Presentazione al 4° Smart Utility Open Meter su uso, risultati ed esperienze del protocollo wireless m-bus 169 mhz per lo smart metering secondo la normativa UNI TS 11291 - Massimo Cesaro, CTO MeterLinq srl
Informazioni e chiarimenti relativi alle modalità applicative delle agevolazioni dal 1 aprile 2017
Incontro con le Associazioni dei consumatori - 23 maggio 2017
Ricarica dei veicoli elettrici in luoghi non accessibili al pubblicoARERA
Sperimentazione finalizzata a facilitare la ricarica dei veicoli elettrici in luoghi non accessibili al pubblico nelle fasce orarie notturne e festive (delibera 541/2020/R/eel)
Presentazione al 4° Smart Utility Open Meter su uso, risultati ed esperienze del protocollo wireless m-bus 169 mhz per lo smart metering secondo la normativa UNI TS 11291 - Massimo Cesaro, CTO MeterLinq srl
Informazioni e chiarimenti relativi alle modalità applicative delle agevolazioni dal 1 aprile 2017
Incontro con le Associazioni dei consumatori - 23 maggio 2017
Ricarica dei veicoli elettrici in luoghi non accessibili al pubblicoARERA
Sperimentazione finalizzata a facilitare la ricarica dei veicoli elettrici in luoghi non accessibili al pubblico nelle fasce orarie notturne e festive (delibera 541/2020/R/eel)
Regolazione della qualità tecnica del servizio di telecaloreARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020 Milano
Luca Bongiolatti - Direziojne teleriscaldamento e teleraffrescamento ARERA
Primi orientamenti in materia di regolazione della misura nel servizio di tel...ARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020, Milano
Luca Bongiolatti - Direzione teleriscaldamento e teleraffrescamento - ARERA
Regolazione della trasparenza del servizio di telecalore (TITT)ARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020 - Milano
Fabrizio Tadiello - Direzione teleriscaldamento e teleraffrescamento - ARERA
Teleriscaldamento - Modalità di esercizio del diritto di recessoARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020, Milano
Luca Bongiolatti - Direzione teleriscaldamento e teleraffrescamento - ARERA
Raccolta dati qualità commmerciale vendita: alcune criticitARERA
Spiegazioni e chiarimenti della Direzione Consumatori e Qualità del Servizio dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas in merito ai criteri di raccolta dei dati di qualità commerciale della vendita e a raccogliere proposte relative ai possibili indicatori da utilizzare per realizzare la pubblicazione comparativa delle performance di risposta ai reclami.
Indagine conoscitiva avviata con deliberazione 595/2015/R/idr sulle strategie...ARERA
Eleonora Bettenzoli
Responsabile Qualità ambientale e Misura
Direzione Sistemi idrici
Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico
Milano, 15 dicembre 2016
Regolazione della qualità tecnica del servizio di telecaloreARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020 Milano
Luca Bongiolatti - Direziojne teleriscaldamento e teleraffrescamento ARERA
Primi orientamenti in materia di regolazione della misura nel servizio di tel...ARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020, Milano
Luca Bongiolatti - Direzione teleriscaldamento e teleraffrescamento - ARERA
Regolazione della trasparenza del servizio di telecalore (TITT)ARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020 - Milano
Fabrizio Tadiello - Direzione teleriscaldamento e teleraffrescamento - ARERA
Teleriscaldamento - Modalità di esercizio del diritto di recessoARERA
Stato della regolazione del settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento - Seminario 6 febbraio 2020, Milano
Luca Bongiolatti - Direzione teleriscaldamento e teleraffrescamento - ARERA
Raccolta dati qualità commmerciale vendita: alcune criticitARERA
Spiegazioni e chiarimenti della Direzione Consumatori e Qualità del Servizio dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas in merito ai criteri di raccolta dei dati di qualità commerciale della vendita e a raccogliere proposte relative ai possibili indicatori da utilizzare per realizzare la pubblicazione comparativa delle performance di risposta ai reclami.
