Elettricità Futura ha trasmesso ad ARERA le proprie osservazioni in relazione al DCO 173/2023/R/eel del 21 aprile 2023 “Verso un modello di sviluppo selettivo degli investimenti nella rete di distribuzione dell’energia elettrica - Orientamenti per lo sviluppo delle reti e i relativi Piani”.
In generale, Elettricità Futura accoglie positivamente le modifiche proposte da ARERA sull’aggiornamento della regolazione che disciplina la predisposizione e consultazione dei Piani di Sviluppo delle reti di distribuzione da parte delle imprese di distribuzione di maggiori dimensioni e sugli aspetti di rilievo per il futuro sviluppo delle reti.
Elettricità Futura valuta anche positivamente l’attenzione ai temi della trasparenza informativa, degli investimenti per lo sviluppo delle reti e della cooperazione tra gli attori del settore.
Anche in considerazione dei ritardi già accumulati per questo processo di aggiornamento, Elettricità Futura ritiene opportuno prevedere una congrua tempistica implementativa soprattutto alla luce della complessità degli argomenti che i DSO dovranno integrare nei propri Piani di Sviluppo e dei numerosi interventi regolatori di cui si attende ancora la pubblicazione da parte dell’Autorità.
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Osservazioni generali
In linea generale, accogliamo positivamente le modifiche proposte da ARERA sull’aggiornamento della regolazione che disciplina la predisposizione e consultazione dei Piani di Sviluppo delle reti di distribuzione da parte delle imprese di distribuzione di maggiori dimensioni e sugli aspetti di rilievo per il futuro sviluppo delle reti. Il DCO, infatti, mette ordine nell’attività di pianificazione di DSO al fine di recepire sia quanto previsto dalla normativa nazionale e comunitaria che per garantire una sinergia con la pianificazione svolta dai TSO di elettricità e gas e anche con quanto è stato sviluppato negli scorsi anni/mesi con riferimento ai DSO (regolazione sulla qualità del servizio, resilienza, progetti pilota).
Apprezziamo inoltre l’attenzione ai temi della trasparenza informativa e il tentativo di individuare a regime dei driver da utilizzare per effettuare valutazioni accurate sugli investimenti effettivi per lo sviluppo delle reti di distribuzione. Molto positivi anche gli orientamenti per favorire la cooperazione con altri stakeholder e attori del settore, quali ad esempio i CPO per quanto riguarda la realizzazione delle infrastrutture di ricarica per i veicoli elettrici. Su quest’ultimo tema riteniamo importante che ci sia una cooperazione non solo con i CPO, ma anche con i venditori di energia e gli altri stakeholder della filiera interessati.
Riteniamo però che questo processo di aggiornamento avrebbe potuto essere avviato già qualche anno fa, al fine di garantire una linearità anche con il processo di aggiornamento della regolazione sulla trasmissione di energia elettrica. Un aggiornamento più tempestivo e coordinato avrebbe potuto giovare sulla programmazione e progettazione da parte dei DSO delle attività recentemente avviate per i progetti pilota per l’approvvigionamento di servizi ancillari locali.
In considerazione di ciò, riteniamo opportuno prevedere una congrua tempistica implementativa soprattutto alla luce della complessità degli argomenti che i DSO dovranno integrare nei propri Piani di Sviluppo e dei numerosi interventi regolatori di cui si attende ancora la pubblicazione da parte dell’Autorità.
Con particolare riferimento a quest’ultimo aspetto, si cita a titolo esemplificativo la Delibera- quadro sul ROSS-integrale e i successivi documenti di consultazione relativi a ciascun servizio infrastrutturale (tra cui anche il servizio della distribuzione elettrica) nell’ambito del quali dovrebbe essere declinata la modalità di quantificazione e di rendicontazione dei costi unitari per categoria di investimento e la correlata stima dei costi operativi.
Osservazioni di dettaglio
S 1. Osservazioni in merito alle priorità per lo sviluppo selettivo degli investimenti nelle reti di distribuzione dell’energia elettrica, indicando se possibile un livello di importanza (es. elevato, medio, limitato) annesso a ciascun driver. Si suggerisce di indicare tre priorità chiave.
