Area Energia SMART GAS, SMART REGULATION? Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter nella distribuzione del gas naturale Ottobre 2011 Via del Quirinale, 26 00187, Rome Italy Ph. +39 06 4740746 Fax +39 06 4746549 www.i com.it info@i com.it;
STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 3 GRUPPO DI LAVORO GIACOMO SELMI, Istituto per la Competitività ANTONIO SILEO, Istituto per la Competitività (Responsabile) UGO STECCHI, CESE e Politecnico di Bari SUPERVISIONE STEFANO DA EMPOLI, Istituto per la Competitività FRANCO D AMORE, Istituto per la Competitività MASSIMO LA SCALA, CESE e Politecnico di Bari Questo lavoro è stato svolto con il contributo di ANIGAS Associazione Nazionale Industriali Gas
4 Premessa ANIGAS Anigas, e le aziende ad essa associate, in considerazione dell'attualità e della rilevanza che il tema della misura ha ed avrà in grado ancora maggiore, ha sempre guardato allo smart metering con estrema attenzione riconoscendone potenziali pregi e funzionalità. Proprio in quest'ottica, e per meglio contribuire a delineare un quadro esaustivo, Anigas ha commissionato all Istituto per la Competitività (I Com) uno studio mirato ad approfondire argomenti quali il contesto e lo scenario europeo, i principali aspetti regolatori e soprattutto una simulazione dei costi e dei benefici di sistema derivanti dall implementazione dello smart metering nel settore gas in Italia. Lo studio si è svolto in concomitanza temporale con valutazioni, proposte, Consultazioni e Direttive che l'aeeg sta elaborando sul medesimo tema. A tale proposito Anigas intende ribadire e sottolineare ancora una volta che: con la delibera ARG/gas 155/08 e i successivi documenti è stato avviato un processo di innovazione tecnologica nel comparto della misura del settore gas atto a favorire la competitività e la liberalizzazione del mercato. Anigas è fermamente intenzionata a contribuire e a generare il miglioramento del servizio; le imprese di distribuzione hanno segnalato singolarmente o attraverso l Associazione vincoli da esse indipendenti e non ancora risolti che creano rilevanti perplessità circa le cadenze per l avanzamento del programma di investimenti, il suo ammontare rilevante e le sue ricadute tariffarie; le imprese segnalano che condizione imprescindibile per l'attuazione del programma di implementazione è che tutti i costi di investimento e gestione del metering e meter reading devono essere riconosciuti, nella loro totalità, dai sistemi di remunerazione previsti per il servizio di distribuzione; le problematiche delle disposizioni di legge sulla metrologia legale non sono ancora state completamente recepite a livello regolamentare. Ciò detto Anigas auspica che lo studio proposto fornisca un contributo importante nel percorso di analisi e implementazione di un sistema di smart metering, ritenuto essenziale per il corretto e moderno funzionamento dell intero comparto gas.
STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 5 INDICE Executive Summary 9 Capitolo 1 Inquadramento generale e survey europeo 13 1. L avvento delle smart grid 15 1.1. Verso una convergenza delle reti 16 1.2. Smart metering 19 1.2.1. Smart metering elettrico 20 1.2.2. Smart metering gas 21 1.2.3. Differenze 22 1.3. Obiettivi da raggiungere 23 2. Smart metering gas e suo inquadramento nell evoluzione delle reti 24 3. Le linee guida europee sulle smart grid e lo smart metering gas 27 3.1. Alcune linee guida 28 3.2. Gli aspetti regolatori 28 4. Smart metering nel gas: un confronto internazionale 29 4.1. Cosa succede nel mondo 29 4.2. Cosa succede in Europa 30 4.3. La situazione in alcuni paesi europei 32 4.3.1. Regno Unito 32 4.3.1.1. Risultati dell analisi tecnico economica 35 4.3.2. Francia 36 4.3.2.1. Risultati dell analisi tecnico economica 39 4.3.3. Irlanda 41 4.3.4. Spagna 43 4.3.5. Germania 43 4.3.6. Austria 44 4.3.7. Considerazioni conclusive: l Italia a confronto con il resto d Europa 45 Capitolo 2 Outlook tecnologico 47 1. Sviluppo delle infrastrutture di rete 49 2. Sviluppo dello smart metering 52
6 Indice 2.1. Implementazione hardware 53 2.2. Protocolli di Comunicazione 55 2.3. Sicurezza Informatica 62 2.4. Esposizione a campi elettromagnetici 64 2.5. Privacy 65 2.6. Smart prepaid meter 66 3. Considerazioni conclusive 66 Capitolo 3 Simulazione dei costi e dei benefici 69 1. Analisi del sistema Italia 71 2. Nota metodologica 71 2.1. La definizione ESMA di smart metering 71 2.2. Lo strumento di calcolo ESMA 72 2.3. Gli scenari di riferimento ESMA 72 2.4. Gli attori e il loro ruolo nello scenario 73 3. Applicazione della metodologia e dello strumento ESMA al SMGS 155/08 73 3.1. Gli scenari funzionali di riferimento 73 3.2. Benefici e parametri economici di input allo strumento ESMA 73 3.3. Valorizzazione dei parametri economici di input 76 4. Utilizzo dello strumento ESMA 77 4.1. Premesse e assunzioni 78 4.1.1. Fattore di probabilità relativo alla vita media degli smart meter 78 4.1.2. Orizzonte temporale 78 4.1.3. Metodo di calcolo del VAN 79 4.1.4. Tempi di roll out 79 4.1.5. Prezzo dell energia 79 4.1.6. Variazione costi Capex e Opex 80 4.1.7. Modalità di comunicazione 80 4.1.8. Riduzione annuale dei consumi 80 4.1.9. Altre assunzioni rilevanti 81 5. Smart Metering Gas System delibera 155/08 SMGS COMPLETO 81 5.1. Scenario Better Billing 82
STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 7 5.2. Scenario Real Time Feedback 84 5.3. Scenari senza imposte 86 5.4. Scenario prevalente 87 5.5. Simulazioni impatto trasferimento dei costi in bolletta 88 6. Simulazioni Smart Metering Gas System 155/08 SMGS RETAIL (G4 e G6) 90 6.1. Simulazioni impatto trasferimento dei costi in bolletta 92 6.2. Simulazioni impatto altri fattori 94 7. Il calcolo del VAN per i distributori (caso globale e caso G4 G6) 96 8. Considerazioni conclusive 98 8.1. Distributori 98 8.2. Venditori 99 8.3. Consumatori 99 8.4. Totale stakeholder 99 Riferimenti bibliografici 101
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STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 9 Executive Summary È ormai comune visione che uno dei principali focus delle utilities e dei regolatori per la prossima decade verterà sulle smart energy e sui corollari associati ad esse: smart grid, smart metering, gestione della domanda, gestione degli outage e distribuzione intelligente. Se nelle reti elettriche il concetto di smart grid è ormai abbastanza comune e alcune delle tecnologie chiave ad esso associate sono sufficientemente diffuse presso i clienti finali (si pensi ai contatori digitali), nelle reti gas invece, la situazione, sia dal punto di vista tecnologico che di infrastrutturazione, è decisamente più acerba. Esistono però delle esigenze che spingono ad intravedere, anche per il settore gas, quantomeno in prospettiva, una importanza crescente delle tecnologie associate allo smart metering, alla telelettura, e alla telegestione e telecontrollo. La