Indagine conoscitiva avviata con deliberazione 595/2015/R/idr sulle strategie...ARERA
Eleonora Bettenzoli
Responsabile Qualità ambientale e Misura
Direzione Sistemi idrici
Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico
Milano, 15 dicembre 2016
Proposta di indici di performance per la quantificazione delle criticità del ...ARERA
Prof. Mario Rosario Mazzola
Ing. Antonino Fortunato
Ing. Alessio Lombardo
Università degli Studi di Palermo - Dipartimento di Ingegneria
Civile, Ambientale, Aerospaziale, dei Materiali (DICAM)
Milano, 15 dicembre 2016
Proposta di indici di performance per la quantificazione delle criticità del ...ARERA
Prof. Mario Rosario Mazzola
Ing. Antonino Fortunato
Ing. Alessio Lombardo
Università degli Studi di Palermo – Dipartimento di Ingegneria
Civile, Ambientale, Aerospaziale, dei Materiali (DICAM)
Milano 15 dicembre 2016
Indici di performance per la quantificazione delle criticità del Servizio Idr...ARERA
Agostina Chiavola, Camilla Di Marcantonio
Dipartimento di Ingegneria Civile, Edile e Ambientale (DICEA), CRITEVAT
Università di Roma La Sapienza
Milano - 15 dicembre 2016
Proposta di indici di performance per la quantificazione delle criticità del ...ARERA
Prof. Mario Rosario Mazzola
Ing. Antonino Fortunato
Ing. Alessio Lombardo
Università degli Studi di Palermo – Dipartimento di Ingegneria
Civile, Ambientale, Aerospaziale, dei Materiali (DICAM)
Milano, 15 dicembre 2016
Terna 2017>2021 Enabling Energy TransitionTerna SpA
Terna presented its investment plan to enable Italy's energy transition over the period 2017-2021. Key points include:
- Total capex of €4 billion to support renewable energy integration and grid reinforcements, 30% higher than the previous plan.
- RAB expected to grow 2% annually to €15.6 billion by 2021 to accommodate new investments.
- Revenue guidance of €2.25 billion for 2017, up 7% over 2016. EBITDA guidance of €1.58 billion for 2017, up 3% over 2016.
- EPS CAGR target of 3% through 2021 with increased visibility from the regulatory framework.
- Continued focus on the regulated business while selectively
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
Regolazione dei sistemi semplici di produzione e consumo: la deliberazione 57...ARERA
Seminario organizzato da Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico, Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. e Agenzia delle dogane e dei monopoli
Milano 11 giugno 2015 - Roma 18 giugno 2015
REMIT - Regolamento UE n. 1227/2011 Istituzione del Registro nazionale degli ...ARERA
Il 28 dicembre 2011 è entrato in vigore per tutti gli Stati membri dell'Unione Europea il Regolamento sull'integrità e la trasparenza dei mercati energetici all'ingrosso (REMIT - Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency, No 1227/2011).
REMIT - Il registro nazionale degli operatori di mercatoARERA
Il 28 dicembre 2011 è entrato in vigore per tutti gli Stati membri dell'Unione Europea il Regolamento sull'integrità e la trasparenza dei mercati energetici all'ingrosso (REMIT - Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency, No 1227/2011).
L'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ha sviluppato il registro nazionale degli operatori di mercato.
Il 28 dicembre 2011 è entrato in vigore per tutti gli Stati membri dell'Unione Europea il Regolamento sull'integrità e la trasparenza dei mercati energetici all'ingrosso (REMIT - Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency, No 1227/2011).
L'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ha sviluppato il registro nazionale degli operatori di mercato. Modalita di registrazione degli operatori
Terna reported consolidated results for fiscal year 2016, with revenues increasing 1.0% to €2,103 million. EBITDA rose slightly by 0.4% to €1,545 million, while group net income increased 6.3% to €633 million. Capital expenditures decreased 23% to €854 million due to lower regulated capex. Net debt was reduced to €7,959 million compared to €8,003 million in 2015.
Best practices and technologies to overcome barriers to implementing smart wa...MiDo Srl
This paper reports the results of four years of pilot projects smart metering and monitoring of water networks in different scenarios and application environments, made with various public and private companies involved in the distribution of water resources
We want to prove that the applicability and economic sustainability of metering systems are only possible if you adopt open systems, versatile, interoperable, self-powered and complete.
Open systems, versatile, interoperable, self-powered and complete in other word means consisting of:
1. devices that can be connected to any type of mechanical counter or probes (pressure temperature etc.) via radio or wired using standardized protocols,
2. self-powered with a lifetime of 10 years at least,
3. complete with communication interfaces, and able to transmit the data autonomously to
4. data management systems provided as Software as a service (cloud computing service) or that can be interfaced to existing systems management software.
La normativa italiana per le smart grid (Federico Luiso, Autorità per l'Energ...Sardegna Ricerche
Presentazione di Federico Luiso (Autorità per l'Energia elettrica, il gas e il sistema idrico) durante l'evento "Gestione intelligente dell'energia: Normativa nelle Smart Grid", organizzato da Sardegna Ricerche a Macchiareddu il 18 dicembre 2017.
