LE INIZIATIVE DELL’AUTORITA’ PER
LO SVILUPPO DELLE SMART GRIDS
Roberto Malaman
Direttore Generale
Autorità per l’energia elettrica e il gas
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REGOLAZIONE DEGLI INVESTIMENTI
SULLE RETI
Contributi pubblici
(es. Fondi Europei)
Investimenti
sulle reti
Certezza
delle
decisione
regolatorie
Incentivi
“generali”
Autorizzazioni
e permessi
Incentivi
“specifici”
Limite dei
poteri
regolatori
Regolaz. tariffaria
Tasso di ritorno
del capitale
investito (WACC)
Regolaz. Qualità:
Incentivi e penalità
per miglioramento
del servizio finale
Regolaz. tariffaria
extra remuneraz.
del capit.investito
(D-WACC)
input-based
output-based
input-based
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EVOLUZIONE DELLA REGOLAZIONE
INCENTIVANTE PER RETI ELETTRICHE
outputbased
Primo
periodo regolatorio
2000-2003
Priorità del Regolatore:
Focus sugli investmenti per i
recuperi di qualità del servizio
Secondo
periodo regolatorio
2004-2007
Priorità del Regolatore:
Promozione degli investimenti per
sicurezza fornitura
e qualità del serv. (distrib.)
Terzo
periodo regolatorio
2008-2011
Priorità del Regolatore:
Promozione di investim. strategici
e della qualità del serv.
Trasmiss./distribuz./metering
inputbased

(distrib.)


(distrib.)
(trasmiss.)

(distrib.

