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Delibera Autorità energia 7 maggio 2015, n. 210/2015/R/GAS

Prime direttive in materia di immissione di biometano nelle reti di trasporto e distribuzione del gas naturale


Testo vigente oggi 18/04/2019

Autorità di regolazione per energia reti e ambiente - Arera (già Aeegsi)
Delibera 7 maggio 2015, n. 210/2015/R/GAS
(Pubblicata sul sito dell'Autorità l'8 maggio 2015)
Direttive in tema di processi di mercato relativi all'immissione di biometano nelle reti di trasporto e distribuzione del gas naturale. Prima attuazione

L'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico

Nella riunione del 7 maggio 2015

Visti:

— la direttiva 2009/28/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009, relativa alla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/Ce e 2003/30/Ce in materia di promozione delle fonti rinnovabili (di seguito: direttiva 2009/28/Ce);

— il regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio 715/2009 del 13 luglio 2009;

— la legge 14 novembre 1995, n. 481 e sue modifiche e integrazioni;

— la legge 23 agosto 2004, n. 239;

— la legge 23 luglio 2009, n. 99;

— il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, come successivamente modificato e integrato (di seguito: decreto legislativo 164/2000);

— il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, di attuazione della direttiva 2009/28/Ce, come successivamente modificato e integrato (di seguito: decreto legislativo 28/2011);

— il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93;

— il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116;

— il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali 5 dicembre 2013 (di seguito: decreto 5 dicembre 2013);

— la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità) 1 luglio 2003, n. 75/03 (di seguito: deliberazione 75/03);

— la deliberazione dell'Autorità 17 giugno 2002, n. 137/02, come successivamente integrata e modificata;

— la deliberazione dell'Autorità 14 aprile 2011, ARG/GAS 45/11 (di seguito: deliberazione ARG/gas 45/11);

— la deliberazione dell'Autorità 25 novembre 2011, ARG/GAS 165/11;

— la deliberazione dell'Autorità 31 maggio 2012, 229/2012/R/GAS (di seguito: deliberazione 229/2012/R/GAS), che ha approvato il "Testo Integrato delle disposizioni per la regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale" (di seguito: Tisg);

— la deliberazione dell'Autorità 19 dicembre 2013, 619/2013/R/GAS (di seguito: deliberazione 619/2013/R/GAS);

— la deliberazione dell'Autorità 8 maggio 2014, 207/2014/R/GAS (di seguito: deliberazione 207/2014/R/GAS);

— l'allegato A alla deliberazione dell'Autorità 24 luglio 2014, 367/2014/R/GAS, recante la parte II del Testo Unico delle disposizioni della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019, relativa alla Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas, come successivamente modificato e integrato (di seguito: Rtdg);

— le direttive per la messa in servizio di gruppi di misura del gas caratterizzati dai requisiti funzionali minimi, come aggiornate in ultimo con la deliberazione dell'Autorità 23 dicembre 2014, 651/2014/R/GAS;

— la deliberazione dell'Autorità 29 gennaio 2015, 21/2015/R/GAS (di seguito: deliberazione 21/2015/R/GAS);

— la deliberazione dell'Autorità 12 febbraio 2015, 46/2015/R/GAS (di seguito: deliberazione 46/2015/R/GAS);

— la deliberazione dell'Autorità 7 maggio 2015, 208/2015/R/GAS (di seguito: deliberazione 208/2015/R/GAS);

— il documento per la consultazione 16 ottobre 2014, 498/2014/R/GAS (di seguito: documento per la consultazione 498/2014/R/gas);

— il Codice di Rete di Snam Rete Gas Spa (di seguito: Snam Rete Gas), approvato dall'Autorità con deliberazione 1° luglio 2003, 75/03, come successivamente integrato e modificato (di seguito: Codice di Rete).