Direttiva sull'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici (2006/32/CE) prevede la maggior efficienza tramite l applicazione diffusa di innovazioni tecnologiche efficienti sotto il profilo costi/benefici. In questo contesto si è inserito il provvedimento dell Autorità per l energia elettrica e il gas (ARG/gas 155/08) che ha imposto una forte accelerazione nella sostituzione degli apparati di misura installati sulla rete di distribuzione del gas, avviando un processo significativo di innovazione tecnologica nel comparto della misura, utile per la competitività e per la liberalizzazione dell intero settore gas. Vista l elevata consistenza degli investimenti necessari per traguardare gli obiettivi fissati dal Regolatore, si ritiene necessario un approfondimento di dettaglio circa le attuali tecnologie disponibili sul mercato, le barriere tecniche ed economiche alla loro diffusione, con particolare riguardo ai costi e ai benefici per i principali stakeholder sui quali questi potrebbero impattare. L ambito d indagine della presente ricerca, commissionata da Anigas, riguarda la messa in servizio di gruppi di misura del gas caratterizzati da requisiti funzionali di telelettura e telegestione per i punti di riconsegna delle reti di distribuzione. Lo studio I Com aggiorna al 2011 i principali aspetti già considerati nella fase di consultazione e di deliberazione del provvedimento dell Autorità, e cioè l inquadramento generale dello smart metering anche alla luce delle principali esperienze europee, un outlook delle tecnologie attualmente disponibili e una simulazione dei costi e dei benefici di una sostituzione su larga scala dei contatori gas. La simulazione dei costi e dei benefici è stata effettuata utilizzando il modello messo a disposizione dallo European Smart Metering Alliance (ESMA), una associazione di player e portatori di interesse europei, parzialmente finanziati dal programma European Intelligent Energy (IEE). L analisi del contesto internazionale conferma che le principali funzionalità dello smart metering anche applicato al settore gas necessarie per rientrare in una visione di evoluzione delle smart grid sono: la capacità di elaborare, trasferire e gestire in modo automatico i dati di consumo; la possibilità di gestione da remoto dei contatori; l abilitazione alla comunicazione bidirezionale da e verso il contatore;
10 Executive summary la capacità di fornire informazioni significative sui consumi ai vari player del mercato interessati all intera filiera, con l inclusione dei consumatori finali; la possibilità di supportare servizi di nuova concezione volti a migliorare l efficienza del sistema nel suo complesso e a ridurre i consumi energetici. Ad oggi, parlando di settore gas, in base all analisi condotta nel primo capitolo dello studio I Com, gli unici paesi europei che hanno avviato la pianificazione di un roll out massivo dei contatori smart, sono l Italia e la Gran Bretagna con la differenza che il roll out inglese prevede una installazione congiunta di contatori elettrici e gas in tempi più dilatati (con scadenza 2020 per la Gran Bretagna, il 2016 per l Italia). In altri paesi, come la Francia, il processo decisionale è in una fase finale, anche molto avanzata. Nel secondo capitolo dello studio vengono presi in considerazione gli aspetti tecnologici sia per quanto concerne l hardware sia per quel che riguarda i protocolli di comunicazione dei dati. Dall analisi emerge l importanza dell interoperabilità tra reti elettriche e reti gas, che sembra essere un requisito essenziale per un evoluzione equilibrata del sistema. L infrastruttura di comunicazione è poi vista come il principale nodo tecnologico da affrontare per un pieno sviluppo dello smart metering, insieme a quelli non ancora pienamente risolti delle disposizioni di legge concernenti la metrologia legale e la trasmissione dati. Restano comunque, nel breve periodo, le criticità legate alla piena maturità delle tecnologie e dei dispositivi hardware e i limiti