La validazione dei consumi energetici nella Pubblica Amministrazione RTC SPA
RTC propone una soluzione EDM (Energy Data Management) denominata “Emerald” pensata per dare supporto agli Energy Manager ed ai responsabili acquisti di aziende pubbliche nella gestione dell’approvvigionamento energetico, nella selezione di contratti e nel controllo della corretta esecuzione degli stessi. La soluzione è una piattaforma software che provvede alla validazione degli importi fatturati per i consumi energetici sia per controllarne la coerenza di spesa sia per verificare che gli oneri aggiuntivi vengano correttamente calcolati. Un sistema di validazione completo e strutturato è la base per gestire un budget previsionale di competenza. La soluzione è stata pensata per realtà con consumi multi-localizzati come centrale di monitoraggio e controllo della validità contrattuale.
Tesla Club Italy Revolution 2019 - Per un futuro elettrico semplice, oggi.Tesla Club Italy
Da più di cinque anni ci impegniamo quotidianamente per le soluzioni dedicate a chi guida un’auto elettrica e che contribuiscano al cambiamento verso una mobilità elettrica sempre più diffusa. Ogni giorno l’innovazione tecnologica pone nuove sfide e, come dimostra l’avventura Tesla, permette lo sviluppo di servizi e strumenti sempre migliori.
Ogni viaggio parte da casa, la maggior parte delle ricariche di un’auto avviene in ambito privato: forti della nostra esperienza nella e-mobility e del nostro ruolo nel mercato dell’energia, vi presentiamo un’ampia gamma di soluzioni tecniche pensate per la ricarica quotidiana, col focus sulla ricarica nei park di struttura e nei box di condominio.
Relatore: Sergio Torre, Direttore Business Development di Duferco Energia
The document provides an overview of the energy sector in Europe and emergency measures taken in response to high gas prices. It discusses:
1) Market trends in Europe including gas prices being highly correlated until 2022 and key sources of natural gas for Italy.
2) Emergency measures taken at the EU and Italian level including obligations to fill gas storage, reduce gas demand, cap electricity prices from renewable sources, provide direct support to consumers, and monitor gas import contracts.
3) Proposed reforms to electricity market design including changes to capacity allocation and support for renewables.
The document provides an overview of water services and waste management in Italy. It discusses:
1) The multi-level governance system for water services - from the national level Ministry down to local operators.
2) Issues like the large number of small operators and lack of data.
3) Regulations on technical quality, tariffs, and incentives for operators to improve infrastructure and performance.
4) Trends showing increases in planned and realized investments correlated with improved technical quality outcomes.
Seminario del 22 febbraio 23 nel quale sono stati illustrati i contenuti dei provvedimenti adottati dall'Autorità in attuazione dei decreti legislativi 199/21 e 210/21 in materia di autoconsumo di energia elettrica e, più in dettaglio:
le innovazioni regolatorie relative al Testo Integrato dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (TISSPC) di cui alla deliberazione 573/2022/R/eel e relative al Testo Integrato dei Sistemi Distribuzione Chiusi (TISDC) di cui alla deliberazione 556/2022/R/eel;
i contenuti del nuovo Testo Integrato della regolazione dell'autoconsumo diffuso (TIAD), che include il caso delle comunità energetiche, dei gruppi di autoconsumatori che agiscono collettivamente in edifici e condomini, nonché degli autoconsumatori individuali "a distanza".
Presentazione dello schema di l'articolato del TIDE posto in consultazione (685/2022/R/eel) e delle sue principali novità rispetto alla vigente regolazione del dispacciamento.
L'evoluzione della regolazione del settore idrico ARERA
Andrea Guerrini, componente del collegio di ARERA e presidente di WAREG, descrive gli impatti della legislazione dell’UE e lo sviluppo delle utility
secondo una "visione di contingenza" della regolazione.