Considerato che:

— l'articolo 20, Capo II, del decreto legislativo 28/11 ha assegnato all'Autorità il compito di emanare direttive in tema di condizioni tecniche ed economiche per l'erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale, specificando peraltro che le stesse devono favorire un ampio utilizzo del biometano, una volta iniettato e trasportato nel sistema del gas naturale senza generare problemi tecnici o di sicurezza;

— con la deliberazione 46/2015/R/GAS, l'Autorità ha approvato le Direttive per le connessioni di impianti di biometano alle reti del gas naturale e le disposizioni in materia di determinazione delle quantità di biometano ammissibili agli incentivi (di seguito: Direttive per le connessioni di impianti di biometano), ponendo in capo al gestore di rete la responsabilità di garantire la sicurezza e l'efficienza tecnica nella gestione delle reti del gas, prevedendo inter alia i seguenti obblighi:

l'installazione di valvole di intercettazione che consentano l'immediata sospensione dell'immissione in rete, nel caso in cui i dati rilevati dai sistemi di controllo della qualità evidenzino la presenza di componenti e/o elementi critici ai sensi del rapporto tecnico Uni/Tr 11537;

b) la verifica della compatibilità dei profili di immissione con le condizioni di esercizio in sicurezza delle reti e con le capacità di assorbimento delle reti a cui gli impianti di produzione di biometano si connettono;

c) l'espletamento delle attività di raccolta, validazione e archiviazione delle misure per un periodo minimo di dieci anni, tramite una modalità tale per cui gli stessi possano essere disponibili e riutilizzabili per scopi di verifica e controllo;

— è stato, altresì, stabilito che, nel caso di immissioni nella rete di trasporto, le tariffe per l'uso della rete siano determinate sulla base delle stesse condizioni applicate alle immissioni da produzioni nazionali di gas; mentre, non è stato previsto alcun corrispettivo di distribuzione nel caso di immissioni nelle reti di distribuzione;

— l'articolo 21 delle direttive per le connessioni di impianti di biometano pone in capo ai produttori la responsabilità dell'installazione e manutenzione dei sistemi di misura della quantità e della qualità del biometano prodotto ai fini dell'immissione in rete, precisando che i sopraccitati sistemi di misura dovranno avere almeno le seguenti caratteristiche funzionali:

d) consentire la disponibilità giornaliera dei dati di misura relativi alle quantità immesse, con dettaglio orario;

e) essere realizzati con apparati di misura automatizzata provvisti di idoneo apparato per la teletrasmissione dei dati, in coerenza con la normativa tecnica vigente e in accordo con i gestori di rete;

f) essere provvisti di collegamento telefonico prescelto;

— l'articolo 25 delle medesime direttive impone al gestore di rete di rendere disponibili i dati relativi alle quantità e alla qualità del biometano immesso in rete: al produttore di biometano, all'utente della rete e al responsabile del bilanciamento;

— la deliberazione 46/2015/R/GAS attribuisce al Gestore dei servizi energetici (di seguito: Gse) il compito di svolgere l'attività di certificazione e determinazione della quantità di biometano incentivabile ai sensi degli articoli 3, 4 e 5 del decreto 5 dicembre 2013; le disposizioni in materia sono contenute nella Sezione II delle direttive per le connessioni di impianti di biometano;

— la deliberazione 208/2015/R/GAS ha previsto che la copertura degli incentivi per l'immissione del biometano nelle reti del gas naturale disciplinati dall'articolo 3 del decreto 5 dicembre 2013 sia effettuata mediante l'utilizzo del "Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore gas naturale", di cui all'articolo 71, comma 1, della Rtdg, come modificato dalla medesima deliberazione.

Considerato che:

— con la deliberazione ARG/Gas 45/11, l'Autorità ha definito la disciplina del bilanciamento di merito economico del sistema del gas naturale ed ha previsto che il ruolo di responsabile del bilanciamento sia svolto dall'impresa maggiore di trasporto, la Snam Rete Gas (di seguito: RdB);

