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Delibera AEEG 421 – Allegato A72 di Terna: teledistacco

Nuovi adempimenti in vista per gli impianti di generazione distribuita.

Al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale è stata pubblicata la delibera 421/2014 che approva le modifiche all’allegato A72 di Terna , in relazione alla possibilità di teledistacco degli impianti di produzione da parte del gestore di rete su indicazioni di Terna.

Terna, al fine di prevenire tali eventuali criticità, nell’agosto 2012 pubblica l’allegato A72 al codice di rete “Procedura per la riduzione della generazione distribuita in condizioni di emergenza del sistema elettrico nazionale “.
Successivamente vengono emanate dall’autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico le delibere:

  • 562/2012/R/EEL del 20/12/2012 con la quale vengono stabiliti i criteri di distacco per alcune tipologie di impianti di generazione, la cui richiesta di connessione è successiva al 31/12/12;
  • 421/2014/R/EEL del 7/08/2014 con la quale viene recepita la revisione 1 dell’allegato A72 (agosto 2013) e vengono introdotti gli interventi di retrofit da adottare ad alcune tipologie di impianti già esistenti.

In breve il nuovo allegato A72 si allinea con la norma CEI 0-16 (art. 8.8.6.5 e allegato M), introducendo la soluzione di distacco in tempo reale degli impianti (GDRM) tra quelle già previste dalla precedente versione 3.
Vengono così definiti gli obblighi da parte dei distributori (implementazione del sistema per la gestione del tele distacco ed aggiornamento del portale per la predisposizione del regolamento di esercizio) e quelli a carico degli utenti (installazione di appositi dispositivi atti al tele distacco via GSM).
Tale allegato entrerà in vigore il 1 settembre 2015.

Gli impianti oggetto della Delibera 421/2014/R/EEL,  sono  gli impianti esistenti alimentati da fonte eolica o solare fotovoltaica di potenza maggiore o uguale a 100 kW connessi o da connettere alle reti di media tensione per i quali è stata presentata la richiesta di connessione in data antecedente all’1 gennaio 2013. Tali impianti dovranno adeguarsi alle prescrizioni di cui al Paragrafo 8.8.6.5 e all’Allegato M della Norma CEI 0-16 Edizione III entro il 31 gennaio 2016 oppure entro la data di entrata in esercizio qualora successiva.

In pratica l’adeguamento consiste in:

  • Installazione di un dispositivo GSM conforme alla CEI 0-16 ed. III che consenta di ricevere i messaggi inviati dal distributore, comandare l’apertura del dispositivo di interfaccia e dare conferma dell’avvenuta apertura al distributore
  • Comunicazione al distributore l’avvenuto adeguamento
  • Sottoscrizione del nuovo regolamento di esercizio
  • Invio al distributore una dichiarazione, firmata da un tecnico che attesti la conformità del sistema di distacco alla norma CEI 0-16 ed.III

In caso di mancato adeguamento entro i termini previsti saranno sospesi gli incentivi fino alla data di adeguamento.

 

Norme di riferimento:
 Delibera 07 agosto 2014, 421/2014/R/eel – Prescrizioni relative ai servizi di rete e ai distacchi per la generazione distribuita
CEI 0-16 – ed. III, art. 8.8.6.5 e allegato M – Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica, Allegato M, Partecipazione ai piani di difesa
Allegato al codice di rete Terna A72 – Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizioni di emergenza del Sistema Elettrico Nazionale (RIGEDI)

Si risparmia con la qualifica SEU?

Ritorno su un argomento che suscita grande interesse.

Perchè qualificare il proprio impianto di produzione come SEU – “Sistema efficiente di Utenza”?
La qualifica SEU o altri sistemi efficienti di utenza è una pratica per il recupero degli importi sugli oneri generali di sistema. Sul numero di Marzo di TNE è stato pubblicato un articolo molto ben fatto a riguardo: riassumo alcuni concetti ripresi dalla pubblicazione originale (a pagamento), alla quale vi consiglio di rifarvi per la trattazione completa.