Rispetto a quanto riportato nel paragrafo 5, evidenziamo che occorre non moltiplicare driver che sono in realtà uno effetto dell’altro. In generale riteniamo che i tre driver principali siano:
- l’incremento (o variazione) della richiesta di utilizzo della rete in prelievo e immissione;
- la continuità e qualità del servizio;
- la digitalizzazione della rete.
In particolare, la digitalizzazione si compone di attività completamente all'interno del perimetro DSO, come l'estensione del telecontrollo alle reti di bassa tensione, l'estensione dell'automazione di rete, la digitalizzazione della cartografia, dei dati di esercizio, dei dati O&M ecc. e di attività che coinvolgono l'utente, contribuendo a renderlo utente smart come l'osservabilità e la controllabilità. Quest'osservazione, connessa alla digitalizzazione, vale anche per la categorizzazione degli investimenti riportata al punto 7.7 b.
Invece, l'integrazione dei veicoli elettrici e l'elettrificazione della domanda relativa al benessere ambientale (HVAC) e la cottura dei cibi è il driver di "Crescita del carico/elettrificazione", mentre l'aumento della generazione distribuita è il driver dell'incremento di domanda lato produzione e accumulo. In entrambi i casi il KPI su cui misurare le performance del DSO è l'hosting capacity. Altro esempio riguarda la gestione dei flussi di potenza reattiva che è il driver, mentre la qualità della tensione (almeno in parte) e la riduzione delle perdite sono i KPI che la misurano.
S 2.Osservazioni in merito agli orientamenti riguardo le tempistiche dei Piani di sviluppo a regime a partire dal 2025.
Riteniamo che dal punto di vista dello sviluppo dell’infrastruttura elettrica sia fondamentale che vi sia coordinamento tra quanto prospettato negli scenari tra Terna e quanto proposto nei piani di sviluppo dei DSO.
Inoltre, in relazione alle tempistiche di redazione, consultazione pubblica e pubblicazione dei Piani di Sviluppo delle reti elettriche proposte dall’Autorità a partire dal 2025, alla luce del fatto che ai fini del monitoraggio dello stato di avanzamento dei Piani sarà necessario esporre informazioni e dati relativi al 31 dicembre dell’anno precedente, riteniamo opportuno proporre all’Autorità un posticipo di due mesi fissando quindi la nuova deadline di invio del documento pre- consultazione al 31 marzo, con un conseguente slittamento di tutte le altre tempistiche. Riguardo la “pre-consultazione” dei PdS si veda comunque quanto espresso nella risposta seguente.
S 3.Osservazioni in merito agli orientamenti riguardo le tempistiche dei Piani di sviluppo 2023 in chiave di transizione graduale.
Riteniamo che 30 gg per la conclusione del processo di consultazione sia un periodo di tempo ristretto se si considera che più DSO avvieranno le consultazioni sulle proprie proposte di PdS nello stesso momento. Chiediamo che il periodo di tempo per la consultazione sia esteso ad almeno 60 giorni.
Crediamo inoltre che il passaggio di cui alla lettera a) del punto 6.11 del DCO, che consiste nell’invio da parte del DSO ad ARERA della versione “pre-consultazione” dei PdS sia non indispensabile e quindi potrebbe essere evitato.
In ogni caso, per consentire ai DSO di disporre di tempo sufficiente per redigere i Piani di Sviluppo 2023 con le integrazioni previste dalla Delibera una volta che sarà approvata, e considerando i necessari passaggi di approvazione da parte dei vertici aziendali, chiediamo che tutte le tempistiche ipotizzate per la predisposizione dei Piani di sviluppo 2023 siano slittate di 30 giorni.
S 4.Osservazioni in merito agli orientamenti espressi dall’Autorità riguardo gli elementi metodologici da esplicitare nei Piani di sviluppo 2023.