— con la deliberazione 229/2012/R/GAS, l'Autorità ha approvato le disposizioni relative alla regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento o settlement, contenute nel Tisg, che sono entrate in vigore l'1 gennaio 2013, definendo un'architettura basata su due sessioni: quella di bilanciamento, che viene svolta mensilmente con riferimento al mese precedente e quella di aggiustamento, che permette di regolare le partite economiche che derivano dalle differenze tra i dati di prelievo determinati nella sessione di bilanciamento e quelli determinati sulla base di misure effettive o rettifiche di errori di misura pervenuti successivamente;

— con la deliberazione 619/2013/R/GAS, l'Autorità ha emanato una nuova regolazione in tema di bilancio provvisorio, in linea con i principi che governano il processo del settlement gas, che è stata recepita nel Codice di Rete con la deliberazione 207/2014/R/GAS;

— il comma 3.3 del decreto 5 dicembre 2013 dispone che il soggetto produttore possa optare per il ritiro del biometano da parte del Gse a un prezzo predefinito (di seguito: ritiro dedicato), in alternativa alla vendita diretta sul mercato e limitatamente agli impianti con capacità produttiva fino a 500 standard metri cubi/ora; in tali casi, "il soggetto produttore invia apposita richiesta di stipula del contratto al Gse, sulla base di uno standard definito dallo stesso Gse, il quale vende il biometano ritirato sul mercato del gas naturale, previa abilitazione ad operare al punto di scambio virtuale" (di seguito: Psv).

Considerato che:

— con il documento per la consultazione 498/2014/R/GAS l'Autorità ha, tra l'altro, illustrato i primi orientamenti in materia di processi di mercato relativi all'accesso e all'immissione di biometano nelle reti del gas naturale alla luce del quadro regolatorio ad oggi vigente;

— nello specifico, sono state esposte delle soluzioni in linea con le finalità espresse dalla normativa primaria, ossia che:

g) per ogni impianto connesso direttamente alla rete di trasporto viene individuato un punto di entrata chiamato En; mentre,

h) il biometano prodotto nei diversi impianti connessi a rete di distribuzione viene virtualmente consegnato in un unico punto di immissione alla rete di trasporto esercita dall'impresa maggiore denominato PIV, finalizzato alla sola gestione del processo;

i) di conseguenza, sia l'equazione di bilancio della rete sia l'equazione di bilancio dell'utente sono modificate per tener conto delle immissioni e dei prelievi dei quantitativi di biometano;

j) l'utente del bilanciamento (di seguito: UdB) che acquista direttamente o indirettamente il biometano dal produttore effettua la nomina o al punto di entrata En oppure al Piv, a seconda di dove avviene l'immissione, se nella rete di trasporto oppure nella rete di distribuzione; per quanto concerne i punti di riconsegna, l'UdB effettua la nomina secondo le modalità ad oggi vigenti, indipendentemente dall'ubicazione dell'impianto di biometano;

— con riferimento agli impatti sulla disciplina in vigore ai sensi del Tisg, il documento per la consultazione 498/2014/R/GAS ha previsto che il biometano venga conteggiato nel calcolo del quantitativo giornaliero immesso al punto di consegna della rete di distribuzione (INk) (Titolo 4, Sezione 2, comma 10.1, lettera a), del Tisg) ai fini della sessione di bilanciamento e nella determinazione del fattore di correzione annuale impiegato nelle sessioni di aggiustamento (Titolo 5, Sezione 2, comma 17.1, lettera f) del Tisg);

— un analogo impatto è stato descritto in relazione alla disciplina in vigore in materia di bilanci provvisori ai sensi della deliberazione 619/2013/R/gas, ovvero la necessità di sommare al quantitativo di gas immesso al punto di consegna della rete di distribuzione (c.d. cabina ReMi) nel giorno k (INk) le immissioni di biometano da impianto allacciato alla data rete di distribuzione;

— con riferimento al comma 3.3 del decreto 5 dicembre 2013, il documento per la consultazione 498/2014/R/GAS ha individuato linee di intervento basate sull'esperienza maturata nel settore elettrico, specificando che il Gse dovrebbe registrare transazioni in vendita sul Psv ad uno o più UdB e trasmettere al RdB i programmi di immissione di propria competenza riguardanti il punto di entrata Piv;

