La misura del gas naturale

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Miisura dell gas naturalle
deliberazione 28/12/R/gas
Direzione Infrastrutture Elettricità e Gas
Unità Misura
Milano, 2 marzo 2012
http://www.autorita.energia.it

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La misura del gas naturale

  1. 1. Autorità per l’energia elettrica e il gas Misura del gas naturale deliberazione 28/12/R/gas Direzione Infrastrutture Elettricità e Gas Unità Misura Milano, 2 marzo 2012 http://www.autorita.energia.itAutorità per l’energia elettrica e il gas 1
  2. 2. Sommario Il quadro di riferimento Adeguamento Deliberazione ARG/gas 155/08 Regolamentazione tariffaria SperimentazioneAutorità per l’energia elettrica e il gas 2
  3. 3. Il quadro di riferimento Deliberazione Deliberazione ARG/gas 155/08 ARG/gas 159/08 22 ottobre 2008 6 novembre 2008 direttive per la messa in servizio regolazione tariffaria dei servizi di di GdM con requisiti funzionali distribuzione e misura del gas minimi (incluse telelettura/ naturale per il periodo 2009-2012 telegestione) Deliberazione ARG/gas 36/11 il CIG ha sviluppato il pacchetto di 29 marzo 2011 norme UNI/TS 11291, parti 1-8 (9-10 in corso di finalizzazione) avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di modifiche e integrazioni della RTDG, funzionali alle attività previste dalla deliberazione ARG/gas 155/08Autorità per l’energia elettrica e il gas 3
  4. 4. Motivazioni del riesame Segnalazioni alla base dell’approvazione della Del. 36/11: Evoluzione normativa Legge 99/09: novità in termini di validità temporale dei bolli metrici, gradualità di applicazione, sostituzione con GdM teleletti/telegestiti Decreti metrologici: in corso di emanazione DM 32/2011: riguarda i gas diversi dal naturale, ma evidenzia un’impostazione in tema di verifiche metrologiche Evoluzione tecnologica tecnologie disponibili per GdM a requisiti funzionali minimi Del. ARG/gas 155/08 soluzioni per i sistemi di telecomunicazione modalità di alimentazione dei gruppi di misura A detta dei soggetti intervenuti queste modifiche/criticità possono influire sensibilmente sui costi delle imprese di distribuzione generando problemi di riconoscimento tariffarioAutorità per l’energia elettrica e il gas 4
  5. 5. Il percorso di approvazione della deliberazione 28/12/R/gas DCO 17/11 valutazione di possibili modifiche della regolazione 19 maggio 2011 tariffaria del servizio di misura sulle reti di distribuzione del gas naturale, in relazione agli obblighi previsti dalla deliberazione ARG/gas 155/08 focus su regolamentazione tariffaria DCO 40/11 possibile revisione degli obblighi di messa in servizio dei 3 novembre 2011 gruppi di misura previsti dall’allegato A alla deliberazione dell’Autorità ARG/gas 155/08 valuta anche possibili modifiche alle scadenze per la messa in servizio Deliberazione 28/12/R/gas 2 febbraio 2012Autorità per l’energia elettrica e il gas 5
  6. 6. Sommario Il quadro di riferimento Adeguamento Deliberazione ARG/gas 155/08 Requisiti minimi Obblighi di messa in servizio Regolamentazione tariffaria SperimentazioneAutorità per l’energia elettrica e il gas 6
  7. 7. Requisiti minimi Interventi espliciti: • precisazione che l’obbligo di l’obbligo non è riferito alla sicurezza elettrovalvola per i GdM≤G6 è (quindi non si richiede che riferito agli usi commerciali l’elettrovalvola sia sempre disponibile), con conseguenze soprattutto sul dimensionamento della batteria • correzione errore materiale mancava la precisazione dell’obbligo di raccolta della curva di prelievo Intervento implicito: • disaccoppiamento tra: - attivazione funzionalità di funzionale alle nuove scadenze per i telelettura/telegestione GdM ≤G6 e all’avvio della - altri requisiti minimi Del. sperimentazione 155/08Autorità per l’energia elettrica e il gas 7
  8. 8. Obblighi di messa in servizio (1/2) Obblighi di messa in servizio dei GdM: Del. ARG/gas 155/08 vs Del. 28/12/R/gas <=G6 5% 20% 40% 60% 80% 60% G10 30% 100% 100% G16-G40 100% 100% >G40 100% 100% 31dic10 31dic11* 31dic12 31dic13 31dic14 31dic15 31dic16 31dic17 31dic18 Del. ARG/gas 155/08 Del. 28/12/R/gas * la nuova scadenza per GdM >G40 è il 29 febbraio 2012Autorità per l’energia elettrica e il gas 8
  9. 9. Obblighi di messa in servizio (2/2) Principali modifiche: • maggiore libertà di organizzazione operativa: fissate solo le scadenze finali • spostamento nel tempo delle scadenze finali • la quantità minima di GdM residenziali da sostituire a regime è diminuita da 80 a 60% (da rivedere a valle della sperimentazione) • a partire dal 1 marzo 2012 i GdM sostituiti/di nuova installazione devono ottemperare ai requisiti minimi • ad eccezione delle funzionalità di telelettura/telegestione per i GdM ≤ G6 Inoltre: • mandato alla Direzione Infrastrutture per effettuare un’indagine conoscitiva (con risultati entro 12 mesi): • relativa alla vetustà dei GdM residenziali • finalizzata alla definizione degli obblighi di sostituzione successivi al 2018Autorità per l’energia elettrica e il gas 9
