Cosa ci chiede la direttiva Mercato Elettrico?
(Rinnovabili.it) – Dopo il Dlgs d’attuazione della RED II, approda in Gazzetta anche quello di recepimento della Direttiva Mercato Elettrico (2019/944/CE). Elemento essenziale del pacchetto “Energia pulita per tutti” del 2019, la direttiva stabiliva regole comuni per il mercato dell’energia e le infrastrutture transfrontaliere, mettendo al centro di tutto gli utenti finali. Ecco perché le maggiori novità del decreto italiano d’attuazione riguardano proprio i cittadini.
Il provvedimento strizza l’occhio ai nuovi strumenti digitali introducendo per chiunque sia dotato di un contatore intelligente la possibilità di richiedere al proprio fornitore un contratto con prezzo dinamico dell’elettricità. Ossia basato sui dati effettivi di consumo del cliente rilevati dallo smart meter. Per i clienti vulnerabili viene invece inserita la possibilità di richiedere una fornitura ad un prezzo che rifletta il costo dell’energia all’ingrosso, i costi del servizio di commercializzazione e le condizioni contrattuali e di qualità del servizio.
I cittadini attivi nel Dlgs Mercato elettrico
Le novità più attese sono però quelle sul fronte dell’aggregazione e dell’autoconsumo. La direttiva Mercato Elettrico aveva infatti come obiettivo quello di favore la partecipazione attiva dei consumatori alla transizione energetica. Ed è proprio per i clienti attivi – gruppo di utenti all’interno di uno stesso edificio e dotati di impianti di produzione energetica – che si aprono nuove possibilità. Il Dlgs prevede che possano partecipare al mercato elettrico (meccanismi di flessibilità compresi) individualmente, in forma aggregata o tramite comunità dell’energia. Questo richiede oneri di rete idonei ai costi, che contabilizzino separatamente l’energia elettrica immessa in rete e quella assorbita.
Nel caso delle comunità energetiche il provvedimento specifica che la condizione energetica possa avvenire per mezzo della rete di distribuzione esistente e, “in presenza di specifiche ragioni di carattere tecnico, tenuto conto del rapporto costi benefici per i clienti finali, anche in virtù di contratti di locazione o di acquisto di porzioni della medesima rete o reti di nuova realizzazione. Nei casi di gestione della rete di distribuzione da parte della comunità, previa autorizzazione del Ministero della transizione ecologica è stipulata una convenzione di sub-concessione tra l’impresa di distribuzione concessionaria della rete impiegata dalla comunità e la comunità stessa”. Anche in questo caso le infrastrutture sono considerate reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessione dei terzi, indipendentemente dalla proprietà.
Il Dlgs Mercato Elettrico classifica i sistemi semplici di produzione e consumo e apre le porte ai sistemi di distribuzione chiusi.
Nel primo caso si definisce sistema semplice di produzione e consumo quello in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite ad una o più unità di consumo gestite, su particelle catastali poste nella disponibilità di uno o più dei soggetti che fanno parte di tali configurazioni.
Dalla data di entrata in vigore del presente decreto, possono essere realizzati sistemi di distribuzione chiusi per unità di consumo industriali, commerciali o di servizi condivisi, collocate all’interno di un’area geograficamente limitata, nei casi in cui:
- per specifiche ragioni tecniche o di sicurezza, le operazioni o il processo di produzione degli utenti di tale sistema sono integrati, per cui le unità di consumo risultano funzionalmente essenziali al processo produttivo integrato;
- il sistema distribuisce energia elettrica principalmente al proprietario o al gestore del sistema e alle loro imprese correlate, in un’area insistente sul territorio di non più di due comuni adiacenti, fatte salve le specifiche esigenze di cui alla lettera a).
Il gestore di un sistema di distribuzione chiuso può liberamente sviluppare e gestire punti di ricarica di veicoli elettrici, a condizione di garantire un accesso aperto e non discriminatorio agli stessi, nonché realizzare e gestire sistemi di stoccaggio dell’energia elettrica.
Tempo di accumulo di rete
E ancora , il provvedimento prepara il terreno alla prossime aste per lo stoccaggio di rete. Come? Incaricando Terna predisporre una proposta di progressione temporale del fabbisogno di capacità di stoccaggio, articolato per le zone rilevanti della rete di trasmissione. La proposta dovrà tener conto di quanto indicato nel PNIEC e della distribuzione degli impianti rinnovabili, distinguendo distingue il fabbisogno, oltre che su base geografica, anche sotto il profilo del tipo di accumulo.
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