Elettricità: incentivi per promuovere le reti intelligenti

Modernizzare e rendere più flessibili e intelligenti le reti di distribuzione dell’energia elettrica, favorendo la diffusione della produzione da fonti rinnovabili e l’uso efficiente delle risorse. È l’obiettivo del provvedimento dell’Autorità per l’energia (delibera Arg/elt 39/10) a sostegno di alcuni progetti pilota per incentivare lo sviluppo delle cosiddette smart grids, le reti intelligenti in grado di far interagire efficacemente produttori e consumatori, di prevedere in anticipo le richieste di consumo e di bilanciare con flessibilità, la produzione e la domanda di energia elettrica anche localmente.

La diffusione e sviluppo delle smart grids e di contatori intelligenti (smart metering), sono temi al centro del dibattito in tutta Europa, anche alla luce della recente Direttiva 2009/72/CE sul mercato interno dell’energia elettrica.

Deliberazione 25 marzo 2010 - ARG/elt 39/10

Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dellAllegato A alla deliberazione dellAutorità per lenergia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07

LAUTORITÀ PER LENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 25 marzo 2010
Visti:

• la direttiva 2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione delluso dellenergia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (di seguito: Direttiva 2009/28/CE);
• la direttiva 2009/29/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, che modifica la direttiva 2003/87/CE al fine di perfezionare ed estendere il sistema comunitario per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra;
• la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dellenergia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (di seguito: Direttiva 2009/72/CE);
  
• la direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 aprile 2006, concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e recante abrogazione della direttiva 93/76/CEE del Consiglio;
  
• la direttiva 2004/8/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 11 febbraio 2004, relativa alla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia e che modifica la direttiva 92/42/CEE (di seguito: Direttiva 2004/8/CE);
  
• la direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dellenergia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE;
  
• la decisione n. 406/2009/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, concernente gli sforzi degli Stati membri per ridurre le emissioni dei gas a effetto serra al fine di adempiere agli impegni della Comunità in materia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020;
  
• il regolamento (CE) n. 443/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, che definisce i livelli di prestazione in materia di emissioni delle autovetture nuove nellambito dellapproccio comunitario integrato finalizzato a ridurre le emissioni di CO2 dei veicoli leggeri;
  
• la Comunicazione della Commissione al Parlamento Europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e al Comitato delle Regioni del 7 ottobre 2009 COM(2009) 519 definitivo - Investire nello sviluppo di tecnologie a basse emissioni di carbonio (Piano SET) (di seguito: comunicazione della Commissione 7 ottobre 2009);
  
• la legge 14 novembre 1995, n. 481;
  
• il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
  
• la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
  
• la legge 23 agosto 2004, n. 239;
  
• il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20;
  
• la deliberazione dellAutorità 29 dicembre 2007, n. 348/07 (di seguito: deliberazione n. 348/07);
  
• lAllegato A alla deliberazione n. 348/07, come successivamente modificato e integrato (di seguito: TIT), che reca le disposizioni dellAutorità per lenergia elettrica e il gas (di seguito: Autorità) per lerogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dellenergia elettrica dellenergia elettrica per il periodo regolatorio 2008-2011;
  
• la deliberazione dellAutorità 18 marzo 2008, ARG/elt 33/08, come successivamente modificata e integrata (di seguito: delibera ARG/elt 33/08);
• lallegato A alla deliberazione ARG/elt 33/08, recante la norma CEI 0-16 riconosciuta come Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti che immettono o prelevano dalle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV (di seguito: norma CEI 0-16);
  
• la deliberazione dellAutorità 23 luglio 2008, ARG/elt 99/08 (di seguito: deliberazione ARG/elt 99/08);
  
• lallegato A alla deliberazione ARG/elt 99/08, come successivamente modificato e integrato, recante le condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica;
  
• la deliberazione dellAutorità 4 marzo 2009, ARG/elt 25/09, di approvazione del documento “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita per l’anno 2006“ predisposto dalla Direzione Mercati dell’Autorità ai sensi dell’articolo 1, comma 89, della legge n. 239/04 (di seguito: deliberazione ARG/elt 25/09);
  