  10. 10. Messa in servizio dei GdM residenziali Per i GdM ≤ G6 è previsto un percorso più articolato: a partire dal • i GdM sostituiti o di nuova installazione devono ottemperare ai 1/3/2012 requisiti minimi, ad eccezione delle funzionalità di telelettura/ telegestione • motivazione della riduzione dei requisiti minimi: • consentire alle imprese di dotarsi del sistema di telelettura/ telegestione quando avranno raggiunto una massa critica di installazioni (prima i costi sarebbero superiori ai benefici) • inoltre, per evitare il problema delle “macchie di leopardo” è previsto un ulteriore strumento di flessibilità per le imprese: • la verifica del rispetto di questo obbligo verrà effettuata al 31/12/2018 a partire dal • i GdM sostituiti o di nuova installazione (a partire dal 1/3/2012) 31/12/2018 devono ottemperare a tutti i requisiti minimi, incluse le funzionalità di telelettura/ telegestione • tutti i GdM con bollo metrico scaduto devono essere sostituiti a requisiti Corollario: se un GdM è stato sostituito dopo il 1/3/2012 con un apparato non elettronico, al 31/12/2018 dovrà essere sostituito nuovamente con un apparato a requisiti minimi e non verranno riconosciuti ammortamenti residuiAutorità per l’energia elettrica e il gas 10
  11. 11. Sommario Il quadro di riferimento Adeguamento Deliberazione ARG/gas 155/08 Regolamentazione tariffaria Investimenti in gruppi di misura Costi di telelettura/telegestione Costi operativi Perequazione SperimentazioneAutorità per l’energia elettrica e il gas 11
  12. 12. Investimenti in gruppi di misura componente tariffaria: t (mis) tcapex ,c ,i Introduzione dei costi standard: • sono intesi coprire: • apparati GdM • costi di installazione (messa in loco) e messa in servizio • per gli anni 2013-2016 è prevista una clausola di profit e loss sharing: • viene ripagato in tariffa il valor medio tra il costo standard pubblicato ed il costo sostenuto e inserito a bilancio NI t − 2 = 0,5 * ( NI bil + NI std ) • il costo std riportato in allegato è calcolato a prezzi 2011 e deve essere aggiornato ogni anno con il deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall’Istat • convenzionalmente, le dismissioni di GdM sono portate in diminuzione della RAB a partire dai valori dei cespiti di più antica installazione a costo storico • in ragione di quanto previsto dalla L. 99/09 non si applica per i GdM ≤ G6 la deroga di cui al co. 44.1, lett. d) della RTDG • non è riconosciuto l’ammortamento residuoAutorità per l’energia elettrica e il gas 12
  13. 13. Costi standard approvati GdM da G10 a G40: (€/GdM) G10 G16 G25 G40 GdM >G40: 2012 580 720 810 1.150 2013 490 580 670 970 (€/GdM) 2012 2014 400 440 530 790 G65 1.600 2015 310 310 400 610 G100 2.200 G160 3.600 G250 3.900 G400 4.400 GdM residenziali: G650 4.800 (€/GdM) G4 G6 G1000 7.500 2012 130 180 G1600 9.300 2013 125 170 G2500 10.900 2014 120 160 G4000 e oltre 15.700 2015 115 150 2016 110 140 2017 105 130 2018 100 120 2019 90 115 • il riconoscimento dei costi a “pié di lista”, senza obiettivi di efficientamento, non è compatibile con l’obiettivo di massimizzazione del welfare complessivoAutorità per l’energia elettrica e il gas 13
  14. 14. Costi di telelettura/telegestione • i sistemi di telelettura/telegestione possono essere realizzati in proprio oppure essere forniti tramite un contratto di outsourcing • a seconda della tipologia di azienda può risultare maggiormente efficiente l’una o l’altra soluzione • l’Autorità garantisce la neutralità rispetto alle scelte make or buy delle imprese, istituendo le 2 nuove componenti: costi centralizzati • importo medio per PdR delle . t (tel ) t per telelettura/ imprese con scelta di tipo make telegestione • applicato anche alle imprese che il costo medio include: . scelgono la modalità buy • ammortamenti • remunerazione del . t (con) t ,d costi dei • importo medio per PdR delle capitale concentratori imprese con scelta di tipo make (eventuali) • eventualmente differenziato per densità delle località servite • con successivo provvedimento, l’Autorità potrà individuare valori standard per queste componentiAutorità per l’energia elettrica e il gas 14