— inoltre, è stata prospettata l'introduzione di un meccanismo di compensazione su base annuale delle eventuali differenze tra gli importi riconosciuti dal Gse ai soggetti produttori che decidono di avvalersi del ritiro dedicato — il cui prezzo unitario è stato fissato con decreto ministeriale pari a "il doppio del prezzo medio annuale del gas naturale, riscontrato nel 2012 nel mercato di bilanciamento del gas naturale gestito dal Gestore dei mercati energetici Spa" (di seguito: Gme) — e il valore del gas immesso derivante dall'applicazione del prezzo di sbilanciamento;

— sulle tematiche in questione, in risposta alla consultazione, si sono espresse solo due associazioni di imprese, una impresa di distribuzione, una impresa di trasporto e il Gse;

— per quanto concerne la modifica delle equazioni di bilancio, i soggetti che si sono espressi sul tema concordano con la proposta di introdurre i termini relativi alle immissioni ed ai prelievi di biometano;

— per quanto riguarda gli impatti sulla disciplina del Tisg, c'è una generale condivisione, con l'attenzione alle tempistiche di implementazione ed al passaggio dei dati utili alla elaborazione dei bilanci energetici;

— con riferimento ai bilanci provvisori, un'associazione di operatori chiede che i dati, comunicati con frequenza giornaliera, possano essere modificati dall'UdB prima della validazione del bilancio definitivo e, successivamente, durante la sessione di aggiustamento; mentre, sullo stesso tema, una impresa di trasporto rileva l'opportunità che siano definite regole di allocazione per la suddivisione dei quantitativi immessi coerenti con quanto già in essere;

— una associazione di operatori ed una impresa di distribuzione sollecitano una maggiore esplicitazione dei rapporti tra i vari soggetti coinvolti nella filiera commerciale, soprattutto nei casi di impianti di distribuzione interconnessi, onde chiarire le modalità di comunicazione tra distributore sotteso e dominante;

— infine, è stato sollevato il dubbio che siano necessari ulteriori approfondimenti tesi a dirimere problematiche fiscali, amministrative e gestionali collegate all'introduzione del punto virtuale Piv ed è stato richiesto di valutare nel dettaglio gli eventuali costi dovuti alle nuove competenze, non coperti da corrispettivi.

Considerato, inoltre, che:

— con la deliberazione 22/04, l'Autorità ha introdotto il sistema per la registrazione delle transazioni di compravendita di gas naturale e ha approvato e pubblicato, sul proprio sito internet, la relativa disciplina attuativa predisposta da Snam Rete Gas (di seguito: Condizioni Psv), poi successivamente modificata ed integrata;

— con la deliberazione 21/2015/R/GAS è stata approvata, per quanto di competenza, la proposta di aggiornamento del Codice di Rete e delle Condizioni Psv, con lo scopo di prevedere modalità di accesso al sistema finalizzate alla registrazione delle transazioni di compravendita di gas naturale da parte di soggetti che non sono utenti della rete di trasporto e che si configurano come Trader Psv, ossia come "Qualunque soggetto differente da Utente Srg e Gme che intende operare al Psv e che a tal fine sottoscrive il Contratto di Accesso e si obbliga al rispetto delle Condizioni e delle disposizioni contenute nel Codice di Rete ivi inclusa la presentazione delle garanzie finanziarie di cui al Capitolo 5, paragrafo 1.4 del Codice di Rete".

Considerato, infine, che:

— l'articolo 24, comma 5, del decreto legislativo 164/2000 attribuisce all'Autorità il potere di verificare la conformità dei codici di rete predisposti dalle imprese di trasporto;

— con la deliberazione ARG/gas 55/09, l'Autorità ha disciplinato il procedimento di verifica e conseguente approvazione dei codici e dei loro aggiornamenti, prevedendo che le proposte vengano presentate all'Autorità dopo l'acquisizione, da parte dell'operatore, del parere del comitato per la consultazione competente per il settore di attività oggetto del codice;