produttivi della filiera industriale, anch essi legati all innovatività del comparto. Queste criticità devono essere tenute in debito conto nel riconsiderare eventualmente l orizzonte temporale entro cui completare il roll out. Per quanto riguarda la valutazione dei costi e dei benefici, le simulazioni si sono sviluppate prendendo in esame tre scenari di riferimento: Business As Usual, coincidente con la situazione attuale, dove lo smart metering non è implementato e la lettura dei misuratori avviene manualmente ; Better Billing, modello assimilabile a quello ipotizzato dal regolatore francese, dove i contatori tradizionali vengono sostituiti con contatori smart tele leggibili automaticamente da remoto e i clienti finali ricevono le informazioni storicizzate dei propri consumi dal venditore tramite la bolletta; Real Time Feedback, vicino al modello integrato gas/elettricità inglese dove, a differenza del Better Billing, le informazioni relative ai consumi sono inviate ai clienti finali in modalità real time o near real time. In tutti gli scenari i benefici sono calcolati come minori costi sostenuti e valutati, tramite i parametri di calcolo, quantificando la differenza tra prima e dopo l introduzione dei nuovi gruppi di misura. Le principali fonti dei dati utilizzati sono le risposte a un questionario somministrato a un campione rappresentativo delle imprese associate ad Anigas, i documenti presentati all Autorità nel periodo giugno luglio del 2011 dalle associazioni di settore (Anigas, Assogas, Federestrattiva e Federutility) e i principali documenti ufficiali internazionali pubblicati negli ultimi due anni (in particolare da ERGEG, EUROGAS e CRE) Tra i parametri tecnico economici più rilevanti utilizzati: l orizzonte temporale dell analisi (20 anni), la vita media nominale degli smart meter (15 anni), i tempi di roll out (6 anni), il prezzo del gas per il consumatore domestico, comprensivo delle imposte (0,86 /mc),
STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 11 la modalità di comunicazione dei dati (per contatori G4 e G6 la radiofrequenza, per i gruppi di misura di calibro maggiore GSM/GPRS/UMTS). La stima della riduzione annuale dei consumi è stata quantificata sulla base di dati reperiti in letteratura. Dopo avere effettuato numerose e differenti simulazioni, con l assunzione di valori diversi, riteniamo che i risultati più significativi siano quelli riferiti al sistema considerato nell insieme dei suoi principali stakeholder distributori, venditori e consumatori valutato per l intero parco misuratori di tutte le classi nell ipotesi del completo trasferimento nel corrispettivo della tariffa di distribuzione dei costi (investimento e gestione) del metering e del meter reading. Analogo sistema e scenario è stato riferito e valutato anche per il parco contatori di calibro G4 e G6. Ovviamente lo scenario più rilevante ai fini del presente studio è quello compatibile con l attuale mercato italiano e con gli obiettivi previsti nel 2008, vale a dire il Better Billing. Nel caso di sostituzione dell intero parco contatori, i dati evidenziano che il Valore Attuale Netto (VAN) dei benefici riferiti al sistema nel suo complesso (distributori, venditori e consumatori) assume un valore positivo solo a partire dal 7 anno, mentre per i clienti finali lo stesso indicatore assume valore positivo a partire dal 17 anno. L indicatore per i distributori risulta fortemente negativo per tutti gli scenari considerati che non prevedano il trasferimento in tariffa dei costi di investimento, installazione, manutenzione e lettura. Nel caso i cui i costi vengano totalmente trasferiti in tariffa l indicatore per i distributori è invece sostanzialmente nullo nell intero periodo considerato. Nell ipotesi di sostituzione dei soli contatori G4 e G6, invece, il VAN totale (riferito cioè ai tutti gli stakeholder) arriva ad assumere valore positivo non prima dei 13 anni, mentre lo stesso indicatore per i consumatori non raggiunge mai il valore positivo.
