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LE INIZIATIVE DELL’AUTORITA’ PER LO SVILUPPO DELLE SMART GRIDS

LE INIZIATIVE DELL’AUTORITA’ PER LO SVILUPPO DELLE SMART GRIDS. Roberto Malaman Direttore Generale Autorità per l’energia elettrica e il gas. REGOLAZIONE DEGLI INVESTIMENTI SULLE RETI. Contributi pubblici (es. Fondi Europei). Investimenti sulle reti. Autorizzazioni e permessi.

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LE INIZIATIVE DELL’AUTORITA’ PER LO SVILUPPO DELLE SMART GRIDS

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Presentation Transcript

  1. LE INIZIATIVE DELL’AUTORITA’ PER LO SVILUPPO DELLE SMART GRIDS Roberto Malaman Direttore Generale Autorità per l’energia elettrica e il gas

  2. REGOLAZIONE DEGLI INVESTIMENTI SULLE RETI Contributi pubblici (es. Fondi Europei) Investimenti sulle reti Autorizzazioni e permessi Limite dei poteri regolatori Incentivi “generali” Incentivi “specifici” Certezza delle decisione regolatorie Regolaz. tariffaria extra remuneraz. del capit.investito (D-WACC) Regolaz. Qualità: Incentivi e penalità per miglioramento del servizio finale Regolaz. tariffaria Tasso di ritorno del capitale investito (WACC) input-based output-based input-based

  3. EVOLUZIONE DELLA REGOLAZIONE INCENTIVANTE PER RETI ELETTRICHE input-based output-based Primo periodo regolatorio 2000-2003 Priorità del Regolatore: Focus sugli investmenti per i recuperi di qualità del servizio  (distrib.) Priorità del Regolatore: Promozione degli investimenti per sicurezza fornitura e qualità del serv. (distrib.) Secondo periodo regolatorio 2004-2007   (distrib.) (trasmiss.) Priorità del Regolatore: Promozione di investim. strategici e della qualità del serv. Trasmiss./distribuz./metering Terzo periodo regolatorio 2008-2011   (distrib.+trasm.) (distrib.+trasm.)

  4. EFFETTI DELLA REGOLAZIONE INCENTIVANTE DELLA CONTINUITA’ /1 CONTINUITA’ DEL SERVIZIO, ITALIA 1998-2010 Impatto tariffario per i clienti (media) 2000-2003: 3 €/cliente/anno2004-2007: 4 € /cliente/anno

  5. 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) Nel 2011 si svolge il processo di consultazione per il periodo regolatorio 2012-2015 REMUNERAZIONE DEGLI INVESTIMENTI STRATEGICI (2008-2011)

  6. 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)

  7. 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 Autorità per l’energia elettrica e il gas 7

  8. IL PERCORSO DI ATTUAZIONE DELLA DELIBERA ARG/elt 39/10 • 2010 Marzo: delibera ARG/elt 39/10avvio del processo (norme generali e tempistica) • 2010 Luglio:determinaz. DTRF n. 4/10 selezione degli esperti per a valutazione • 2010 Settembre: determinazioneDTRF n. 7/10 criteri e indici per la selezione dei progetti dimostrativiKPI -“key performance indicator” • 2010 Novembrescadenza 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 12/11decisione finale di selezione dei progetti che, una volta realizzati, avranno accesso al regime incentivante

  9. 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

  10. 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 10

  11. IL RUOLO DELLA REGOLAZIONE “The level ofuncertainty 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 11

  12. REGOLAZIONE INCENTIVANTEoutput-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

  13. ERGEG POSITION PAPERSmart Grid o Smart Power System ? Source: KEMA 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) Autorità per l’energia elettrica e il gas 13

  14. Questa presentazione non costituisce un documento ufficiale dell’Autorità. Tutti i documenti ufficiali su: www.autorita.energia.it www.energy-regulators.eu Visitate il sito internet dell’associazione dei regolatori europei dell’energia CEER/ERGEG: Grazie per l’attenzione

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