L'intervento al webinar di presentazione del Libro Bianco "Valore Acqua per l'Italia" organizzato da The European House - Ambrosetti il 18 marzo 2020.
la registrazione video: https://youtu.be/v2Hdam5V5T0
Indagine sulla liberalizzazione del mercato dell'energia elettrica e il gasARERA
Monitoraggio retail: uno strumento per l’evoluzione del mercato
Marta Chicca, Direzione Mercati Retail e Tutele dei Consumatori di Energia - ARERA
Milano, 20 febbraio 2019
Indagine sulla liberalizzazione del mercato dell'energia elettrica e il gas
Smart metering di seconda generazione
1. Smart metering
di seconda generazione
Incontro con le associazioni dei consumatori
11 gennaio 2017
Le novità della regolazione
2. Programma dell’incontro
• La prima generazione di smart metering
Le fasi di sviluppo, i vantaggi e i limiti
• Smart metering di seconda generazione (2G)
Perché la seconda generazione: descrizione e benefici
• I tempi e le modalità
Discussione pubblica del piano e informazioni per i clienti
• I costi
I nuovi meccanismi di riconoscimento dei costi e l’impatto tariffario
2
3. Programma dell’incontro
• La prima generazione di smart metering
Le fasi di sviluppo, i vantaggi e i limiti
• Smart metering di seconda generazione (2G)
Perché la seconda generazione: descrizione e benefici
• I tempi e le modalità
Discussione pubblica del piano e informazioni per i clienti
• I costi
I nuovi meccanismi di riconoscimento dei costi e l’impatto tariffario
3
4. Come si è sviluppato lo smart metering in Italia
• Prima fase 2001-06 (spontanea)
• avviata nel 2001 da Enel (quasi completata nel 2006);
• avvii spontanei di ACEA (Roma) ed ex ASM (Brescia).
• Seconda fase 2007-11 (obbligatoria)
• deliberazione dell’Autorità 292/06 (dopo consultazione);
• obblighi di installazione di misuratori elettronici per tutte le imprese
distributrici (da completare entro il 2011)
(Liberalizzazione 1 luglio 2007: separazione tra società di distribuzione,
che svolge anche la misura, e società di vendita).
• Principali effetti positivi
• disponibilità di letture mensili effettive (telelettura);
• attivazione e disattivazione senza intervento in campo (telegestione);
• riduzione di costi (prevenzione allacci abusivi e frodi; costi di lettura);
• altre potenzialità: riduzione della potenza in caso di morosità (15% potenza
disponibile).
4
5. Smart metering in vari Paesi europei: tempi e costi
5
Costi smart metering
secondo uno studio della
Commissione europea
Italia: 97 euro/punto
Francia*: 135 euro/punto
G.Bretagna**: 161 euro/punto
Finlandia: 210 euro/punto
Olanda**: 220 euro/punto
Svezia: 288 euro/punto
Spagna: non disponibile
Fonte:
Comm.europea, SWD(2014) 189 final
* roll-out in corso
** roll-out in corso congiunto gas/ee
6. Alcuni concetti dello smart metering
• Telelettura: «dalla periferia al centro»
• Il misuratore rileva in continuo l’energia e i picchi di potenza;
• Il dato viene acquisito mensilmente aggregato per fasce orarie (misura oraria
solo per potenze > 55kW);
• Monitoraggio del buon funzionamento del contatore (es. guasti);
• LIMITI 1G: aumento del numero di clienti con telelettura del dato orario;
• Telegestione: «dal centro alla periferia»
• Attivazione, disattivazione, cambi di potenza senza intervento in campo;
• LIMITI 1G: possibilità di modificare rapidamente alcuni aspetti (es. giorni festivi,
fasce orarie) che richiedono riconfigurazione massiva (tutti i contatori);
• Dati istantanei: «dal contatore direttamente al cliente»
• Sperimentazione Enel a Isernia;
• LIMITI 1G: mancanza di piena interoperabilità con dispositivi realizzati da parti
terze; frequenza di invio dei dati (10 min) per non interferire con la
telelettura/telegestione.
6
7. Programma dell’incontro
• La prima generazione di smart metering
Le fasi di sviluppo, i vantaggi e i limiti
• Smart metering di seconda generazione (2G)
Perché la seconda generazione: descrizione e benefici
• I tempi e le modalità
Discussione pubblica del piano e informazioni per i clienti
• I costi
I nuovi meccanismi di riconoscimento dei costi e l’impatto tariffario
7
8. Contesto normativo
8
• D.Lgs. 102/14: nuove attribuzioni di legge all’Autorità da
svolgere entro luglio 2016
«…nella prospettiva di un progressivo miglioramento delle prestazioni dei
sistemi di misurazione intelligenti e dei contatori intelligenti, … al fine di
renderli sempre più aderenti alle esigenze del cliente finale, … l’Autorità
definisce … le specifiche abilitanti dei sistemi di misurazione intelligenti, …
affinché:
a.… informazioni sul tempo effettivo di utilizzo
b.… sicurezza e riservatezza
c.… energia elettrica immessa nella rete
d.… messa a disposizione dei dati al cliente o a un terzo univocamente
designato dal cliente
e.… funzionalità per la domanda attiva»;
• obbligo di verificazione quindicennale a partire dal 2022 (MID)
9. Smart metering 2G: nuove funzionalità
9
OBIETTIVI COME?