Le proposte indicate dal Regolatore, seppur condivisibili in termini generali e soprattutto sotto il profilo dello sviluppo selettivo degli investimenti, presentano non solo una notevole livello di discontinuità rispetto ai Piani precedenti ma anche una granularità informativa non richiesto dalla normativa primaria. A tal proposito e alla luce della tempistica estremamente compressa definita da ARERA, evidenziamo la necessità di poter elaborare il PdS 2023 in continuità con quelli precedenti redatti, con contenuti opportunamente integrati in coerenza con i cambiamenti legislativi intervenuti.
Con riferimento al tema della flessibilità, riteniamo che sarebbe stato più efficace indurre i DSO a definire i propri fabbisogni di flessibilità prima dei relativi progetti pilota, anche in considerazione del fatto che è intenzione di ARERA stabilire una regolazione a regime in merito, dopo la pubblicazione e l’entrata in vigore del TIDE.
Detto ciò, suggeriamo che, per i DSO che hanno presentato progetti pilota (o che sono in procinto di farlo) e che entro l’estate 2023 potrebbero essere approvati da ARERA, si preveda l’inserimento degli stessi all’interno dei PdS. Rispetto al punto 7.6 suggeriamo anche di inserire una categoria di «progetti software» o «digitalizzazione» in cui dar conto della pianificazione e stato di avanzamento di attività quali sviluppo telecontrollo e automazione di rete, stato di avanzamento osservabilità e controllabilità utenti di rete (adeguamento alle norme di connessione), ecc.
S 5.Osservazioni in merito agli orientamenti espressi dall’Autorità riguardo la stima dei costi nei Piani di sviluppo 2023.
Sebbene condividiamo la proposta di accompagnare il PdS con una nota che specifichi le modalità di stima dei costi, non appare condivisibile, invece, l’esposizione di “costi unitari di investimento” e del relativo costo operativo associato, in quanto riteniamo che l’utilizzo di tali indicatori possa comportare il rischio di rappresentare, mediandoli, costi territoriali specifici molto diversi tra loro.
Esprimiamo inoltre alcune perplessità relativamente alla possibilità di “comparazione dei costi delle misure di investimento e di flessibilità e delle altre misure alternative”. Ad oggi, infatti, non vi sono ancora né metodologie mature e standardizzate applicabili per la stima dell'effettivo fabbisogno per il Sistema di approvvigionarsi di servizi di flessibilità locale né norme tecniche abbastanza sviluppate per definire le regole di fornitura del servizio da parte dell’utente. Riteniamo quindi auspicabile lo sviluppo di metodologie condivise per la comparazione dei costi in maniera congrua con le tempistiche espresse dal Documento di consultazione.
S 6.Osservazioni in merito agli orientamenti espressi dall’Autorità riguardo l’evoluzione degli aspetti metodologici dei piani nel resto del 2023 e nel corso del 2024.
Riteniamo condivisibile l’importanza di prevedere regole e metodologie armonizzate per la strutturazione dei futuri PdS, in modo da consentire di strutturare in maniera omogenea i Piani dei Distributori, coerentemente con quanto già previsto per la Resilienza.
Tuttavia, sulla base di quanto appreso durante i tavoli di lavoro che si sono tenuti nel corso degli scorsi anni allo scopo di standardizzare i metodi utilizzati per la predisposizione dei Piani di Resilienza, ravvisiamo la possibilità di incontrare significative difficoltà nella predisposizione di tali metodologie.
Inoltre, con particolare riferimento alla definizione comune delle categorie elementari di investimento per la stima dei relativi costi unitari, sarà certamente utile attendere quanto emergerà nell’ambito dei focus group e seminari previsti dall’Autorità, oltre ai Documenti di consultazione relativi al ROSS-integrale che dovranno essere pubblicati plausibilmente nel corso del 2024.
Invece, con riferimento agli aspetti metodologici, la definizione di linee guida condivise sul calcolo della hosting capacity e di altri KPI individuati dai DSO potrebbe compiersi in un tavolo tecnico organizzato in ambito CEI.
S 7.Osservazioni in merito alle opzioni di implementazione per alcuni aspetti riportate nell’Appendice A al presente documento.