Non è obbligatorio richiedere la qualifica, ma fino a che non la si richiede si perdono sgravi fiscali sugli oneri di sistema, ossia in bolletta anche  l’energia autoconsumata paga a pieno valore le maggiorazioni per oneri generali per:

  • A2 (nucleare)
  • A3 (incentivi rinnovabili e assimilate)
  • A4 (regimi speciali per le Ferrovie)
  • A5 (ricerca di sistema)
  • Ae (agevolazioni alle industrie manifatturiere)
  • As (bonus elettrico)
  • UC4 (compensazioni per le imprese elettriche minori)
  • UC7 (efficienza energetica per usi finali)
  • MCT (compensazioni territoriali agli enti che ospitano impianti nucleari)

Un impianto con qualifica SEU non paga tutto ciò ma solamente la parte variabile per A2, A3, A4, A5, Ae, As e MCT per  l’energia prelevata in rete, mentre per l’autoconsumata si applica un 5% dei corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata in rete.

Quanto valgono a tariffa piena gli oneri generali lo si capisce consultando le proprie bollette e varia a seconda del contratto con il proprio Distributore.

Vale sempre la pena qualificare il proprio impianto di produzione?

Può valere la pena qualificare impianti esistenti se l’autoconsumo è una componente importante dello SSP (tutti gli impianti sopra i 3 kW sarebbero qualificabili), resta da vedere se il gioco vale la candela: la pratica ha un costo di gestione da corrispondere a GSE dell’ordine di qualche centinaio di Euro, oltre che un costo per l’istruttoria. In generale più si autoconsuma e prima si recupera l’importo speso.

Tutti gli impianti di produzione di potenza superiore a 3 kWp devono essere qualificati?

NO. Sono classificati in automatico  dal GSE tutti gli impianti con la convenzione di Scambio sul Posto valida o rinnovata
– per il solo 2014 come SEESEU-B
– per gli anni successivi al 2014 come SSP-A e SSP-B a seconda delle loro caratteristiche*.

* SSP-A = sistemi in SSP di potenza nominale ≤ 20 kW
   SSP – B = altri sistemi in SSP

Articolo correlato: Esempi di applicazione della qualifica

Adeguamento a CEI 0-21 – Studio ing. Paola Capra

Nei casi in cui venga sostituito l’inverter e/o il sistema di protezione d’interfaccia occorre adeguare parzialmente a CEI 0-21 e si applicano le disposizioni di cui all’articolo 4 della delibera 84/2012. La nuova apparecchiatura deve essere conforme alle norme e regole vigenti al momento della sostituzione. Il produttore è tenuto a dare comunicazione della data di sostituzione, con dichiarazione sostitutiva dell’atto di notorietà redatta ai sensi del D.P.R. 445/00, all’impresa distributrice territorialmente competente e, qualora l’impianto percepisca gli incentivi previsti dalle normative vigenti, anche al GSE.

Una deroga è invece inserita in caso di problemi tecnici. Infatti, nel caso di impianti già connessi in bassa tensione al 30 giugno 2012, qualora un inverter debba essere sostituito a seguito di guasto e risulti tecnicamente impossibile definire una soluzione che consenta di sostituire un inverter esistente con uno rispondente ai requisiti vigenti alla data della sostituzione, è possibile effettuare la sostituzione con un inverter di pari modello, e comunque con prestazioni non inferiori, purché almeno in grado di evitare la disconnessione nell’intervallo di frequenza 49-51 Hz e di rispettare le restanti parti del paragrafo 5 dell’Allegato A70.

Considerata la difficoltà (e il rischio di cattiva interpretazione) di dimostrare l’impossibilità tecnica che non consente di inserire un inverter nuovo in sostituzione del modello guasto, di fatto la strada più sicura per non incorrere nella sospensione degli incentivi a seguito di controlli a campione è l’adeguamento a CEI 0-21.

Mentre gli inverter monofase conformi a CEI 0-21 ancora dispongono di interfaccia interna, l’adeguamento a CEI 0-21 per sostituzione di componenti guasti conformi alla vecchia DK 5740 richiede, oltre a un nuovo inverter conforme alla regola tecnica attualmente in vigore, richiede anche l’installazione di un quadro di interfaccia conforme a CEI 0-21.