Aumentare l’efficienza di telelettura
(attualmente: 96%) e telegestione
2 canali (tecnologie differenti: PLC / radio) per
l’impresa distributrice
Aumentare la granularità delle
misure di energia rilevata in
telelettura
Energia consumata registrata ogni 15 minuti
(curva giornaliera di 96 valori) e trasmessa
all’impresa distributrice
Rendere le misure validate
disponibili ai venditori entro 24h
Curve di energia rilevate giornalmente,
validate dal distributore e trasferite
tempestivamente al venditore tramite SII
Consegnare dati in tempo reale al
cliente
1 canale per i clienti con dispositivo
(dati istantanei, non validati)
Permettere al misuratore di
inoltrare spontaneamente messaggi
Messaggi spontanei su evento (es.
interruzione) dal misuratore al sistema
Possibilità di nuovi processi e servizi grazie alla disponibilità più
veloce di dati validati ai venditori (e agli altri attori della filiera)
e di dati istantanei non validati al cliente dettagli
10. 2G: «chain 1» e «chain 2», dati validati e non validati
Chain 1:
«dal contatore al cliente tramite il venditore»
Contatore > concentratore > distributore > SII > venditore > cliente
Scopi principali: miglioramento performance attività
commerciali e fatturazione
Rinforzata
Chain 2:
«dal contatore direttamente al cliente (o terzi)»
Contatore > dispositivo ( > fornitore di servizi / > apparecchi finali)
Scopi principali: monitoraggio «energy footprint»
e offerte innovative (integrate con altri servizi)
Nuova (non presente in 1G)
DATI VALIDATI
(dal distributore)
utilizzabili
dal venditore
per la fatturazione
DATI NON VALIDATI
utilizzabili
dal venditore
o da altri soggetti
designati dal cliente
per informazione
o per servizi
di efficienza energ.
10
11. 2G: «chain 1» e «chain 2», dati validati e non validati
Imprese di
distribuzione
SII Società di vendita
Servizi terzi
(es: monitoraggio
energy footprint) Clienti finali
Chain 1
Chain 2
Dati validati
Disponibilità
al venditore
in 24/30 ore
Dati non
validati
Disponibilità
immediata
Nuova
Rinforzata
11
12. 1G
Nuovi processi / servizi: fatturazione
12
2G
- chain 1: disponibilità di dati quartorari validati, più prossimi al momento del
consumo e messi a disposizione del venditore con frequenza giornaliera;
- fatturazione effettuabile in modo continuo, con ritardi minimi rispetto al
consumo, e con maggiore precisione, con minore ricorso a stime e conguagli
(ad eccezione di casi di emergenza, i.e. malfunzionamenti).
- i venditori ricevono dai distributori dati di misura una volta al mese,
tipicamente entro il giorno 20 del mese successivo;
- il calcolo dei consumi avviene per tutti i clienti nello stesso periodo oppure si
“allontana” dal momento del consumo effettivo.
Maggiore precisione delle fatture (riduzione delle stime di coda)
Minore reclamosità delle attività commerciali
benefici
12
13. Nuovi processi / servizi: definizione delle offerte
13
2G
- possibilità per il venditore di configurare alcuni aspetti del misuratore (tramite
il sistema di smart metering gestito dal distributore);
- in particolare possibilità per il venditore di definire sino a 6 fasce di prezzo
giornaliere multiorarie (con visualizzazione dei totali sul display) e di
modificare i parametri contrattuali (es. condizioni di riservatezza su display,
visualizzazione su display dei registri «congelati» al giorno corrispondente
alla fatturazione, in modo da rendere più facilmente controllabili le fatture);
- facilità di riprogrammazione e di cambio della struttura delle fasce.
- -- personalizzazione non fattibile; solo fasce orarie definite dall’Autorità.
Ampliamento delle opportunità commerciali: offerte con nuove fasce
orarie più aderenti alle esigenze di ciascun cliente finale
Maggiore coinvolgimento del consumatore
benefici
1G
14. Nuovi processi / servizi: switching
14
2G
- possibilità di effettuare lo switching infra-mese sulla base di dati effettivi;
- possibilità di disporre tempestivamente dei dati di misura per la fattura di
chiusura;
- prolungata disponibilità sul display del contatore del dato di lettura
corrispondente alla data di switching.
- - switching solo all’1 del mese (tempi di attesa fino a 50 gg).