Con specifico riferimento agli aspetti riportati nell’Appendice A, si espongono le seguenti osservazioni:
- Punto A9: pur condividendo quanto esplicitato nel presente punto, segnaliamo la possibilità, per i diversi DSO di adottare differenti ipotesi quantitative ai fini della definizione dei criteri riportati al Punto
- Punto come già sottolineato precedentemente in più parti del presente documento, riteniamo necessaria la definizione delle ipotesi e le metodologie di stima dei costi e di quantificazione della remunerazione associati al ricorso ai servizi ancillari locali da parte dei diversi attori del Sistema coinvolti.
S 8.Osservazioni in merito alla identificazione di una responsabilità comune delle quattro principali imprese distributrici.
Concordiamo con quanto proposto. Riteniamo che i documenti in oggetto debbano essere sottoposti a consultazione pubblica
S 9.Osservazioni in merito al coordinamento con le imprese distributrici di gas naturale e le stazioni appaltanti il medesimo servizio.
S 10. Osservazioni in merito al coordinamento con altri soggetti e, in particolare, con charging point operator ai fini dell’identificazione periodica delle richieste per infrastrutture di ricarica.
Lo sviluppo della mobilità elettrica negli ultimi anni è stato contestualmente accompagnato da un proliferare di operatori (CPO), che si interfacciano con il Distributore per sottoporre richieste di connessione, sempre crescenti in volume, che spesso non si concretizzano e generano un effort notevole sulle strutture commerciali e tecniche della stessa impresa distributrice.
Alla luce di quanto sopra, accogliamo positivamente le proposte. Come espresso in premessa, il coordinamento con i CPO sarà fondamentale per pianificare in modo razionale e condiviso lo sviluppo delle infrastrutture di ricarica. Chiediamo ad ARERA di valutare che tale coordinamento sia esteso anche ai venditori di energia, e gli altri stakeholder della filiera interessati (e.g. produttori di energia elettrica).
S 11. Osservazioni in merito all’introduzione di un rapporto annuale sulle performance di ciascuna impresa distributrice e sulle relative tempistiche.
Concordiamo con quanto proposto una volta che i KPI minimi saranno stati consultati e approvati.
S 12. Osservazioni in merito all’introduzione di un rapporto di monitoraggio dell’avanzamento degli interventi.
Concordiamo con quanto proposto da ARERA a patto che la struttura del rapporto di monitoraggio sia stata consultata e approvata.
S 13. Osservazioni in merito agli investimenti per l’ammodernamento di colonne montanti vetuste, sia nell’ambito dei Piani di sviluppo, sia in relazione a possibili azioni da parte delle imprese distributrici o dell’Autorità.
Il tema risulta di grande importanza al fine dell’elettrificazione degli utilizzi finali, e in particolare, allo sviluppo della mobilità elettrica, dove la dimensione domestica della ricarica – insieme al costo del veicolo – riveste un ruolo centrale nelle scelte di switching all’elettrico dei consumatori.
Al fine di contribuire al processo di elettrificazione dei consumi e favorire il buon esito delle richieste di aumento potenza in ambito condominiale, proponiamo di spostare il punto di consegna oggetto della richiesta di aumento di potenza a monte della colonna vetusta, facendola diventare una responsabilità del singolo richiedente. Riteniamo che, in questo modo, il condominio sia incentivato a dar seguito all’attività di ammodernamento a valle dell’informativa inviata dal DSO.
Il mantenimento di una alta attenzione “del sistema” sul tema risulta comunque importante, in luce della contenuta sensibilità mostrata dai condomini durante il periodo di sperimentazione (a causa della situazione epidemiologica prima e della crescita esponenziale dei prezzi per lo shortage di materiali e semilavorati poi), e dell’importanza della materia nel sostenere la decarbonizzazione degli utilizzi energetici domestici. A tale scopo riteniamo quindi utile quanto proposto dall’Autorità, con il possibile inserimento, all’interno dei piani, di eventuali esigenze di ammodernamento delle colonne montanti vetuste in condizioni di criticità, e delle azioni previste dai DSO in questo quadro. Accogliamo con favore anche eventuali future iniziative di sostegno, formazione, sensibilizzazione verso i condomini su questo tema.