• lallegato 2 alla deliberazione ARG/elt 25/09, recante unanalisi del Politecnico di Milano in collaborazione con il CESI RICERCA sullImpatto della generazione diffusa sulle reti di distribuzione (di seguito: Allegato 2 alla deliberazione ARG/elt 25/09);
  
• il documento di consultazione dellAutorità del 30 novembre 2007, atto n. 47 (di seguito documento di consultazione n. 47/07). Considerato che:
  
• la Direttiva 2009/72/CE recentemente approvata e attualmente in fase di recepimento nazionale indica, al considerata (27) che "Gli Stati membri dovrebbero incoraggiare la modernizzazione delle reti di distribuzione, ad esempio attraverso lintroduzione di reti intelligenti (smart grids) costruite in modo da favorire la generazione decentrata e lefficienza energetica”;
  
• nella comunicazione della Commissione 7 ottobre 2009 è indicato, tra laltro che Per garantire che le nostre reti elettriche siano pronte per il XXI secolo c'è bisogno di un programma di ricerca e di dimostrazione fortemente integrato caratterizzato da attività di ricerca volte allo sviluppo di nuove tecnologie per monitorare, controllare e far funzionare le reti in condizioni normali e di emergenza;
  
• il tema delle smart grids è attualmente oggetto di elevato interesse da parte delle istituzioni di ricerca, anche di tipo universitario, ed è incluso nei programmi di ricerca di interesse generale per il sistema elettrico. I predetti studi evidenziano levoluzione dei sistemi elettrici verso differenti modalità di gestione delle reti di distribuzione in MT (e in prospettiva BT); tale evoluzione è necessaria per una ampia serie di scopi, tra i quali, in ordine di urgenza, si elencano i seguenti: a. maggiori possibilità di connettere unità di generazione diffusa, e in particolare utilizzare fonti rinnovabili disponibili sul territorio, altrimenti non sfruttabili; b. introduzione di modalità di controllo del carico da parte del sistema; c. promozione dellefficienza energetica; d. introduzione di maggiori possibilità per i clienti finali di partecipare al mercato elettrico mediante opportuni segnali di prezzo;
  
• le predette attività di ricerca, come esempio si cita lAllegato 2 alla deliberazione ARG/elt 25/09, concordano nel considerare che tutte le finalità sopra esposte sono raggiungibili soltanto mediante la presenza di opportuni sistemi di comunicazione che integrino le attuali reti elettriche di distribuzione. Considerato inoltre che:
  
• non esiste una definizione univoca e codificata di smart grid, in ogni caso, tutte le indicazioni esistenti concordano sulla circostanza che una smart grid si distingue da una rete di distribuzione dellenergia elettrica in MT e BT, gestita tradizionalmente, per la natura attiva della rete medesima e per il diverso grado di impiego di sistemi di comunicazione e controllo;
  
• con la locuzione rete attiva di distribuzione dellenergia elettrica in MT, secondo le indicazioni tecniche contenute nella Norma CEI 0-16, si intende una rete MT dove per almeno il 5% del tempo annuo di funzionamento si abbia un transito di potenza dalla MT verso la AT;
  
• conseguentemente, levoluzione delle modalità di gestione delle reti di distribuzione dellenergia elettrica in MT e BT, connessa allo sviluppo delle smart grids, implica la presenza di impianti di produzione che eccedano il fabbisogno delle utenze passive allacciate alle medesime reti e lintegrazione, attraverso opportuni sistemi di comunicazione e controllo, dei comportamenti e delle azioni di tutti gli utenti attivi e passivi connessi alla medesima porzione;
  
• questa integrazione potrebbe comportare, in unottica di sviluppo futuro, levoluzione del gestore della rete di distribuzione verso un ruolo di operatore attivo nel servizio di bilanciamento del sistema elettrico nazionale, con conseguente assunzione di funzioni di dispacciamento delle utenze allacciate alle proprie reti.