Pertanto, per un impianto trifase, se si fosse nella condizione di dovere sostituire un inverter non a norma CEI 0-21, si dovrebbe procedere con: sostituzione con altro/altri inverter trifase senza interfaccia integrata, per cui occorre applicarne una esterna, quindi procedere come sopra con le notifiche a Enel e GSE. Suggerisco di contattare il Distributore di zona per verificare l’opportunità di procedere con la verifica strumentale dell’interfaccia con cassetta relè.

La valutazione riguarda anche il caso di sostituzioni parziali (es. su tre inverter uno solo o due su tre si guastano) ma è preferibile valutare caso per caso ciascuna situazione.

Per maggiori informazioni CONTATTI

Economie di sopravvivenza: il risparmio energetico

Giovedì 19 Febbraio 2015, ho avuto il piacere di intervenire come relatore ad un evento cittadino, che parlava di risparmio energetico, chiamato “ECONOMIE DI SOPRAVVIVENZA”.

Il mio intervento parlava di Europa e di Economia domestica che, contrariamente a quanto si potrebbe pensare, non sono poi così distanti.

Questo è il contenuto dell’intervento che ho proposto ai cittadini che sono intervenuti all’incontro.
Il documento contiene informazioni sulle principali direttive europee che influenzano la nostra percezione dei consumi energetici, un prontuario “acchiappa-bufale”  ed un decalogo per risparmiare energia a costo zero.

Il mio intervento sul Risparmio energetico

Ringrazio per i contenuti le due fonti che ho impiegato nella stesura:

 

SEU e SEESEU: GSE pubblica le regole applicative

Nei giorni scorsi GSE ha finalmente pubblicato le “Regole applicative per la presentazione della richiesta e il conseguimento della qualifica di SEU e SEESEU per i Sistemi entrati in esercizio entro il 31/12/2014.“.

Le Regole illustrate nel documento, valide per tutti i SEU/SEESEU entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014, definiscono le modalità e le informazioni necessarie al rilascio della qualifica di SEU e di SEESEU (A-B-C) da parte del GSE.

Vediamo alcuni schemi significativi estratti dal regolamento.

L’argomento è complesso e non è possibile trattare tutto in un unico articolo.

Segnalo alcuni link che potrebbero risultare utili a chi desidera approfondire:

FAQ pubblicate dall’Autorità
http://www.autorita.energia.it/it/schede/O/faq-tisspc_faq.htm

GSE: pagina di riferimento
http://www.gse.it/it/Qualifiche%20e%20certificati/Qualifiche_SEU_SEESEU/Pagine/default.aspx

GSE: Manuale utente del portale applicativo

 

Definizioni
SEU

SEESEU-A

 

SEESEU-B

 

SEESEU-C

 

 

Benefici  tariffari
Benefici 2014


 


Numero verde Portale Produttori E-Distribuzione (ENEL)

Aggiornamento Dicembre 2018: l’Area Produttori di E-Distribuzione ora risponde dal numero generico per la segnalazione guasti: 803500.

Digitando le opzioni “3” e “4” è possibile parlare con un operatore.


Spesso chi, come me, opera sull’Area Produttori, gradirebbe avere un po’ di assistenza per le pratiche di connessione degli impianti di produzione.

E-Distribuzione ha predisposto un Numero Verde  relativo all’assistenza clienti sul Portale Produttori, ma non lo pubblicizza molto. Beh, eccolo. 

Numero verde portale produttori:

800 085 577 ora reindirizzato su 803 500

Il servizio funziona e mi ha risolto più di un dubbio.  Unica osservazione: se si stanno inserendo pratiche a nome di un Produttore, gli Operatori vi richiederanno una delega prima di fornirvi le informazioni che avete richiesto. Preparatevi quindi per tempo e fatevi sempre autorizzare formalmente dal Produttore che state seguendo.

Mi pare strana questa scarsa visibilità per un servizio utilissimo (il numero copre le connessioni in BT e MT), ma spero che chi passa da questo sito possa trovare utile la dritta se ancora non lo conosceva.