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STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 13 CAPITOLO 1 INQUADRAMENTO GENERALE E SURVEY EUROPEO
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STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 15 1. L avvento delle smart grid Il raggiungimento degli obiettivi di mitigazione dei cambiamenti climatici, definiti dall Unione Europea nell ambito degli obiettivi del 2020, il cosiddetto Green Package rappresenta il principale driver per lo sviluppo delle smart grid. Quest ultime, infatti, sono un strumento chiave per uno sviluppo quanto mai consistente delle fonti rinnovabili e per la realizzazione di un mercato dell energia in cui i consumatori possano avere un nuovo ruolo, decisamente più centrale. Se il primo e cruciale campo cui sono destinate soluzioni e tecnologia smart grid è senz altro la rete e, più in generale, il sistema elettrico, le applicazioni di tecnologie smart tendono a invadere tutti i campi energetici. Tanto che alcuni degli obiettivi cui si tende nel campo elettrico, seppur con notevoli differenze intrinseche,vorrebbero essere replicati anche nel sistema gas. Tra questi vi è senz altro quello di ridurre il consumo di energia attraverso i cambiamenti nel comportamento della clientela. E l'introduzione di tecnologie di misura intelligenti (smart metering), precondizione necessaria per una smart grid, è riconosciuta come un mezzo per raggiungere questo obiettivo poiché ha la potenzialità di migliorare la consapevolezza dei clienti del consumo di energia attraverso la fornitura in tempo reale di informazioni che sostengono/incentivano il cambiamento comportamentale. Si tratta, in ogni caso, di una materia che è ancora in divenire. L ERGEG (European regulators group for electricity and gas), ad esempio, nel definire una smart grid, si riferisce esclusivamente a una rete elettrica. Al contrario il DOE (Department Of Energy) degli Stati Uniti non fornisce una definizione così dettagliata del termine, soffermandosi piuttosto nel chiarire singoli aspetti fondamentali. Se si volesse delineare in modo schematico un concetto in verità difficile e, appunto, ancora in evoluzione, le caratteristiche che una smart grid, in una visione d insieme, dovrebbe racchiudere in se sono: Intelligenza, intesa come capacità di percepire sovraccarichi e reindirizzare i flussi per prevenire e minimizzare le interruzioni oppure la capacità di intervenire automaticamente in condizioni di emergenza; Efficienza, cioè capacità di rispondere a una domanda energetica crescente minimizzando il ricorso a nuove infrastrutture; Comunicazione, vale a dire possibilità di comunicare in real time tra rete e cliente finale affinché quest ultimo possa adattare i propri consumi energetici in base alle proprie esigenze; Flessibilità ad accettare o fornire energia da diverse fonti e in maniera distribuita; Qualità del servizio anche in condizioni di funzionamento critico; Resistenza, maggiore robustezza in caso di sabotaggi security o disastri naturali safety mediante protocolli specifici; l essere Verde, cioè garantire minori impatti ambientali a parità di servizi resi. Appare chiaro come tali caratteristiche si associano facilmente ad una rete elettrica, ma potrebbero essere mutuate per una qualsiasi infrastruttura di distribuzione di servizi, come il gas naturale o l acqua. Pertanto lo scenario che va delineandosi vede anzitutto una forte interazione tra le reti di distribuzione elettrica e gas strettamente interconnesse tra di loro tramite una massiccia penetrazione delle tecnologie ICT.
16 Inquadramento generale e survey europeo 1.1. Verso una convergenza delle reti In questo scenario in divenire parrebbe quindi acquistare maggior vigore quello che potremmo chiamare l approccio convergente, vale a dire quello di una sempre maggior coincidenza nell affrontare le problematiche del settore elettrico e del gas naturale. Si tratta invero di una questione assai complessa e meritevole di ampia disamina. Quello su cui a nostro avviso si può più facilmente concordare è la convergenza verso e una maggior interrelazione tra i due settori, che peraltro trova spiegazione anche nelle reciproche specificità. La domanda di gas naturale, infatti, generalmente non cambia in maniera notevole nel breve