Considerato anche che:

• gli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili, individuati dalla Direttiva 2009/28/CE, e della cogenerazione ad alto rendimento, individuati dalla Direttiva 2004/8/CE, implicano un rilevante aumento della presenza di nuove unità di generazione diffusa sulle reti di distribuzione dellenergia elettrica ai livelli delle MT e BT e la struttura e le modalità di gestione tradizionale delle reti di distribuzione può costituire un potenziale ostacolo alla penetrazione della generazione diffusa, come evidenziato allAllegato 2 alla deliberazione ARG/elt 25/09;
  
• le predette unità di generazione diffusa, specialmente qualora presenti in numero e taglia rilevante su limitate porzioni di territorio, facenti capo a ununica linea di distribuzione dellenergia elettrica in MT, ovvero a ununica interfaccia AAT/MT o AT/MT (cosiddetta cabina primaria) sono in grado di influenzare negativamente la qualità del servizio per tutta lutenza sottesa, con particolare riguardo alla qualità della tensione;
  
• lo sviluppo delle smart grids è anche funzionale alla diffusione presso gli utenti della rete, di strumenti di demand response e, in particolare, appare in grado di migliorare lefficacia dei segnali di prezzo ai clienti finali, nonché di favorire luso efficiente delle risorse, consentendo una maggior disponibilità di informazioni e dati di consumo attraverso il potenziamento e lintegrazione dei sistemi di comunicazione di diversi servizi;
  
• inoltre, secondo il considerata 28 della direttiva 2009/28/CE la Comunità e gli Stati membri dovrebbero adoperarsi per ridurre il consumo totale di energia nel settore dei trasporti, aumentandone lefficienza energetica. Fra i principali mezzi per ridurre il consumo di energia nel settore dei trasporti figurano la pianificazione del settore, il sostegno ai trasporti pubblici, laumento della quota delle autovetture elettriche attualmente prodotte e la fabbricazione di autovetture più efficienti sotto il profilo energetico, di dimensioni minori e di minore potenza;
  
• lo sviluppo della mobilità elettrica implica la realizzazione di sistemi di accumulo che potrebbero, una volta realizzati, offrire servizi utili alle reti elettriche di distribuzione esistenti;
  
• i sistemi di accumulo possono, a loro volta, essere funzionali alle attività di dispacciamento di impianti di produzione non programmabili come gli impianti da fonti energetiche rinnovabili;
  
• levoluzione tecnologica dei sistemi di accumulo sembra offrire anche nuove potenzialità di utilizzo strettamente funzionali alle attività proprie delle imprese distributrici, quali il miglioramento della qualità del servizio, la stabilizzazione della tensione e il controllo della frequenza. Considerato infine che:
  
• nel documento di consultazione n. 47/07, lAutorità dichiarava di essere orientata a riconoscere incentivazioni per "alcuni programmi pilota,…, con riferimento agli investimenti in reti attive o smart grids;
  
• coerentemente con tale enunciato, larticolo 11 del TIT definisce le modalità di riconoscimento degli incentivi ai nuovi investimenti entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007;
  
• in particolare il comma 11.4, lettera d), del TIT prevede il riconoscimento di una maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito pari al 2% per 12 anni per i nuovi investimenti in sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (smart-grids);
  
• il comma 11.7 del TIT prevede che lAutorità, con specifico provvedimento, definisca la procedura e i criteri di selezione degli investimenti relativi a smart grids;
  
• il comma 11.8 del TIT prevede che lAutorità nomini unapposita commissione di esperti (di seguito: commissione di esperti), il cui onere sarà posto a carico dei soggetti i cui progetti saranno selezionati, con lo scopo di esaminare lammissibilità degli investimenti relativi a smart grids;
  
• il medesimo comma 11.8 del TIT dispone che lammissibilità degli investimenti relativi a smart grids sia valutata in relazione alle potenzialità di sviluppo della generazione diffusa e ai benefici attesi in termini di miglioramento della qualità della tensione;
  
• il comma 11.10 del TIT prevede che la maggior remunerazione riconosciuta è attribuita alle imprese distributrici che hanno realizzato gli investimenti oggetto di incentivazione tramite la perequazione dei ricavi di cui allarticolo 35 del TIT;
  
• ai sensi del comma 11.11 del TIT lAutorità verifica, anche mediante controlli a campione, fra laltro, leffettiva realizzazione degli investimenti e la pertinenza degli incrementi patrimoniali. Ritenuto che:
  