Riduzione dei tempi di switching;
Riduzione dei tempi necessari per l’emissione della fattura di chiusura;
Miglioramenti della customer satisfaction;
Controllabilità del dato e riduzione delle controversie.
benefici
1G
15. benefici
Nuovi processi / servizi: offerte pre-pagate
2G
1G
- nuovi contratti condizionati dall’esistenza di un credito nella titolarità del
cliente e da sistemi automatici e veloci di riscontro dell’esaurimento del
credito e suo ripristino (cfr. contratti del settore telefonia);
- possibilità, per il venditore, di verificare velocemente il credito residuo
(tramite chain 2 o tramite chiamata spontanea su chain 1) e usare modalità
personalizzate di comunicazione al cliente (tramite altro canale es. web,
smartphone, etc.).
- teoricamente fattibile solo senza verifica del credito.
Maggior controllo del cliente sulla spesa (visualizzazione sul display del
monte kWh residuo);
Possibilità di scegliere soluzioni commerciali più specifiche (es: seconde
case, consumi in particolari periodi, etc.).
15
16. Nuovi processi / servizi: energy footprint e reporting
16
2G
- flusso di dati non validati resi disponibili immediatamente (tramite chain 2);
- feedback diretti immediati (anche per tramite di apparecchiature specifiche o
web + smartphone) e feedback indiretti (analisi sul consumo effettuato);
- possibilità di analisi dei dati di misura e nuove proposte di servizio
(proposizione di offerte commerciali con rilevazione del footprint);
- interesse sia da parte dei clienti finali che da altri attori (eventuali terze parti
o service provider).
- Mancanza di interoperabilità con dispositivi di parti terze.
Riduzione dei consumi, modifica delle abitudini d’uso della risorsa
energia elettrica;
Maggiore consapevolezza nella scelta delle offerte.
benefici
1G
17. Nuovi processi / servizi: verso la domanda attiva
2G
- maggiore osservabilità della rete e delle variazioni anomale delle curve di
prelievo e degli eventi di tensione (es. interruzioni);
- efficienza dei processi tra i diversi attori (es. dispacciamento, settlement);
- in prospettiva: diffusione di sistemi di domotica e attivazione di contratti di
demand side response con possibilità di distacco dei carichi da remoto in
tempi brevi;
- in prospettiva: possibilità per i clienti in prelievo di offrire risorse di
bilanciamento.
limiti dovuti alla telelettura su base mensile di dati aggregati per fasce orarie
Semplificazione dei processi di sistema e quindi riduzione dei costi
trasferiti al cliente;
In prospettiva: ampliamento del ruolo del consumatore e maggiore
qualità del servizio.
17
1G
benefici
18. Programma dell’incontro
• La prima generazione di smart metering
Le fasi di sviluppo, i vantaggi e i limiti
• Smart metering di seconda generazione (2G)
Perché la seconda generazione: descrizione e benefici
• I tempi e le modalità
Discussione pubblica del piano e informazioni per i clienti
• I costi
I nuovi meccanismi di riconoscimento dei costi e l’impatto tariffario
18
19. Quando?
• Il nuovo quadro regolatorio (per il momento) non fissa
scadenze di avvio, né di completamento messa in servizio
• Il d.lgs 102/2014 non fissa una data di decorrenza dell’obbligo di messa in
servizio;
• per un contatore BT la sostituzione costa meno della verifica in campo;
• Approccio flessibile in linea con le differenze esistenti e con
l’economicità del servizio
• Le imprese devono presentare un piano di messa in servizio 2G;
• L’approvazione del regolatore tiene conto delle osservazioni formulate dai
soggetti interessati (possibili eventuali aggiustamenti del piano);
• Il nuovo metodo di riconoscimento dei costi considera anche il rispetto degli
obblighi di messa a regime (introdotti per far sì che, una volta che il piano è
partito, i benefici si possano realizzare velocemente).
19
20. Principali novità nel nuovo quadro regolatorio (646/2016)
1. Piano di messa in servizio 2G
• Le imprese distributrici con più di 100.000 punti devono proporre e
pubblicare un proprio piano di durata 15 anni (non c’era per 1G);
• Il piano 2G è una previsione di volumi di misuratori e relative spese,
distinguendo tra «fase massiva» e fase di «gestione utenza»;
• Il piano deve contenere una presentazione dell’impresa, il territorio
servito e il numero utenti; le performance effettive e criticità del
sistema 1G e le performance attese del sistema 2G;
• Il piano deve indicare gli impatti del sistema 2G su utenti, venditori,
distribuzione e descrivere le modalità di comunicazione del piano
meter 2G agli utenti.