periodo, specie se rapportata alla maggiore reattività della domanda elettrica. Le più ampie fluttuazioni di domanda gas nel corso dell anno sono dovute a cause meteo climatiche. In inverno, infatti, aumentano i consumi diretti di metano per soddisfare il carico termico di riscaldamento e acqua calda sanitaria, mentre in estate accrescono gli usi indiretti (produzione di energia elettrica in centrale) per soddisfare i picchi di domanda dovuti ai carichi di condizionamento degli ambienti. La produzione di energia elettrica da centrali alimentate a gas naturale rappresenta, infatti, una parte considerevole del mix energetico nazionale ed è un tipo di carico programmato e costante. Negli ultimi anni anche le fonti rinnovabili, eolico e fotovoltaico in testa, sono entrate a far parte del mix energetico seppure ancora in piccola parte, che tuttavia diventerà sicuramente più rilevante nei prossimi anni in uno scenario di generazione distribuita capillarmente sul territorio. Del resto secondo la principale letteratura tecnica ed economica, la generazione diffusa, cioè un sistema di produzione di energia elettrica con impianti medio piccoli situati nei pressi dell'utenza finale e di norma connessi alla rete di distribuzione, è essenziale al perseguimento degli obiettivi europei di penetrazione delle rinnovabili sulla produzione totale (per l'italia, oltre il 25% nel 2020, secondo il Piano d'azione nazionale presentato dal Governo alla Commissione europea nel luglio 2010). Lo sviluppo della generazione diffusa non può però prescindere da un adeguamento altrettanto significativo della rete di distribuzione, attualmente non sufficiente ad accogliere connessioni e interfacciamenti degli impianti di generazione sempre più sparsi sul territorio, molti dei quali a fonti rinnovabili e spesso dunque non programmabili e dunque aleatori. La generazione di energia da impianti eolici e solari beneficia di dispacciamento prioritario passante, ma essendo intermittente e non programmabile costringe gli operatori di rete a faticare non poco per mantenere i parametri di rete all interno di valori accettabili. Con queste premesse, si richiede alla generazione elettrica a gas (turbogas e cicli combinati CCGT ), non solo di soddisfare la quota parte di mix energetico che già ora copre, ma di andare anche a coprire la mancata produzione delle fonti rinnovabili quando inattive. Il vettore gas potrebbe essere e in parte già è la soluzione all aleatorietà delle fonti di generazione non programmabili per via dei tempi di risposta rapidi (fast ramping) dei CCGT ed ancor più dei turbogas. Si intravede pertanto quella che potrebbe essere una nuova tendenza vale a dire che la domanda di gas possa non essere più costante come lo è attualmente, ma avere picchi considerevoli anche nella giornata.
STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 17 Da qui nasce la necessità di dover monitorare in tempo reale i valori di portata e pressione nei punti nevralgici dei metanodotti. E dato lo stretto legame che si verrebbe ad instaurare con la rete elettrica, ne deriva la necessità di una struttura di comunicazione in grado di poter scambiare informazioni in tempo reale tra le due reti. L introduzione delle fonti rinnovabili costringe dunque non solo la rete elettrica ad evolversi in una smart grid, passando dall'attuale ruolo passivo ad uno sempre più attivo, ma ha notevoli influenze anche sul processo di ammodernamento e sviluppo dei metanodotti, al fine di renderli ugualmente, per quanto possibile, smart. Uno scenario in cui le smart grid dell energia elettrica e del gas naturale siano effettivamente integrate tra loro (generalmente si fa riferimento a questo concetto usando il termine di smart energy), può potenzialmente condurre a diversi vantaggi, riportati nello schema che segue. Attualmente le infrastrutture elettriche e del gas naturale sono controllate in maniera indipendente, con l eccezione di un numero limitato di comunicazioni che sono tuttavia affette da ragguardevoli differenze in termini di costanti di tempo e dinamiche di sistema. I carichi elettrici hanno, infatti, maggiori fluttuazioni giornaliere e stagionali, ma piccole variazioni annuali; mentre i carichi del metano sono caratterizzati da piccole variazioni giornaliere ed ampie variazioni nell anno.