(distrib.
+trasm.)
+trasm.)
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EFFETTI DELLA REGOLAZIONE
INCENTIVANTE DELLA CONTINUITA’ /1
CONTINUITA’ DEL SERVIZIO, ITALIA 1998-2010
Impatto tariffario per i clienti (media)
2000-2003: 3 €/cliente/anno
2004-2007: 4 € /cliente/anno
Minuti persi per cliente all'anno
(esclusi interventi sistemi di difesa e incidenti rilevanti RTN)
200
180
160
56
140
52
120
100
37
35
80
32
131
60
19
40
32
97
40
78
70
59
61
20
45
11
10
50
48
50
46
44
2006
2007
2008
2009
2010
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Interruzioni di responsabilità del distributore
2004
2005
Interruzioni non di responsabilità del distributore
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REMUNERAZIONE DEGLI INVESTIMENTI
STRATEGICI (2008-2011)
• Remunerazione aggiuntiva garantita per 8-12 anni
per nuovi investimenti mirati a:
– Ridurre le congestioni sulla rete di trasmissione
– Modernizzare le reti di distribuzione (smart grid)
WACC
D-WACC
Distribuzione
7%
Fino a +2%
Trasmissione
6,9 %
Fino a +3%
Misura
7,2 %
Attività
• Nel 2011 si svolge il processo di consultazione per il
periodo regolatorio 2012-2015
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REGOLAZIONE INCENTIVANTE DEGLI
INVESTIMENTI IN TRASMISSIONE
INVESTIMENTI TERNA (inclusi lavori in corso), 2004-2009
Impatto tariffario per i clienti (media)
+ 5,5% in 6 anni in valori reali
(da 0.268 €cent/kWh nel 2004 a 0.283 €cent/kWh nel 2010)
900
Milioni di euro (valori reali)
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2004
2005
2006
Non incentivate
2007
2008
2009
Incentivate
6
INIZIATIVE DELL’AUTORITA’
• Provvedimenti sulle reti MT/BT
–
–
–
–
–
–
Regolazione della qualità del servizio MT/BT (dal 2000)
Requisiti minimi e obblighi installazione contat. elettr. BT
Condizioni tecniche di connessione MT (dal 1.7.08)
TICA: Testo integrato delle connessioni attive (dal 1.1.09)
Studio sull’impatto sulle reti elettriche MT (ARG/elt 25/09)
Incentivi progetti dimostrativi reti MT attive (ARG/elt
39/10)
– Tariffa ricarica domestica auto elettrica (ARG/elt 59/10)
– Progetti sperimentali ricarica pubblica BT (ARG/elt
242/10)
• Iniziative demand response per clienti domestici
– Prezzo biorario di maggior tutela (dal 1.7.10)
– Proposta modulazione per fasce del limite di potenza
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IL PERCORSO DI ATTUAZIONE DELLA
DELIBERA ARG/elt 39/10
• 2010 Marzo: delibera ARG/elt 39/10
avvio del processo (norme generali e tempistica)
• 2010 Luglio: determinaz. DTRF n. 4/10
selezione degli esperti per a valutazione
• 2010 Settembre: determinazione DTRF n. 7/10
criteri e indici per la selezione dei progetti dimostrativi
KPI -“key performance indicator”
• 2010 Novembre
scadenza per la presentazione dei progetti delle impr.distr.
• 2010 Dicembre: delibera ARG/elt 191/10, determinaz. DTRF n. 9/10
nomina dei valutatori per ciascun progetto ricevuto
• 2011 Gennaio
raccolta dei report dei valutatori
• 2011 Febbraio: delibera ARG/elt 12/11
decisione finale di selezione dei progetti che, una volta
realizzati, avranno accesso al regime incentivante
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CARATTERISTICHE FONDAMENTALI DEI
PROGETTI DIMOSTRATIVI
– Rete reale: un caso concreto su una rete vera (non è
sperimentazione in laboratorio o su test facility) in MT
[1-35 kV]: clienti veri, generatori veri, tensione vera
– Rete attiva: la rete MT selezionata deve presentare un
controflusso di energia (situazione già critica)
– Rete monitorata: è necessario un controllo della
tensione e di altri parametri elettrici
– Oltre il telecontrollo sulla cabina primaria: generatori distribuiti e
storage
– Rete con comunicazione aperta: necessari protocolli di
comunicazione non-proprietari
– Per minimizzare i costi degli utenti di rete all’interfaccia con la rete
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QUALE FUTURO PER LE RETI ELETTRICHE?
• Obiettivi europei 20-20-20
• Scenario complesso con molte variabili
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Effettivo sviluppo generazione distribuita
Stabilità del sistema a fronte dell’intermittenza
Iniziative di efficienza energetica (usi finali e perdite)
Possibile partecipazione della domanda diffusa
Seconda generazione di contatori telegestiti
Mercato del carbonio e andamento prezzi CO2
Sviluppo tecnologico; storage, idrogeno, etc.
Nuove applicazioni elettriche: es. veicoli elettrici
Fiscalità
Autorità per l’energia elettrica e il gas
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IL RUOLO DELLA REGOLAZIONE
“The level of uncertainty about the future
role and direction of networks is
unprecedented, at least since privatisation.
… we think it is important to keep options
open wherever possible, to encourage
networks to innovate and to ensure the
policy and the regulatory frameworks are
sufficiently flexible to adapt to changes over
time”
Ofgem, LENS Report, 2008
Autorità per l’energia elettrica e il gas
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REGOLAZIONE INCENTIVANTE
output-based o input-based ?
• Regolazione di performance (OUTPUT)
– Premi/penalità correlati ai risultati effettivi
– Preferibile quando sono disponibili metriche chiare
– Le imprese sono responsabili di selezionare gli
investimenti più efficaci/efficienti
• Regolazione tariffaria (INPUT)
– Utile per perseguire determinati tipi di investimenti
– Necessaria quando non è ancora consolidata una
metrica univoca (ovvero, nel caso di innovazione)
– Richiede un processo di selezione
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ERGEG POSITION PAPER
Smart Grid o Smart Power System ?
smart grids
INTERCONNECTIONS
DISTRIBUTED
GENERATION
TRANSMISSION CENTRALISED
NETWORK
GENERATION
DISTRIBUTION
NETWORK
ELECTRIC
VEHICLES
smart metering
METERS &
DISPLAYS
RESIDENTIAL
DEMAND
ELECTRICAL
APPLIANCES
MICROGENERATION
SUPPLIER
TRANSACTIONS
CUSTOMER
BEHAVIOURS
ENERGY
EFFICIENCY
Source: KEMA
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Smart Grid is an electricity
network that can
cost-efficiently integrate
the behaviour and actions
of all users connected to it
– generators, consumers
and those that do both –
in order to ensure
economically efficient,
sustainable power system
with low losses and high
levels of quality and
security of supply and
safety.
Source: ERGEG Smart Grids
Consultation Paper (Dec-2009)
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Questa presentazione non costituisce un documento
ufficiale dell’Autorità. Tutti i documenti ufficiali su:
www.autorita.energia.it
Visitate il sito internet dell’associazione dei regolatori
europei dell’energia CEER/ERGEG:
www.energy-regulators.eu
Grazie per l’attenzione
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