2. Schemi regolatori per la riduzione dei costi e la
stabilizzazione tariffaria
• Sezione successiva «costi»
20
21. Quali informazioni sono disponibili? Per l’utente
• L’impresa distributrice è tenuta a pubblicare anche
programmi di dettaglio semestrali per la fase di messa in
servizio massiva di misuratori 2G
• I programmi di dettaglio indicano per ciascun territorio
(di norma comunale, o più piccolo per le grandi città) durante
la fase «massiva»
• il relativo crono-programma
• i mesi previsti di inizio e di fine
• (a partire dal terzo programma di dettaglio) i consuntivi di avanzamento
• Il meccanismo regolatorio inoltre favorisce:
• Tempi rapidi di sostituzione del misuratore (= minori costi)
• Adeguata comunicazione al cliente (per migliore accessibilità)
21
22. La prima proposta di piano di messa in servizio 2G
• e-distribuzione ha presentato proposta di piano di messa in
servizio 2G
• Il piano e una sua presentazione di sintesi sono disponibili
sul sito di e-distribuzione dal 2 dicembre
• Entro 11 gennaio: domande dei soggetti interessati
• 20 gennaio, Roma: giornata di discussione pubblica con
presentazione e risposta a domande
• Entro 2 febbraio: e-distribuzione trasmette osservazioni, repliche ed
eventuale piano 2G modificato all’Autorità
• Decisione dell’Autorità attesa nella prima decade di marzo
• Approvazione con eventuali condizioni (percorso abbreviato)
• Oppure rinvio per ulteriori approfondimenti (percorso ordinario)
22
23. Programma dell’incontro
• La prima generazione di smart metering
Le fasi di sviluppo, i vantaggi e i limiti
• Smart metering di seconda generazione (2G)
Perché la seconda generazione: descrizione e benefici
• I tempi e le modalità
Discussione pubblica del piano e informazioni per i clienti
• I costi
I nuovi meccanismi di riconoscimento dei costi e l’impatto tariffario
23
24. 1. Piano di messa in servizio 2G
• Vd sezione precedente «i tempi e le modalità»
2. Schemi regolatori per la riduzione dei costi e la
stabilizzazione tariffaria
• superamento del riconoscimento dei costi a consuntivo
e meccanismo incentivante la riduzione dei costi
• piano convenzionale di installazione a fini tariffari
• stabilizzazione delle tariffe
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Principali novità nel nuovo quadro regolatorio (646/2016)
25. Superamento del riconoscimento dei costi a consuntivo
• Con l’obiettivo di incentivare ancor più la riduzione dei costi
del servizio, per i sistemi 2G l’Autorità ha superato il criterio di
riconoscimento dei costi a consuntivo
• Seguendo le best practices internazionali, l’Autorità fissa un
costo standard che viene utilizzato per definire il sentiero di
spesa prevista (ossia le previsioni di spesa per investimento,
anno per anno, su quindici anni)
• Il costo standard tiene conto anche delle previsioni delle imprese
• L’impresa ha un incentivo a fare previsioni ragionevoli e accurate della
propria spesa (mediante penalità per previsione errate)
• Se l’impresa spende meno di quanto previsto trattiene una parte dei
benefici (fino a 25%). La restante parte dei benefici viene trasferita
immediatamente agli utenti (75% o più)
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26. Piano convenzionale di installazione
• L’Autorità riconosce i costi tenendo conto di un piano
convenzionale di installazione basato sulla previsione
di «fine vita» (15 anni) dei misuratori 1G
• Se il piano effettivo di installazione dell’impresa è più rapido del piano
convenzionale il riconoscimento dei costi 2G resta comunque basato
sul piano convenzionale
• Eventuali significativi anticipi decisi dal distributore nella sostituzione
dei misuratori 1G rispetto alla vita utile di 15 anni, salvo che siano
compensati da attese di altri significativi risparmi in termini di costi,
sono disincentivati poiché, non trovando immediata remunerazione,
risultano in una riduzione dei rendimenti
• In ogni caso l’impresa che sostituisce i misuratori 1G deve rispettare
gli obblighi di messa a regime 2G (deliberazione 87/2016, alleg. B).