• negli ultimi anni il dibattito internazionale sulla riduzione delle emissioni di CO2 abbia ampliato il concetto di smart grids comprendendo in esso anche tutte le innovazioni tecniche sulle reti di distribuzione in grado di favorire la generazione distribuita, la partecipazione attiva dei clienti, luso razionale dellenergia, supportare la mobilità elettrica e di migliorare la qualità del servizio;
  
• lattuazione delle norme di cui allarticolo 11 del TIT può contribuire, in una chiave di sperimentazione, a fornire elementi utili per la definizione degli obiettivi e dei meccanismi incentivanti finalizzati allo sviluppo e alla promozione delle tecnologie inerenti le smart grids;
  
• sia opportuno pertanto orientare lattuazione dellart. 11, commi 7 e 8, del TIT alla dimostrazione in campo di smart grids, con il diretto coinvolgimento di porzioni di reti MT cui siano sottesi utenti attivi (titolari di unità di generazione diffusa) e passivi, rafforzando in particolare le esigenze di standardizzazione, unificazione, nonché minimizzazione dei costi legati ai sistemi di automazione e comunicazione, ritenuti tecnologia abilitante ai fini dellevoluzione verso le smart grids;
  
• sia opportuno non porre vincoli troppo stringenti nellindividuazione delle caratteristiche delle reti attive che possono essere individuate ai fini della realizzazione dei progetti pilota;
  
• in questo senso, prevedere che siano considerate come reti attive le reti di distribuzione MT o le porzioni di rete MT in cui per almeno l1% del tempo annuo di funzionamento si abbia un transito di potenza dalla MT verso la AT;
  
• tale intervento risulta necessario alla luce: a. della pluralità dei gestori delle reti di distribuzione; b. del numero elevatissimo di utenti coinvolti (decine di migliaia sulle sole reti MT); c. delle necessità di focalizzare lattenzione su uno specifico aspetto che risulta comunque indispensabile per lo sviluppo del tema smart grids in tutte le sue valenze;
  
• lincentivazione tariffaria dei progetti pilota delle smart grids non esaurisca gli ambiti di possibile intervento dellAutorità e che ulteriori revisioni della regolazione dovranno essere valutate, anche con riferimento ai meccanismi di mercato e alla regolazione del dispacciamento. Ritenuto inoltre opportuno:
  
• modificare il TIT al fine di : a. non vincolare i progetti dimostrativi allintroduzione esclusiva di sistemi di automazione, protezione e controllo, estendendo la tipologia di cui al comma 11.4, lettera d), del TIT anche a eventuali ulteriori investimenti strettamente connessi al progetto pilota; b. prevedere una più equa ripartizione dellonere connesso alle procedure di valutazione, evitando che il medesimo diventi un ostacolo alla presentazione di progetti;
  
• definire il perimetro degli investimenti ammissibili a incentivazione, ricomprendendo allinterno del medesimo perimetro i cespiti funzionalmente connessi allo svolgimento del servizio di distribuzione o funzionali alla sperimentazione di servizi di dispacciamento erogati ad utenze allacciate alla rete oggetto del progetto pilota;
  
• procedere alla disciplina delle modalità di nomina della commissione di esperti di cui al comma 11.8 del TIT, da effettuarsi con determina del Direttore della Direzione Tariffe;
  
• definire gli aspetti procedurali e i criteri a cui la commissione di esperti deve attenersi nella valutazione di ammissibilità degli investimenti;
  
• in particolare, prevedere che gli investimenti relativi a smart grids debbano essere riferiti a realizzazioni di progetti pilota che consentano, una volta completati, la gestione attiva della porzione di rete su cui sono stati realizzati gli stessi investimenti DELIBERA

Articolo 1
Definizioni 1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni di cui allarticolo 1 del TIT, nonché la seguente:

• Cabina primaria è una stazione elettrica con apparecchiature, organi di manovra e trasformazione AT/MT o AAT/MT;
  
• GD è la generazione diffusa, rappresentata dagli impianti di generazione connessi alla rete oggetto del progetto pilota;
  