 

SEU, SEESEU, ASAP, ASE. Un po’ di chiarezza

A partire da Gennaio 2015 sul Portale ENEL Produttori, per attivare un impianto fotovoltaico anche domestico, ci viene richiesto quanto segue:
COMUNICA/ COMUNICANO, LA TIPOLOGIA DI ASSPC NELLA QUALE RIENTRA LA CONFIGURAZIONE IMPIANTISTICA CHE SUSSISTERA’ A VALLE DEL PUNTO DI CONNESSIONE A SEGUITO DEL COMPLETAMENTO DEL PROCESSO DI CONNESSIONE:
SEU
SEESEU
ASAP
ASE

Da dove provengono queste sigle e cosa significano in italiano?

Iniziamo dalle sigle, che derivano dal TESTO INTEGRATO DEI SISTEMI SEMPLICI DI PRODUZIONE E CONSUMO – TISSPC e si riferiscono ad “altri sistemi semplici di produzione e consumo (ASSPC): l’insieme delle seguenti sottocategorie di SSPC:

i. i sistemi efficienti di utenza (SEU);
ii. i sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza diversi dalle cooperative storiche e dai consorzi storici (SEESEU);
iii. gli altri sistemi di autoproduzione (ASAP);
iv. altri sistemi esistenti (ASE)

Sistema efficiente di utenza (SEU):

Sistema in cui uno o più impianti di produzione di energia elettrica, con potenza complessivamente non superiore a 20 MWe e complessivamente installata sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto cogenerativo ad alto rendimento, gestiti dal medesimo produttore, eventualmente diverso dal cliente finale, sono direttamente connessi, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, all’unità di consumo di un solo cliente finale (persona fisica o giuridica) e sono realizzati all’interno di un’area, senza soluzione di continuità, al netto di strade, strade ferrate, corsi d’acqua e laghi, di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente e da questi, in parte, messa a disposizione del produttore o dei proprietari dei relativi impianti di produzione.

Sistemi esistenti equivalenti ai sistemi efficienti di utenza (SEESEU)

i. sono realizzazioni per le quali l’iter autorizzativo, relativo alla realizzazione di tutti gli elementi principali (unità di consumo e di produzione, relativi collegamenti privati e alla rete pubblica) che le caratterizzano è stato avviato in data antecedente al 4 luglio 2008;
ii. sono sistemi esistenti alla data di entrata in vigore del presente provvedimento, ovvero sono sistemi per cui, alla predetta data, sono stati avviati i lavori di realizzazione ovvero sono state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla normativa vigente;
iii. sono sistemi che rispettano i requisiti dei SEU; iv. sono sistemi che connettono, per il tramite di un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi, esclusivamente unità di produzione e di consumo di energia elettrica gestite dal medesimo soggetto giuridico che riveste, quindi, il ruolo di produttore e di unico cliente finale all’interno di tale sistema. L’univocità del soggetto giuridico deve essere verificata alla data di entrata in vigore del presente provvedimento ovvero, qualora successiva, alla data di entrata in esercizio del predetto sistema;
v. sono SSPC già in esercizio alla data di entrata in vigore del presente provvedimento.

Altro sistema di autoproduzione (ASAP)

Sistema in cui una persona fisica o giuridica produce energia elettrica e, tramite collegamenti privati, la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso
delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla medesima controllante.

Altri sistemi esistenti (ASE)

Sistemi, non già rientranti nelle altre configurazioni definite con il presente provvedimento nell’ambito degli SSPC, in cui una linea elettrica di trasporto collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, ad una unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario.

Il fotovoltaico come si configura?

GSE descrive gli impianti come SSPC (Sistemi Semplici Produzione e Consumo) quelli in cui si ha attività di auto approvvigionamento energetico e li distingue in SEESEU (Sistemi Esistenti Equivalenti ai Sistemi Efficienti di Utenza) e SEU (Sistemi Efficienti di Utenza). Per questi sistemi sono previste agevolazioni tariffarie in merito all’applicazione degli oneri generali di sistema, limitatamente alle parti variabili, relative all’energia autoconsumata istantaneamente.
Per il 2014, l’esenzione è totale sull’EE autoconsumata, mentre dal 01/01/2015, i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema, limitatamente alle parti variabili, si applicano all’energia elettrica autoconsumata in misura pari al 5% dei corrispondenti importi unitari dovuti sull’energia prelevata dalla rete, fatta eccezione per gli impianti in SSP con P<20kW per i quali i corrispettivi degli oneri generali di sistema si applicano solo sull’energia elettrica prelevata.
Per ottenere questi benefici, è necessario però presentare una richiesta di qualifica del Sistema SEU e SEESEU al GSE, secondo regole operative del GSE, previa approvazione da parte dell’AEEGSI (che manca ancora).
Il soggetto referente è tenuto ad inoltrare una richiesta informatica di qualifica al GSE specificando:

  • la categoria del Sistema per la quale si richiede la qualifica;
  • gli elementi che costituiscono il Sistema (UP, UC e collegamento privato);
  • i dati di dettaglio relativi agli impianti.