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27. Quanto costa all’utente? DOMESTICO
• Costo della misura 1G (Euro/punto, valori correnti)
• Riferimenti:
• Del. 5/04
• Del. 275/06
• Del. 348/07
• Del. 199/11
• Del. 654/15
• Del. 799/16
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28. Quanto costa all’utente? ALTRI USI BT
• Costo della misura 1G (Euro/punto, valori correnti)
• Riferimenti:
• Del. 5/04
• Del. 275/06
• Del. 348/07
• Del. 199/11
• Del. 654/15
• Del. 778/16
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29. Quanto costerà all’utente? Stabilizzazione tariffaria
• Meccanismi per ridurre l’effetto di «gobba delle
tariffe 1G» e per rispecchiare la natura continua del
servizio di misura:
• per ciascun punto di prelievo, il riconoscimento tariffario 2G inizia
soltanto quando il riconoscimento tariffario 1G è concluso (effetto
del «piano convenzionale»)
• nuovo meccanismo di «rata costante» per la remunerazione e
l’ammortamento del capitale investito (oggi si usano rate
decrescenti)
• aggiornamento della durata della vita utile regolatoria, unica e pari a
15 anni per tutti i cespiti relativi al servizio di misura 2G (nel sistema
1G, la durata per alcuni cespiti era inferiore)
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30. Quanto costerà all’utente? Invarianza tariffaria
• Il quadro regolatorio 2G prevede inoltre la facoltà
per l’impresa di ricorrere a un percorso abbreviato
di analisi e di approvazione del piano 2G
• Il percorso abbreviato prevede l’approvazione entro 90 giorni
• Il percorso abbreviato è applicato solo alle imprese
che prevedono una spesa tale da non comportare
aumenti in tariffa
• invarianza tariffaria riferita al valore medio delle tariffe di misura
2017-2031, espresse in termini reali
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32. Slide di back up
Incontro con le associazioni dei consumatori
11 gennaio 2017
33. Il percorso fatto e i riferimenti
• Decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102
• Definizione delle specifiche
• consultazione dell’Autorità 7 agosto 2015, 416/2015/R/eel
• scheda di approfondimento novembre 2015 e seminario 11 dic 2015
• deliberazione 8 marzo 2016 87/2016/R/eel
• Definizione del quadro regolatorio
• consultazione "riconoscimento costi" 26 maggio 2016,
267/2016/R/eel
• consultazione "riconoscimento costi" 4 agosto 2016, 457/2016/R/eel
• consultazione "benefici potenziali" 4 agosto 2016, 468/2016/R/eel
• deliberazione 10 novembre 2016, 646/2016/R/eel
34. Alcuni concetti dello smart metering
• Tipologia di misuratori
• Fino a 10 kW: monofase (inclusi tutti i domestici);
• oltre 10 kW trifase (piccole/medie attività produttive)
• Tipologia di comunicazione
• Messaggi dal contatore al concentratore: su linea elettrica (PLC –
power line carrier) con protocollo di comunicazione «proprietario»
• Esperienza precedente al mandato di standardizzazione M441 della
Commissione Europea (2009) in base al quale sono stato poi definite
3 famiglie di protocolli standard Cenelec per la telegestione utilizzabili
da tutti i costruttori di sistemi di smart metering
• Messaggi dal concentratore al distributore: telefonia mobile (standard:
GSM/GPRS con SIM presso il concentratore)
(torna alla presentazione)
35. Prestazioni e messa a regime
• Rispetto alla prima generazione (delibera del 2006), per la
seconda generazione l’Autorità ha definito dei livelli attesi
di prestazione:
• Disponibilità giornaliera delle curve quartorarie
95% a 24 ore, 97% a 96 ore
• Successo operazioni di telegestione
94% a 4 ore, 97% a 24 ore
• Riprogrammazione massiva dal centro
94% dei contatori in 30 giorni, 98% in 60 giorni
• Segnalazioni spontanee da contatore, ad es. per interruzione
88-90% entro 1 ora (in relazione all’intensità di utilizzo)
• Questi livelli di servizio devono essere resi disponibili in
tempi rapidi (All. B del. 87/2016)
36. Esempi di applicazioni possibili (fonte: Gruppo lavoro CEI)
• Consapevolezza dei consumi del cliente (andamento
anche in tempo quasi reale in casa o su smartphone)
• Allarmi: per interruzioni del servizio, superamento limiti
di potenza ed esaurimento credito prepagato.
• Fornitura di dati per automazione e pianificazione degli
elettrodomestici intelligenti per limitarne i costi di
utilizzo e certificazione degli interventi di supporto alla
rete con remunerazione in momenti critici («Demand
Response»)
(torna alla presentazione)
Editor's Notes
MD: ultima riga, sostituito potenza minima vitale con riduzione della potenza in caso di morosità