• Progetto pilota è un progetto dimostrativo di rete attiva di distribuzione comprendente porzioni di rete MT, con almeno un punto di interconnessione AT/MT o AAT/MT, provvista di dispositivi finalizzati ad integrare il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi alla medesima rete, allo scopo di favorire la GD e luso efficiente delle risorse;
  
• Rete MT attiva è una rete di distribuzione MT, comprensiva dei sistemi di controllo, regolazione e misura in cui per almeno l1% del tempo annuo di funzionamento si abbia un transito di potenza dalla MT verso la AT o, in alternativa, è una porzione di rete di distribuzione MT, identificabile come le linee MT della stessa rete MT che presentano contro-flussi di energia attiva al nodo di connessione MT per almeno l1% del tempo annuo di funzionamento;
  
• Tipologia di cui al comma 11.4, lettera d) è la tipologia di nuovi investimenti di cui al comma 11.4, lettera d), come modificato dalla presente deliberazione, per cui è possibile chiedere lammissione al trattamento incentivante;
  
• Trattamento incentivante è il trattamento incentivante di cui al comma 11.4, lettera
  d), come modificato dalla presente deliberazione e destinato agli investimenti funzionalmente connessi allo svolgimento del servizio di distribuzione o funzionali alla sperimentazione di servizi di dispacciamento erogati ad utenze allacciate alla rete oggetto del progetto pilota.

Articolo 2
Modifica al TIT 2.1 Al comma 11.4, lettera d), del TIT, le parole "investimenti in”, sono sostituite dalle seguenti parole "investimenti relativi a progetti pilota comprendenti”.
2.2 Al comma 11.8 del TIT, le parole "i cui progetti saranno selezionati”, sono sostituite dalle seguenti parole "che presenteranno istanza per lammissione al trattamento incentivante”.
Articolo 3
Nomina della commissione di esperti
3.1 E dato mandato al Direttore responsabile della Direzione Tariffe con il supporto del Direttore della Direzione Consumatori e Qualità del Servizio dellAutorità di nominare con propria determina, anche tenuto conto della numerosità e complessità dei progetti, la commissione di esperti di cui al comma 11.8 del TIT.
3.2 Gli esperti sono scelti tra figure professionali di comprovata professionalità nellambito della conoscenza dello sviluppo delle reti elettriche con particolare riferimento ai temi delle reti attive e delle smart grids, non devono avere in essere rapporti di collaborazione, consulenza o impiego con imprese che hanno presentano istanza di ammissione al trattamento incentivante, né trovarsi per qualsiasi ragione in posizione di conflitto di interessi con i predetti soggetti.
3.3 I soggetti interessati, aventi i requisiti di cui al precedente comma 3.2 presentano alla Direzione Tariffe dellAutorità una manifestazione di interesse entro 60 giorni dalla data di entrata in vigore del presente provvedimento.
3.4 Gli onorari riconosciuti dallAutorità, comprensivi di ogni eventuale ulteriore onere richiesto, sono fissati in 500 (cinquecento/00) euro al giorno equivalente e in 5.000 (cinquemila/00) euro massimi a progetto.
Articolo 4
Copertura dei costi della Commissione di esperti 4.1 Il corrispettivo a copertura dei costi della commissione di esperti, a carico delle imprese, è fissato pari a 5.000 (cinquemila/00) euro per ogni progetto pilota per cui è richiesta lammissione al trattamento incentivante.
4.2 Eventuali maggiori oneri relativi alla copertura dei costi della Commissione di esperti di cui allArticolo 3 saranno a carico del Conto per la perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dellenergia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi, di cui al comma 54.1, lettera h), del TIT.
Articolo 5
Procedure di ammissione al trattamento incentivante 5.1 Ai fini dellammissione al trattamento incentivante di cui al comma 11.4, lettera d), del TIT, le imprese distributrici presentano allAutorità apposita istanza, sottoscritta dal legale rappresentante, entro il 30 settembre 2010; sono considerate valide esclusivamente le istanze trasmesse in duplice copia a mezzo plico raccomandato A.R. avente oggetto "Istanza trattamento incentivante smart grids”.
5.2 Listanza è corredata da una relazione tecnico-economica che dimostri il soddisfacimento dei requisiti minimi di ammissibilità del progetto pilota, come individuati al successivo comma 6.1, e contenga almeno, con riferimento alla porzione di rete interessata dal progetto pilota:

• a) caratteristiche fisiche, flussi energetici e indicatori di qualità registrati prima e previsti dopo linserimento degli investimenti per cui si richiede il trattamento incentivante, con evidenziazione delle variazioni rispetto ad una conduzione passiva e alla maggior potenzialità di connessione GD;
• b) schema unifilare della rete, schemi degli impianti da realizzare e planimetrie dellarea interessata dal progetto pilota, evidenziando gli investimenti per cui si richiede il trattamento incentivante;
• c) specifiche funzionali e tecniche delle apparecchiature di cui si prospetta lutilizzazione;
• d) elenco dettagliato delle voci e dei costi che compongono il progetto pilota, con separata evidenza degli investimenti per cui si richiede il trattamento incentivante e con giustificazione, ove possibile, dellentità dei costi nonché, per gli eventuali investimenti già sostenuti, dellanno di iscrizione al libro cespiti;
• e) elenco dei contributi a qualsiasi titolo percepiti in relazione alle attività inerenti il progetto pilota, specificandone la natura e le finalità;
• f) ricevuta del versamento alla Cassa del corrispettivo a copertura dei costi della commissione di esperti di cui al precedente comma 4.1;
• g) crono-programma della sperimentazione;
• h) indicatori di monitoraggio dei benefici, specifiche di rilevazione di tali indicatori e sistema di misurazione;
• i) benefici attesi nei termini degli aspetti di cui al successivo comma 6.3.

5.3 Nel caso la commissione di esperti rilevi incompletezza di documentazione rispetto a quella prevista al comma 5.2, invia allimpresa, e per conoscenza allAutorità, una dettagliata richiesta di integrazione degli elementi mancanti.
5.4 Entro 15 (quindici) giorni dal ricevimento della richiesta di integrazione limpresa distributrice interessata ad essere ammessa al trattamento incentivante deve far pervenire allAutorità i documenti e le informazioni richiesti; sono considerate valide, pena il respingimento dellistanza, esclusivamente le comunicazioni trasmesse in duplice copia a mezzo plico raccomandato A.R. avente oggetto Integrazioni documenti istanza smart grids”.
5.5 Nei casi in cui limpresa distributrice non rispetti le tempistiche di cui al comma 5.1 o al comma 5.4 o non adempia a quanto previsto dal comma 5.2, listanza si intende respinta.
5.6 Nei termini indicati nella determina di cui al precedente comma 3.1 la commissione di esperti invia, alla Direzione tariffe dellAutorità una relazione di valutazione dei progetti presentati dalle imprese distributrici comprensiva della graduatoria di cui al comma 6.5.
5.7 Sulla base della relazione di cui al precedente comma 5.6 ed entro 45 (quarantacinque) giorni dal ricevimento della stessa, con successivo provvedimento lAutorità sceglie i progetti pilota da ammettere al trattamento incentivante.
Articolo 6
Requisiti tecnici del progetto pilota 6.1 Pena linammissibilità al trattamento incentivante, il progetto pilota deve soddisfare i seguenti requisiti minimi:

• a) rappresentare una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzioni in MT in esercizio;
• b) essere riferito a una rete MT attiva o in alternativa, a una porzione di rete MT attiva, identificabile come le linee MT della stessa rete MT che presentano contro-flussi di energia attiva al nodo di connessione MT per almeno l1% del tempo annuo di funzionamento;
• c) prevedere un sistema di controllo/regolazione della tensione della rete e un sistema in grado di assicurare la registrazione automatica degli indicatori tecnici rilevanti per la valutazione dei benefici del progetto;
• d) utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari;
• e) garantire il rispetto delle normative vigenti in termini fisici e di qualità del servizio.