E’ richiesta documentazione atta a verificare il processo dei requisiti necessari per qualificare il Sistema.
La presentazione della richiesta SEU o SEESEU presuppone la corretta registrazione sul portale Gaudì.
Per i sistemi entrati in esercizio in data antecedente al 01/01/2014 che usufruivano dello SSP alla medesima data, non è necessario presentare alcuna richiesta di qualifica poichè il GSE procederà automaticamente a classificare gli impianti in SSP e le UC (unità di consumo) ad essi associate come SEESEU-B. (fonte: Key Energy Rimini – 06/11/14)

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Cosa si risparmia qualificando SEU il proprio impianto?

Esempi di applicazione della qualifica SEU
Schemi di sintesi grafica

Teledistacco: gli impianti interessati e le sanzioni

Al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale è stata pubblicata la delibera 421/2014 che approva le modifiche all’allegato A72 di Terna.

Gli impianti interessati

Gli impianti oggetto della delibera,  sono  gli impianti alimentati da fonte eolica o solare fotovoltaica di potenza maggiore o uguale a 100 kW connessi o da connettere alle reti di media tensione per i quali è stata presentata la richiesta di connessione in data antecedente all’1 gennaio 2013. Tali impianti dovranno adeguarsi alle prescrizioni di cui al Paragrafo 8.8.6.5 e all’Allegato M della Norma CEI 0-16 Edizione III entro il 31 gennaio 2016 oppure entro la data di entrata in esercizio qualora successiva.

La norma CEI 0-16 al paragrafo 8.8.6 (servizi di rete), prevede infatti che per garantire la sicurezza in ogni condizione di esercizio della rete in Media (ed Alta) tensione, gli Utenti Attivi con generatori connessi alla rete MT sono tenuti a fornire i servizi di rete specificati nella Tabella 7 ed in particolare, per gli impianti eolici e con generatori statici, gli stessi devono partecipazione ai piani di difesa indicati al paragrafo 8.8.6.5.

La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore o uguale a 100 kW. Tali generatori, su richiesta del Distributore, devono consentire il supporto di servizi di teledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo di telesegnali inviati da un centro remoto.

In regime transitorio la riduzione di potenza degli impianti di generazione, oggetto della delibera, dovrà avvenire secondo le modalità specificate nell’allegato M della Norma CEI 0-16. In poche parole si tratta di modalità di trasmissione tramite modem GSM in grdo di recepire messaggi da parte del gestore di rete per l’apertura del DDI e per i segnali di conferma dell’avvenuta apertura.

La tempistica

I produttori che inviano entro il 30 giugno 2015,  la comunicazione di avvenuto adeguamento degli impianti di produzione alle prescrizioni richieste e che, se l’impianto di produzione era tenuto alla corresponsione del CTS prima dell’intervento di adeguamento, trasmettono entro la medesima data anche la dichiarazione di adeguatezza di cui all’articolo 40 del TIQE (qualora non già inviata) hanno diritto, con riferimento ai medesimi impianti di produzione, a un premio pari a:

a) 800 euro per ciascun impianto di produzione di energia elettrica nei casi in cui siano presenti tre o più sistemi di protezione di interfaccia
b) 650 euro per ciascun impianto di produzione di energia elettrica nei casi in cui siano presenti due sistemi di protezione di interfaccia
c) 500 euro per ciascun impianto di produzione di energia elettrica nei casi in cui sia presente un solo sistema di protezione di interfaccia

(fonte: http://newsenergia.com/delibera-421-teledistacco-fotovoltaico-eolico-allegato-a72-0814.html )

 

Fotovoltaico e CPI: valutazione del rischio

In data 7 Febbraio 2012 è stata emanata da parte del Ministero dell’Interno, Dipartimento dei Vigili del Fuoco, del Soccorso Pubblico e della Difesa Civile, la nuova versione della “Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici (Edizione Anno 2012).