— la medesima deliberazione stabilisce che

"Qualora le proposte di aggiornamento dei codici debbano essere predisposte dall'impresa in ottemperanza a decreti, deliberazioni o altri provvedimenti emessi dalle competenti autorità, che individuano i criteri generali, rimandando ai soggetti interessati la definizione delle specifiche procedure senza indicazione di un termine massimo, lo stesso deve intendersi fissato in:

— 15 giorni dalla pubblicazione del provvedimento per la pubblicazione della proposta di aggiornamento sul portale web;

— 30 giorni per la conclusione della fase di consultazione"

e che il termine massimo entro il quale l'impresa rende disponibile all'Autorità la proposta di aggiornamento del codice (unitamente a tutta la documentazione indicata dalle disposizioni in materia) è di dieci giorni.

Ritenuto opportuno:

— anche alla luce del quadro generale, definito con la deliberazione 46/2015/R/GAS, confermare quanto indicato nel documento per la consultazione 498/2014/R/GAS in materia di processi di mercato;

— in considerazione dei compiti posti in capo ai gestori di rete dalle Direttive per le connessioni di impianti di biometano in tema di misura e disponibilità dei dati, prevedere ulteriori obblighi informativi analoghi a quelli già vigenti tra impresa di distribuzione sottesa — impresa di distribuzione di riferimento — responsabile del bilanciamento ai sensi del Tisg;

— per quanto concerne il ritiro dedicato del biometano da parte del Gse, definire una disciplina affine a quella esistente per il settore elettrico, stabilendo peraltro che il Gse sia tenuto a vendere i quantitativi acquistati dai produttori a condizioni di mercato, anche per il tramite di procedure concorsuali, minimizzando le eventuali differenze positive tra i costi sostenuti e i ricavi ottenuti dalla vendita del medesimo;

— prevedere che la copertura delle differenze tra i costi sostenuti dal Gse per il ritiro dedicato del biometano e i ricavi ottenuti dal Gse dalla vendita dello stesso sia effettuata mediante l'utilizzo del "Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore gas naturale", coerentemente con quanto stabilito dalla deliberazione 208/2015/R/GAS, dando mandato al Direttore della Direzione Mercati di definire, con propria determinazione le modalità di rendicontazione delle medesime;

— tener conto dell'evoluzione che sta interessando il mercato del gas naturale con riferimento alle tematiche relative al bilanciamento, nonché delle tempistiche dovute alle implementazioni informatiche richieste e dell'incertezza connessa ai quantitativi di biometano che saranno effettivamente immessi nelle reti del gas, prevedendo delle modalità semplificate di prima attuazione della normativa primaria;

— rinviare a successivo provvedimento la definizione delle modalità di copertura degli eventuali oneri amministrativi e gestionali a carico del responsabile del bilanciamento

Delibera

Articolo 1

Definizioni

1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le seguenti definizioni e quelle di cui alle "Direttive per le connessioni di impianti di biometano alle reti del gas naturale e disposizioni in materia di determinazione delle quantità di biometano ammissibili agli incentivi" approvate con la deliberazione 46/2015/R/GAS, nonché quelle di cui all'articolo 1, comma 1, del "Testo Integrato delle disposizioni per la regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di bilanciamento del gas naturale", approvato con la deliberazione 229/2012/R/GAS, come successivamente modificato ed integrato:

a) Condizioni PSV sono le condizioni al punto virtuale di scambio (di seguito: Psv) di cui alla deliberazione n. 22/04, con cui l'Autorità ha introdotto il sistema per la registrazione delle transazioni di compravendita di gas naturale, approvate con la deliberazione 21/2015/R/GAS;

b) ritiro dedicato è il ritiro del biometano da parte del Gse, in alternativa alla vendita diretta sul mercato e limitatamente agli impianti con capacità produttiva fino a 500 standard metri cubi/ora;

***

c) Direttive per le connessioni di impianti di biometano sono le direttive per le connessioni di impianti di biometano alle reti del gas naturale e disposizioni in materia di determinazione delle quantità di biometano ammissibili agli incentivi, approvate con la deliberazione 46/2015/R/GAS;

d) decreto legislativo n. 28/2011 è il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, di attuazione della direttiva 2009/28/Ce, come successivamente modificato e integrato;

e) decreto 5 dicembre 2013 è il decreto 5 dicembre 2013 del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali;

f) deliberazione 208/2015/R/GAS è la deliberazione dell'Autorità 7 maggio 2015, 208/2015/R/GAS.