6.2 Ai fini della valutazione, il progetto pilota può:

• a) includere una o più cabine primarie;
• b) prevedere il coinvolgimento degli utenti attivi della rete considerata al fine della modifica degli impianti di tali utenti ove necessaria ai fini del funzionamento dei sistemi di comunicazione e controllo ; 10
• c) includere la modifica delle protezioni di rete e lautomazione degli attuatori alle interfacce con le utenze attive;
• d) prevedere un sistema di acquisizione e controllo (SCADA) per la valutazione dinamica dei flussi energetici sulla rete;
• e) prevedere un sistema di comunicazione anche bidirezionale con i clienti finali per la sperimentazione di modalità di demand response attraverso segnali di prezzo ai clienti finali
• f) prevedere un sistema di storage in particolare in combinazione con fonti rinnovabili intermittenti o con installazioni di ricarica, anche bidirezionale, di veicoli elettrici, o un sistema di controllo congiunto di produzione da fonti rinnovabili e di produzione tradizionale o di carichi tale da assicurare un profilo netto di immissione regolare e prevedibile.

6.3 I benefici attesi sono valutati sulla base di un indicatore che tenga conto di:

• a) numero di punti di connessione di utenze attive coinvolti nel progetto;
• b) aumento dellenergia immettibile in rete da GD, rispetto alla rete gestita nelle condizioni precedenti gli interventi per cui si richiede il trattamento incentivante;
• c) aumento, rispetto alle condizioni precedenti gli interventi per cui si richiede il trattamento incentivante, della percentuale di energia elettrica immettibile in rete da GD, calcolata in rapporto ai consumi delle utenze passive connesse alla medesima rete;
• d) presenza anche contemporanea dei sistemi e requisiti di cui al precedente comma 6.2 e/o partecipazione degli impianti di generazione diffusa alla regolazione della tensione;
• e) tempi di attuazione del progetto;
• f) miglioramento degli indicatori di qualità del servizio (continuità, tensione) rispetto ai valori dei medesimi indicatori registrati nelle condizioni precedenti gli interventi per cui si richiede il trattamento incentivante;
• g) grado di coinvolgimento diretto di utenti attivi (soggetti titolari di unità di generazione diffusa), tenendo conto anche di opportuni meccanismi economici atti a consentire detto coinvolgimento senza costi aggiuntivi o con costi molto limitati per gli stessi utenti attivi;
• h) impiego di sistemi di comunicazione finalizzati allo scambio di informazioni tra il gestore della rete di distribuzione e gli utenti della rete che adottino tecniche e protocolli di comunicazione standard, consolidate e trasparenti.

6.4 Il peso delle singole voci è individuato dalla commissione di esperti di cui al comma 11.7 del TIT e viene trasmesso alla Direzione Tariffe che, con propria determina, sentito il Direttore della Direzione Consumatori e Qualità del Servizio, ne approva i valori.

6.5 La graduatoria delle richieste è stilata sulla base del rapporto tra lindicatore dei benefici e il costo del progetto pilota.

Articolo 7
Relazione finale 7.1 Limpresa ammessa al trattamento incentivante invia alla Direzione tariffe dellAutorità, entro 60 giorni dal termine del progetto pilota e in ogni caso ogni 11 sei mesi, una relazione che descrive, con riferimento allArticolo 6 e sulla base di misure effettuate in campo, le caratteristiche e i requisiti della porzione di rete, nonché le differenze di modalità di gestione della stessa rispetto alla rete esercita prima dei nuovi investimenti per cui è stato riconosciuto il trattamento incentivante e formula valutazioni sulla replicabilità dellesperienza pilota.

7.2 La Commissione esamina le relazioni finali e formula allAutorità suggerimenti per la standardizzazione delle soluzioni sperimentate con successo e per la loro diffusione su più ampia scala.

7.3 Le relazioni finali saranno rese pubbliche sul sito dellAutorità per permettere la disseminazione delle esperienze e la valutazione dei risultati.

Articolo 8
Disposizioni finali 8.1 Con riferimento agli investimenti ammessi al trattamento incentivante, limpresa garantisce la tracciabilità contabile degli stessi.
8.2 La Cassa tiene separata evidenza delle partite economiche di cui al presente provvedimento ed effettua il pagamento degli onorari alla Commissione di esperti previo benestare del Direttore della Direzione Tariffe.
8.3 La presente deliberazione è pubblicata sul sito internet dellAutorità (www.autorita.energia.it).
25 marzo 2010 Il Presidente: Alessandro Ortis