S 14. Osservazioni in merito al trattamento degli interventi di armonizzazione delle tensioni di rete
Nessuna osservazione.
S 15. Osservazioni in merito alla scelta degli indicatori di prestazione delle reti di distribuzione e a potenziali meccanismi incentivanti collegati a tali indicatori.
Riteniamo importante che i criteri e le linee guida con cui sono costruiti i KPI siano concordati da un punto di vista non solo regolatorio, ma anche tecnico, eventualmente anche con il supporto del CEI.
In particolare, sarà importante stabilire i criteri per definire e calcolare la hosting capacity (che, come abbiamo evidenziato in precedenza, rappresenta un KPI piuttosto che un driver), anche al fine di promuoverne lo sviluppo con uno schema incentivante legato non solo a interventi hardware (per cui è già attiva la regolazione incentivante sulla resilienza), ma anche al dispiegamento di soluzioni innovative per incrementare la hosting capacity tramite il dispiegamento di risorse di flessibilità (progetti ex. Delibera 352/2021/R/eel e/ contratti flessibili di connessione). Se fossero ammessi KPI legati anche all’attività degli utenti, si potrebbero monitorare il numero di utenti resi osservabili (obbligo di installazione del CCI, Delibera 540/2021/R/eel e s.m.i.) e quelli coinvolti nei progetti pilota (in questi casi solo monitoraggio).
S 16. Osservazioni in merito a possibili istanze di esclusione di interventi ancora da avviare che presentano un bilancio negativo tra costi attesi e benefici attesi
Nessuna osservazione.
S 17. Osservazioni in merito agli orientamenti sulla modifica dell’ambito di applicazione della regolazione incentivante per gli anni 2023-2024
Nessuna osservazione.
S 18. Osservazioni in merito alla tempistica per le istanze di ammissione al meccanismo incentivante l’incremento della resilienza e alla tempistica per le consuntivazioni
Nessuna osservazione.
S 19. Osservazioni in merito agli orientamenti sull’evoluzione dello schema di regolazione incentivante della resilienza
Nessuna osservazione.
S 20. Osservazioni in merito alla valorizzazione dell’energia non fornita attesa
Valutiamo negativamente la proposta di ARERA di introdurre un’unica valorizzazione dell’energia non fornita indipendentemente dalla tipologia di utenza ai fini del calcolo dei benefici attesi, riducendone contestualmente il valore a 27 €/KWh, dal momento che tale previsione potrebbe rendere estremamente difficoltosa per il DSO l’individuazione di interventi caratterizzati da un rapporto B/C>1 e, in ogni caso, per progetti ricadenti nella fattispecie aventi diritto a premialità, la quantificazione di quest’ultima porterebbe ad un ammontare molto esiguo. Tale situazione potrebbe riflettersi negativamente su una valutazione prospettica di costo-opportunità per il DSO.
S 21. Osservazioni in merito alle possibili deroghe dal TIC per la promozione dell’elettrificazione in nuove aree.
Nessuna osservazione.
S 22. Osservazioni in merito agli orientamenti dell’Autorità riguardo il riconoscimento tramite fattore correttivo g di costi riconducibili ad obblighi normativi o specifiche disposizioni dell’Autorità. S 23. Osservazioni in merito agli orientamenti dell’Autorità riguardo gli investimenti in reti di alta tensione e cabine primarie e il riconoscimento tramite fattore correttivo g dei costi già sostenuti o relativi ad investimenti già avviati.
S 24. Osservazioni in merito agli orientamenti dell’Autorità riguardo gli investimenti indotti da nuova capacità di generazione distribuita.
S 25. Osservazioni in merito agli orientamenti dell’Autorità riguardo gli investimenti per rifacimenti rete a seguito di calamità naturali o eventi assimilabili.
S 26. Osservazioni in merito alle modalità di presentazione delle istanze e ai possibili contenuti delle istanze
Nessuna osservazione.