Articolo 2

Oggetto e finalità

2.1 Il presente provvedimento disciplina le modalità di allocazione delle immissioni e dei prelievi di biometano nella rete di trasporto e distribuzione del gas naturale, nonché quelle per il ritiro dedicato del medesimo da parte del Gse di cui all'articolo 3, comma 3, del decreto 5 dicembre 2013.

2.2 Le disposizioni di cui al presente provvedimento perseguono la finalità di favorire un ampio utilizzo del biometano, indipendentemente dalla localizzazione geografica dell'impianto di produzione del medesimo, ai sensi dell'articolo 20, comma 2, del decreto legislativo 28/2011, secondo principi di semplicità procedurale, neutralità e trasparenza.

Articolo 3

Procedure per il ritiro del biometano

3.1 Il produttore di biometano che intende avvalersi del ritiro dedicato presenta istanza al Gse secondo un modello da quest'ultimo definito e reso disponibile tramite pubblicazione nel proprio sito internet in una sezione facilmente identificabile. A tal fine il Gse predispone uno schema di convenzione.

3.2 Il produttore di biometano che non intende o non possiede i requisiti per avvalersi del ritiro dedicato deve vendere direttamente o indirettamente il biometano ad un utente del bilanciamento, alle condizioni definite nei singoli contratti.

Articolo 4

Obblighi per i produttori

4.1 Con riferimento a ciascun impianto di produzione, il produttore che intende avvalersi del ritiro dedicato è tenuto a richiedere il ritiro dell'intera quantità di biometano immessa nella rete, al netto degli eventuali autoconsumi in sito.

4.2 Ai fini dell'applicazione del presente provvedimento, i produttori hanno l'obbligo di fornire al Gse tutti i dati necessari per l'espletamento delle attività di competenza, nel rispetto delle tempistiche e delle modalità operative definite dal Gse stesso. Il Gse utilizza tali dati anche per le operazioni di competenza al Psv.

4.3 Il Gse definisce un termine di preavviso congruo per la comunicazione da parte del produttore della volontà di avvalersi del ritiro dedicato.

Articolo 5

Attività a carico del responsabile del bilanciamento

5.1 Il responsabile del bilanciamento garantisce la corretta identificazione dei quantitativi di biometano immessi e prelevati dalla rete di trasporto. A tal fine:

a) modifica le equazioni di bilancio;

b) definisce un punto di entrata alla rete di trasporto per ogni impianto di produzione direttamente connesso alla propria rete;

c) introduce un punto di entrata virtuale, denominato Piv, per le immissioni da impianti di produzione allacciati a rete di distribuzione, con evidenza dei punti di riconsegna della rete di trasporto interessati;

d) consente l'accesso del Gse al Psv, anche in deroga alle Condizioni Psv;

e) procede ad apportare le necessarie modifiche alle procedure di settlement e di definizione dei bilanci provvisori, definendo eventuali ulteriori tempistiche e modalità di comunicazione dei dati.

Articolo 6

Obblighi a carico delle altre imprese di trasporto

6.1 L'impresa di trasporto garantisce la corretta tracciatura dei quantitativi di biometano immessi e prelevati dalla rete di trasporto che gestisce.

6.2 Le imprese di trasporto comunicano gli eventuali dati necessari alle attività a carico del responsabile del bilanciamento secondo modalità e tempistiche dallo stesso definite.

Articolo 7

Obblighi a carico delle imprese di distribuzione

7.1 Fermo restando quanto previsto dalle Direttive per le connessioni di impianti di biometano in tema di misura, ciascuna impresa di distribuzione sottesa comunica quanto di competenza all'impresa di distribuzione di riferimento, la quale provvede ad effettuare la comunicazione dei dati necessari al responsabile del bilanciamento secondo modalità e tempistiche dallo stesso definite.

