Condizioni normative e regolatorie per lo sviluppo delle reti di distribuzione

I provvedimenti che possono influenzare in modo significativo gli investimenti e lo sviluppo della rete elettrica, sono le deliberazioni AEEGSI relative alla regolazione della qualità, della continuità del servizio e alla regolazione dell’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica e delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione.

Qualità del servizio (TIQE)

Dall’anno 2000 l’AEEGSI ha definito standard di continuità del servizio per ridurre le interruzioni subite dagli utenti, sia in termini di numero sia di durata, tramite l’introduzione di “livelli obiettivo” (uniformi sul territorio nazionale e differenziati solamente per tipologia di rete) che rappresentano i livelli di continuità del servizio che ciascun distributore è tenuto a raggiungere nei diversi ambiti territoriali e un meccanismo premi-penalità in modo da prevede il raggiungimento di livelli obiettivo entro il 2015 per la durata delle interruzioni ed entro il 2019 per il numero di interruzioni.

In tale contesto, i DSO che non riescono a rispettare gli obiettivi annui devono versare delle penalità calcolate in misura proporzionale sia alla differenza tra il livello raggiunto e il tendenziale assegnato, sia all’energia distribuita nell’ambito.

Per i DSO che ottengono miglioramenti superiori a quanto stabilito, sono previsti dei riconoscimenti economici calcolati analogamente a quanto avviene per le penali. Con il nuovo ciclo regolatorio, l’AEEGSI ha indicato nel nuovo TIQE (ARG/elt 198/11) le regole per il periodo regolatorio attualmente vigente (2012-2015).

In generale è stato confermato lo schema utilizzato per gli anni 2008-2011 con alcune novità di rilievo, finalizzate a premiare, senza maggiori impatti in tariffa, una rapida convergenza tra i livelli di continuità del Nord e del Sud del Paese.

Regolazione dell’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica e delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione delle utenze passive (TIT, TIME, TIC) Le reti di distribuzione devono consentire la connessione in sicurezza (secondo le prescrizioni definite dall’AEEGSI) di tutte le utenze attive e passive che ne fanno richiesta.

Questo spinge i DSO a tenere sempre monitorati i flussi di potenza sulla propria rete in modo da poter garantire le connessioni. Con riferimento alle perdite di rete, l’Autorità ha avviato due procedimenti con l’obiettivo di promuovere un utilizzo più efficiente della rete. Il primo, introdotto con la deliberazione ARG/elt 52/11, ha previsto la revisione dei fattori di perdita standard di energia elettrica sulle reti di trasmissione, da applicarsi all’energia elettrica immessa nelle reti di media e bassa tensione, tenendo conto, tra l’altro, dello sviluppo e della crescita della generazione diffusa. Il secondo provvedimento ha invece riguardato l’energia reattiva; in particolare, con il documento per la consultazione 76/2012/R/eel, l’Autorità ha esposto i primi orientamenti per la modifica della regolamentazione tariffaria dei prelievi di energia reattiva, prevedendo, in linea generale, una maggiore aderenza dei corrispettivi ai costi generati, attraverso la considerazione degli effetti dell’energia reattiva sull’utilizzo della capacità di trasporto e sulle perdite di rete.

Il documento ha proposto ipotesi di modifiche della regolazione esistente in relazione: al livello dei corrispettivi unitari applicati che rispecchino l’utilizzo della capacità di trasporto e le conseguenti perdite di rete, alla soglia del fattore di potenza ammesso, e allo schema tariffario, mentre è stata prevista, in continuità con la regolazione vigente, l’applicazione delle maggiorazioni per prelievi di energia reattiva limitatamente ai punti di prelievo con potenza disponibile pari o superiore a 16,5 kW.

Con la deliberazione ARG/elt 199/11, l’Autorità ha infine avviato il processo di razionalizzazione della regolazione del servizio di misura dell’energia elettrica,istituendo il Testo integrato del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME).

Quest’ultimo ricomprende un primo corpo di disposizioni enucleato nel Testo integrato trasporto (TIT), predisponendolo come un testo unico disciplinare teso a unificare e uniformare tutti gli aspetti della disciplina, evitando disallineamenti tra le diverse disposizioni regolatorie afferenti al servizio di misura, oggi vigenti. Le principali modifiche rispetto alla precedente regolazione sono state adottati già dall’1 gennaio 2012, in particolare con riferimento:

• alla determinazione del costo riconosciuto a copertura dei costi operativi e alla fissazione dell’x-factor, l’orizzonte temporale per il riassorbimento dei maggiori recuperi di produttività è stato allineato a quello previsto per il servizio di distribuzione;

• all’enucleazione della quota parte della tariffa a copertura del valore residuo dei misuratori dismessi, prevedendo che tale costo sia coperto con una componente tariffaria, a valore reale costante, entro il 2027, assicurando nel contempo, attraverso un opportuno meccanismo perequativo, che i ricavi tariffari siano ripartiti tra le imprese di distribuzione proporzionalmente ai costi sostenuti;

• all’affidamento a Terna della responsabilità dell’erogazione del servizio di rilevazione e registrazione delle misure nei punti di interconnessione con la RTN e nei punti di prelievo di clienti finali connessi direttamente con la RTN, a seguito della suddetta ricognizione che consentirà di raccogliere gli elementi utili a determinare le modalità del passaggio.

In questo contesto, per quanto attiene l’attività di misura, gli investimenti che è possibile effettuare sulla rete elettrica sono legati alla possibile sostituzione di contatori elettronici ormai obsoleti, all’installazione di nuovi contatori elettronici relativi a nuove richieste di connessione, evoluzione delle procedure di telegestione dei contatori stessi e dell’intero sistema di misura.