18 Inquadramento generale e survey europeo Rimangono tuttavia evidenti le differenze fisiche alla base dei due settori che ne condizionano comunque i mercati e gli sviluppi tecnologici. Nel settore elettrico ad esempio una delle grandi sfide legate al mondo delle smart grid è rappresentata dalla possibilità di accumulare energia elettrica, laddove invece risulta ampiamente praticabile e diffusa la possibilità di accumulo nel settore del gas naturale. L accumulo di gas naturale generalmente ammonta a discrete percentuali in proporzione ai consumi totali nazionali. Un sistema di stoccaggio, proprio per la possibilità di disporre di gas in maniera differita nel tempo, costituisce il mezzo principale per assicurare la continuità delle forniture e, gestendo le fluttuazioni di domanda e offerta, svolge un ruolo essenziale ai fini dell efficienza e dell affidabilità del sistema stesso. La presenza e il ricorso a infrastrutture di stoccaggio, infatti, consentono di rendere modulata una forma di approvvigionamento di gas, che altrimenti si rivelerebbe piatta (contratti privi di flessibilità nei ritiri giornalieri o anche annuali), il che permette anche di utilizzare più intensamente le infrastrutture o risorse primarie meno flessibili, come gasdotti e rigassificatori per l importazione di gas prodotto all estero e produzione nazionale, a fronte di una domanda di gas che presenta una accentuata variabilità sia stagionale che, per archi di tempo più ridotti, giornaliera. Le varie tipologie di domanda (residenziale, industriale e termoelettrica) presentano un grado di prelievo e modulazione tra loro diversi, il che rende necessario poter disporre di un sistema di erogazione flessibile. Essere dotati inoltre di un sistema di stoccaggio efficiente è funzionale in primis ai fini del mercato, perché permette un ottimizzazione degli approvvigionamenti, consentendo l acquisto di gas nel periodo estivo, quando il prezzo è più basso, per poterlo poi riutilizzare nella stagione invernale 1. In secondo luogo, una buona capacità di stoccaggio aiuta la creazione di un mercato liquido sia nel settore del gas che nell elettricità aumentando la possibilità di arbitraggio anche tra mercati di diversi paesi. Non da ultimo infine, maggiore è la capacità di stoccaggio, maggiore è la sicurezza energetica di un paese, e quindi la capacità di garantire le forniture, e tale ruolo è tanto più importante, quanto maggiore è la dipendenza dalle importazioni. In ogni caso, almeno rispetto all energia elettrica, il gas metano è una risorsa, di fatto, sempre disponibile (anche grazie all accumulo) con un valore prestabilito per chi vende. Le reti elettriche invece richiedono una risposta istantanea ai cambiamenti di carico proprio perché l energia elettrica non può essere accumulata (non almeno nelle quantità necessarie a soddisfare l intera rete). In un futuro prossimo, tuttavia, con il progressivo diffondersi di sistemi di generazione diffusa, il ruolo dei sistemi di stoccaggio energetico potrebbe diventare di fondamentale importanza per la costituzione di una smart grid stabile ed efficiente. La produzione di grandi 1 Non va dimenticato che recentemente calo della domanda, inattesa abbondanza di offerta (dovuta alla maggiore disponibilità di GNL a sua volta determinata anche dalla crescita esplosiva del gas non convenzionale negli Stati Uniti) prezzi imprevisti, contrazione dei margini degli operatori, consistenti rinegoziazioni dei contratti di lungo periodo hanno determinato quasi un effetto domino. Tanto che è lecito chiedersi se non si stia entrando in una nuova epoca. Un epoca in cui, tra gli altri rivolgimenti, venga superato il tradizionale modello di approvvigionamento basato sui contratti di lungo termine con uno stretto legame tra il prezzo del gas e quello del petrolio. Invero è ancora presto per dirlo: tante, spesso esogene, sono le variabili determinanti e tra queste cruciale ci pare la domanda.