Articolo 8

Attività a carico dell'utente del bilanciamento

8.1 L'utente del bilanciamento che ha acquistato direttamente o indirettamente il biometano dal produttore, anche per il tramite del Gse, è tenuto ad effettuare la nomina dei quantitativi di competenza presso uno dei punti di entrata di cui al precedente comma 5.1, lettere b) e c).

Articolo 9

Modalità di copertura delle risorse necessarie al Gse per il ritiro dedicato

9.1 Nell'ambito della convenzione di cui al precedente comma 13.1, il Gse può applicare un corrispettivo a copertura dei costi amministrativi determinato dal Gse medesimo.

9.2 Le differenze, positive o negative, ove presenti, tra i costi sostenuti dal Gse per il ritiro dedicato del biometano e i ricavi ottenuti dal Gse dalla vendita del medesimo, sono poste a carico del medesimo fondo di cui al punto 1. della deliberazione 208/2015/R/GAS.

9.3 Il Gse è tenuto a vendere a condizioni di mercato, anche per il tramite di procedure concorsuali, tutto il biometano ritirato dai produttori aventi diritto secondo modalità che favoriscono la minimizzazione delle differenze positive di cui al precedente comma 9.2.

Articolo 10

Disposizioni transitorie e finali

10.1 Ai fini dell'attuazione delle disposizioni di cui al presente provvedimento il Gse:

a) predispone un portale informatico dedicato e implementa idonei strumenti di comunicazione che garantiscono l'utilizzo di formati che facilitano la fruizione e la riutilizzabilità dei dati, minimizzando gli oneri amministrativi a carico del sistema;

b) comunica al responsabile del bilanciamento l'avvio delle attività finalizzate alla connessione di una nuova produzione di biometano, indicando la rete di distribuzione presso la quale viene effettuato l'allacciamento e le informazioni funzionali alla predisposizione di quanto necessario ai fini del precedente comma 5.1, secondo modalità e tempistiche dallo stesso definite;

c) informa l'Autorità circa gli esiti delle eventuali verifiche sugli impianti che si avvalgono del ritiro dedicato.

10.2 In prima applicazione, si stabilisce che:

a) il responsabile del bilanciamento permette l'accesso del Gse al Psv secondo modalità semplificate, che non prevedono la firma di un contratto di trasporto, la presentazione di garanzie finanziarie, nonché l'esposizione ad eventuali oneri di bilanciamento;

b) il Gse gestisce con l'utente transazioni al Psv, registrate sulla base dei dati di misura relativi ai quantitativi di biometano effettivamente immessi nella rete di trasporto e/o di distribuzione;

c) il responsabile del bilanciamento predispone e pone in consultazione una proposta di aggiornamento del Codice di Rete, specificando le modalità operative utili all'espletamento delle attività di cui al precedente comma 5.1, entro e non oltre 90 giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento. Il responsabile del bilanciamento può individuare delle modalità transitorie, anche con riferimento a quanto previsto dal presente articolo, che dovranno comunque essere declinate in una procedura operativa, entro e non oltre 30 giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, previa verifica positiva del Direttore della Direzione Mercati dell'Autorità.

10.3 È rinviata a successivo provvedimento la definizione delle modalità di copertura degli eventuali oneri amministrativi e gestionali a carico del responsabile del bilanciamento derivanti dall'approvazione della presente deliberazione.

10.4 È dato mandato al Direttore della Direzione Mercati di definire, con propria determinazione, le modalità di rendicontazione all'Autorità e alla Cassa conguaglio per il settore elettrico dei costi sostenuti e dei ricavi realizzati dal Gse, ai fini di quanto previsto al precedente comma 9.2.

10.5 Il presente provvedimento è trasmesso alla Cassa conguaglio per il settore elettrico e alla società Gse.

10.6 Il presente provvedimento è pubblicato sul sito internet dell'Autorità www.autorita.energia.it.