Gli impianti fotovoltaici non sono citati direttamente all’interno del D.P.R. 1 Agosto 2011, n. 151 come attività soggette al controllo dei Vigili del Fuoco, tuttavia l’installazione del fotovoltaico può comportare la modifica delle condizioni di sicurezza a fini antincendio della struttura sulla quale viene installato e pertanto richiede una specifica valutazione dell’aggravio di rischio in attività soggette al D.P.R. 151 stesso.
Le casistiche che possono presentarsi sono molteplici e la valutazione dell’aggravio del rischio di incendio non riguardano solamente impianti fotovoltaici successivi a Febbraio 2012, ma anche precedenti.
La valutazione del rischio incendio per impianti precedenti al Febbraio 2012 non è regolamentata e va condotta caso per caso da un professionista qualificato, allo scopo di definire e mettere in atto misure di sicurezza equivalenti a compensare eventuali carenze rispetto alla Guida del 2012.

L’installazione di un impianto fotovoltaico a tetto, pur non essendo compresa tra le attività soggette a Prevenzione Incendi, se avviene in un’attività sottoposta ai controlli dei Vigili del Fuoco obbliga agli adempimenti di cui all’art. 4, comma 6 del DPR 151/2011: “Fermo restando quanto previsto dall’articolo 3 del presente decreto in caso di modifiche che comportano un aggravio delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio, l’obbligo per l’interessato di avviare nuovamente le procedure previste dal presente articolo ricorre quando vi sono modifiche di lavorazione o di strutture, nei casi di nuova destinazione dei locali o di variazioni qualitative e quantitative delle sostanze pericolose esistenti negli stabilimenti o depositi e ogni qualvolta sopraggiunga una modifica delle condizioni di sicurezza precedentemente accertate”.

Come si esegue una valutazione del rischio

Per prima cosa è necessario verificare le condizioni di cui all’Allegato B – Nota prot. n. DCPREV 6334 del 04/05/2012:

fotovoltaico e CPISuccessivamente, stabilito il caso di proprio interesse, si procede con l’analisi specifica.

L’installazione degli impianti fotovoltaici comporta due tipi di aggravio di rischio, che possono essere definiti come:
a) problematiche di tipo elettrico-impiantistico;
b) problematiche di tipo civile (strutturale e di sicurezza).

Per quanto riguarda la componente impiantistica, la linea guida fornisce indicazioni riguardo:
– all’inserimento di un dispositivo di comando di emergenza, ubicato in posizione segnalata ed accessibile dall’interno che determini il sezionamento dell’impianto;
-alle restrizioni sul passaggio vicino a luoghi contenenti materiale pericoloso o eventuali luoghi sicuri.

Rientrano invece nel campo delle problematiche civili-edili i seguenti aspetti:

  • interferenza con il sistema di ventilazione dei prodotti della combustione (ostruzione parziale/totale dei traslucidi);
  • ostacolo delle operazioni di raffreddamento/estinzione di tetti combustibili;
  • rischio di propagazione delle fiamme all’esterno o verso l’interno del fabbricato.

Obiettivi di sicurezza

Note tutte le informazioni:

  • sul comportamento al fuoco dei pannelli del generatore fotovoltaico e degli elementi di copertura
  • sulle prestazioni in caso di incendio del fabbricato
  • sulle caratteristiche di propagazione delle condutture impiegate per le connessioni del generatore fotovoltaico

Essendo appurata la sussistenza dei requisiti necessari a rientrare nei criteri di valutazione dei rischio incendio individuati, è possibile procedere alla valutazione del rischio incendio tenendo conto:

  • della classe di resistenza agli incendi esterni dei tetti e delle coperture dei tetti;
  • della classe di reazione al fuoco del modulo fotovoltaico.