STUDIO I COM Un analisi degli impatti relativi all introduzione degli smart meter 19 quantitativi di energia intermittente e indipendente dalle effettive richieste di carico della rete (come quella proveniente da fonti energetiche rinnovabili), renderà infatti necessario un massiccio impiego di sistemi di accumulo energetico in grado di sopportare un elevato numero di cicli di carica scarica a diversi gradi di profondità. In uno scenario siffatto, che vede la realizzazione di smart grid elettriche e gas, sebbene i mercati nazionali dell energia siano caratterizzati per loro stessa natura da una forte a territorialità, è chiaro che le utility con marcata matrice territoriale (aziende di distribuzione di gas, energia elettrica, acqua) potrebbero trovare un terreno fertile per l aggregazione, in forme di collaborazione, al fine di realizzare economie di scala e, ancor più, di scopo, unire le proprie specifiche esperienze e competenze, espandere la loro presenza sul territorio. Il potenziale raggiungimento di economie più o meno significative da parte di questi raggruppamenti locali potrebbe sostenere lo sviluppo e la crescita dei distributori presenti su aree geografiche limitate, incoraggiare localmente la diffusione di produzione di energia elettrica da fonti alternative. Chiaramente l aggregazione di utility di diversa natura, dovrà realizzarsi in uno spazio virtuale nel quale i diversi attori potranno dialogare e coordinarsi seguendo dei protocolli di comunicazione comuni. In questo cyber spazio dei servizi ciascuna utility potrebbe trarre vantaggio avvicina dosi alle economie di scala realizzabili da una multi utility o da una distributed utility. In ogni caso, tuttavia, resta difficile tirare le fila anche per il contesto che è quanto mai in evoluzione. Il caso italiano poi, si profila più che mai complesso, basti solo pensare alla aggregazione che avverrà, potremmo dire ex lege, con le gare per ambito, previste per l affidamento del servizio di distribuzione gas. Nondimeno, su un piano più generale, tra prime considerazioni possibili vi è senz altro quella che la convergenza dei servizi ci pare possa procurare maggior vantaggio proprio alle aziende multi servizio. 1.2. Smart metering Metaforicamente si potrebbe sostenere che nel cuore di una smart grid alberga sicuramente lo smart meter, con tutta la relativa infrastruttura di comunicazione. Nel settore elettrico i sistemi di smart metering, basati su contatore elettronico, si sono affermati in virtù della necessità di far fronte ad alcune problematiche di business ed al fine di fornire (od ottenere in base ai punti di vista) maggior contezza ed una più oculata gestione dei consumi. I benefici economici stanno trainando ed evidenziando vantaggi e possibilità tecniche di gestione che prima non sarebbero stati possibili. Nuove funzionalità dovranno essere richieste ai sistemi tecnici e informativi della società di distribuzione che le porteranno a diventare Smart Distribution Companies. Per inquadrare sul piano tecnico e tecnologico i contorni di quella che può essere senz altro definita una svolta epocale è necessario, primariamente, dover definire le lacune che i contatori dovrebbero colmare sia a favore dei fornitori che dei clienti e utilizzatori finali. A fronte di questa prima classificazione, farà seguito una catalogazione delle differenze che sussistono tra gli smart meter gas e gli smart meter elettrici.
20 Inquadramento generale e survey europeo Le problematiche principali incontrate dai fornitori nello svolgimento del proprio servizio sono: - distinzione tra i loro servizi e i servizi forniti da altri; - personalizzare del servizio dato, in modo tale da differenziare in relazione alle esigenze dei vari clienti; - dare dei risultati attendibili; - dare delle informazioni accessibili al cliente; - permettere un facile cambiamento dei parametri, come per esempio il pagamento anticipato del credito, una gestione più efficace del debito, etc.; Principali obiettivi e benefici dei clienti finali: - Fatture precise; - Prezzi bassi, o meglio, congrui; - Facilità nel cambiamento dei fornitori; - Meno controlli presso le abitazioni da parte degli addetti alla lettura; - Un sistema che li aiuti nella gestione dei consumi; Gli operatori stanno dunque cercando una soluzione unica e definitiva che possa durare almeno per venti anni con la minima manutenzione ovvero effettuare un investimento che sia garantito a lungo termine. Viste le differenze intrinseche tra i due settori, è indispensabile fare una suddivisone netta tra i contatori intelligenti per l energia elettrica e quelli per il gas. Tale differenza permetterà di individuare i due differenti livelli della tecnologia e le direzioni in cui agire. 1.2.1. Smart metering elettrico Analizzando nello specifico le funzioni che sono possibili con un contatore elettrico intelligente si possono includere: lettura da remoto; una doppia via di comunicazione che permetta di gestire in modo più efficace i picchi di domanda e la possibilità di interrompere la fornitura di energia a un carico quando possibile; un avanzato sistema di tariffazione e di pagamento che permetta al consumatore di scegliere la fascia oraria in cui ritiene più conveniente consumare;