 70 CAPITOLO SECONDO zate per negare
- Page 80 and 81: 72 CAPITOLO SECONDO sfruttando pieg
- Page 82 and 83: 74 CAPITOLO SECONDO In una successi
- Page 84 and 85: 76 CAPITOLO SECONDO ziaria evidenzi
- Page 86 and 87: 78 CAPITOLO SECONDO 93/11 entro ven
- Page 88 and 89: Tabella 5. SEU, RIU e RPr a confron
- Page 90 and 91: 82 CAPITOLO TERZO 1) un obiettivo m
- Page 92 and 93: 84 CAPITOLO TERZO soggetti (NAPOLAN
36<br />
CAPITOLO SECONDO<br />
QE. Nel DCO 33/11 (p. 28s.) l’Aeeg propone <strong>di</strong> introdurre alcuni<br />
obblighi <strong>di</strong> informazione a carico del SEU nei confronti del gestore<br />
<strong>di</strong> reti pubbliche. Inoltre, per la sottoscrizione del contratto <strong>di</strong> connessione<br />
si prospetta la possibilità <strong>di</strong> coinvolgere sia il cliente finale<br />
(o il suo mandatario) che il produttore.<br />
8) Per il servizio <strong>di</strong> misura si applicano al SEU le regole generali. Per il<br />
periodo <strong>di</strong> regolazione 2012-2015 tali regole sono contenute nel<br />
TIME, allegato alla delibera ARG/elt 199/11. In particolare, per i<br />
punti <strong>di</strong> prelievo l’installazione e manutenzione dei misuratori,<br />
nonché la raccolta, validazione e registrazione delle misure sono<br />
nella responsabilità del gestore della rete pubblica. Per i punti <strong>di</strong><br />
immissione, installazione e manutenzione possono essere a carico<br />
del gestore <strong>di</strong> rete o del produttore (per impianti con potenza superiore<br />
a 20 kW o non allacciati in bassa tensione); raccolta, validazione<br />
e registrazione delle misure sono a carico del gestore <strong>di</strong> rete. I<br />
corrispettivi dovuti ai gestori <strong>di</strong> rete per il servizio <strong>di</strong> misura sono<br />
stabiliti e aggiornati dall’Aeeg (v. tabelle allegate al TIME).<br />
9) Per quanto riguarda i contratti relativi al trasporto, al <strong>di</strong>spacciamento,<br />
alla fornitura <strong>di</strong> energia elettrica e all’erogazione <strong>degli</strong> incentivi<br />
per le fonti rinnovabili, l’Aeeg prospetta quattro <strong>di</strong>verse ipotesi:<br />
a) gestione <strong>di</strong> tutti i rapporti contrattuali da parte del cliente finale<br />
(inevitabile quando coincida con il produttore); b) gestione <strong>di</strong> tutti i<br />
rapporti contrattuali da parte del produttore; c) sud<strong>di</strong>visione dei<br />
rapporti contrattuali fra cliente finale e produttore; d) gestione <strong>di</strong><br />
tutti i rapporti contrattuali da parte <strong>di</strong> un terzo grossista o ven<strong>di</strong>tore<br />
sulla base <strong>di</strong> un mandato senza rappresentanza (DCO 33/11, p. 34-37).<br />
Le ipotesi più frequenti sono la b) e la d): in generale, i rapporti fra<br />
il produttore o il terzo mandatario ed il cliente finale sono regolati<br />
in modo da consentire una riduzione dei costi <strong>di</strong> fornitura dell’energia<br />
elettrica e un profitto (legato agli incentivi per le fonti rinnovabili)<br />
per il produttore o il terzo mandatario. L’Aeeg non ritiene
Change language