Gli obiettivi di sicurezza antincendi fissati dal regolamento UE 305/2011 – Sicurezza in caso di incendio per le opere di costruzione (Rispetto del Requisito 2 Allegato 1) sono i seguenti:

  • capacità portante della copertura per un periodo di tempo determinato
  • generazione e propagazione del fuoco e del fumo limitate
  • limitata propagazione del fuoco a opere di costruzione vicine
  • sicurezza degli occupanti fuori (o dentro) l’opera
  • sicurezza delle squadre di soccorso

Valutazione prestazionale del rischio di incendio

A titolo di esempio riporto lo schema di partenza che abitualmente seguo nella valutazione del rischio. Ogni cella della tabella va sviluppata partendo dal confronto tra elementi di rischio e obiettivi di sicurezza.

Il dettaglio della valutazione del rischio è funzione del caso specifico, tuttavia è bene ricordare che, qualora non ci siano i presupposti per rispettare uno o più requisiti di sicurezza, occorre compensare la carenza con misure alternative in grado di assicurare un  livello di sicurezza almeno equivalente.

 

OBIETTIVI DI SICUREZZA

ELEMENTI DI RISCHIO

INTERFERENZA VENTILAZIONE PERICOLO ELETTROCUZIONE RISCHIO PROPAGAZIONE STABILITA’ COPERTURA
capacità portante della copertura per un periodo di tempo determinato SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
generazione e propagazione del fuoco e del fumo limitate SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
limitata propagazione del fuoco a opere di costruzione vicine SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
sicurezza degli occupanti fuori (o dentro) l’opera SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO
sicurezza delle squadre di soccorso SI / NO SI / NO SI / NO SI / NO

 

Se l’attività è collocata in complesso isolato non viene valutato il rischio di propagazione del fuoco a opere di costruzione vicine, in caso contrario occorre valutarlo.

 

Fotovoltaico: La formula dello scambio sul posto

Il conteggio che riporto viene operato da GSE ed i risultati per il proprio impianto fotovoltaico sono disponibili sul portale nella sezione dedicata ai corrispettivi. 
Operativamente, il contributo dello scambio sul posto ed il calcolo della liquidazione delle eventuali eccedenze, si traducono in formule e conteggi.

La formula di calcolo del Contributo in conto scambio, per impianti sotto i 20 Kw, è:
Cs = min [ Oe ; Cei ] + CUsf x Es
Dove:
CS è il contributo dello scambio sul posto.
Oe = Onere energia, cioè il prezzo dell’energia elettrica prelevata dalla rete e pagato dall’utente. Il prezzo dell’energia è espresso in euro ed è il prodotto tra i Kwh prelevati ed il prezzo unico nazionale (PUN). Il prezzo unico nazionale è variabile in base ai prezzi di mercato ed è una media nazionale dei prezzi rilevati ogni mese in ogni regione.
Quindi: Oe = Kwh x PUN.

Cei = Controvalore dell’energia immessa, cioè il prezzo, o meglio il valore economico, dell’energia immessa in rete. Questo è il prodotto tra Kwh immessi ed il prezzo zonale dell’energia sul mercato del giorno prima. Ogni giorno infatti, in tempo reale, come una vera e propria borsa, i prezzi di acquisto e vendita dell’energia fluttuano in base alle dinamiche del mercato.
Quindi: Cei = Kwh x prezzo energia sul mercato del giorno prima.

CUsf = Corrispettivo Unitario di Scambio Forfettario, cioè un valore espresso in centesimi di euro calcolato forfettariamente dal Gse in base a vari parametri. Nel dettaglio questo valore contiene le tariffe di: trasmissione, distribuzione, dispacciamento ed alcuni oneri normalmente addebitati in bolletta (componenti A, UC, UC3 e UC6) vigenti nel mese in corso (non viene rimborsata la componente MCT).
Quindi: CUsf = c€/kwh

Es = Energia Scambiata, cioè i Kwh che ho prima immesso e poi ri-prelevato per i miei consumi. Tecnicamente è pari al minimo tra kwh immessi e kwh prelevati in totale durante l’anno.
Quindi: Es = Kwh scambiati con la rete.

Se a fine anno si hanno delle eccedenze (surplus di energia immessa rispetto a quella prelevata per i propri consumi) il corrispettivo per le eccedenze immesse è aggiuntivo rispetto al Cs (Contributo in conto scambio).
Detto attraverso la formula, se Cei è maggiore di Oe, la differenza tra i due è l’eccedenza.