  15. 15. Costi operativi - tutti La RTDG prevede che i costi operativi del servizio di misura siano coperti in tariffa dalle seguenti componenti: a copertura dei costi di • nonostante lo spostamento dei costi di . t (ins) topex , installazione e manutenzione installazione nei costi standard, può dei misuratori aumentare per effetto degli aumentati . obblighi di verifica metrologica . t (rac ) topex a copertura dei costi di • con la telelettura/telegestione raccolta, validazione e diminuiscono registrazione della misura • qualora si opti per l’outsourcing, i costi di TLC e del sistema di gestione sono coperti dalle componenti t (tel ) t e t (con) t ,d nonostante la tendenza all’azzeramento, per incentivare il processo di diffusione dello smart metering gas: • mantenere le regole RTDG per la determinazione di t ( rac) topexAutorità per l’energia elettrica e il gas 15
  16. 16. Costi operativi di manutenzione A partire dall’anno 2013, differenziare la precedente componente a copertura dei costi operativi per l’installazione e la manutenzione dei gruppi di misura: base . t (ins) topex da applicare a: • sulla base dei dati 2011 . • GdM ≤ G6 (tutti) • al netto extra-costi per verifiche . • GdM > G6 non conformi >G 6 da applicare a: • aggiunge extra-costo per . . ele t (ins ) topex estensione obblighi di verifica dei • GdM > G6 conformi ai requisiti minimi Del. 155/08 dispositivi di conversione = base t (ins) topex + ∆CVERunit ,t in acconto: valutata pari a 50€ aggiornati con l’inflazione a saldo: valutata sulla base dei costi medi sostenuti ∆CVERunit ,t. dalle imprese a regime: con successivo provvedimento l’Autorità potrà individuare valori standardAutorità per l’energia elettrica e il gas 16
  17. 17. Perequazione misura (1/2) Nuova formula per il calcolo della perequazione per il servizio di misura: VRM t ,c = VRM tcapex + VRM topex + VRM ttel ,c ,c ,c Vincolo ai ricavi ammessi a Vincolo ai ricavi ammessi a Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi di capitale copertura dei costi operativi copertura dei costi relativi ai (stessa formula RTDG) (definizione RTDG aggiornata) sistemi di telelettura/telegestione (new) VRM topex = ∑ [ ,c ( base ) t (ins) topex + t (rac) topex * NUAteff,i + ∆CVERunit ,t *>G 6 NUAteff,i ,c ele ,c ] i definizione RTDG extra-costo per estensione GdM > G6 effettivamente messi obblighi di verifica dei in servizio a requisiti minimi dispositivi di conversioneAutorità per l’energia elettrica e il gas 17
  18. 18. Perequazione misura (2/2) Nuova formula per il calcolo della perequazione per il servizio di misura: VRM t ,c = VRM tcapex + VRM topex + VRM ttel ,c ,c ,c Vincolo ai ricavi ammessi a Vincolo ai ricavi ammessi a Vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi di capitale copertura dei costi operativi copertura dei costi relativi ai (stessa definizione RTDG) (definizione RTDG aggiornata) sistemi di telelettura/telegestione (new)   VRM ttel =  NUAteff * t (tel ) t + ∑ NUAteff ,c * t (con) t ,d  *ψ ,c ,c ,d  d  GdM effettivamente installati sempre tot GdM effettivamente variabile dummy: (con o senza requisiti minimi) installati, suddivisi per aree di valore 1: se l’impresa ha densità attivato un sistema di telelettura/telegestione valore zero: se l’impresa non ha ancora attivato il sistemaAutorità per l’energia elettrica e il gas 18
  19. 19. Copertura dei costi della misura: sintesi Dettaglio costi: Componente tariffaria: • GdM, componenti incluse (antenna, elettrovalvola, ecc.) t (mis) tcapex ,c ,i • installazione e messa in servizio GdM • manutenzione GdM base >G 6 • verifiche metrologiche t (ins) topex ele t (ins ) topex • raccolta dato senza telegestione (personale, uso automezzi) t (rac ) topex • SAC • trasmissione dati (eventuale scheda) t (tel ) t • eventuali antenne c/o SAC • eventuale contratto di outsourcing • concentratori • affitto spazi concentratori t (con) t ,d • manutenzione concentratori • eventuale contratto di outsourcingAutorità per l’energia elettrica e il gas 19
  20. 20. Sommario Il quadro di riferimento Adeguamento Deliberazione ARG/gas 155/08 Regolamentazione tariffaria SperimentazioneAutorità per l’energia elettrica e il gas 20
  21. 21. Sperimentazione multiservizio L’Autorità emanerà entro l’estate un provvedimento che individua procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi alla sperimentazione La sperimentazione sarà focalizzata su: • soluzioni di telelettura/telegestione • caratteristiche multiservizio • utilizzo per GdM ≤G6 con la sperimentazione l’Autorità si propone di valutare: • congruità e fattibilità (anche gestionale) • le caratteristiche dei nuovi sistemi di misura per elettricità e acqua • l’opportunità di differenziare la componente tariffaria t (con) t ,d sulla base di un parametro di densità relativo alle località serviteAutorità per l’energia elettrica e il gas 21

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