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Autorità per l'energia elettrica e il gas 1
OPZIONI PER LA REGOLAZIONE DELLA QUALITA’ DEI SERVIZI
ELETTRICI NEL III PERIODO DI REGOLAZIONE (2008-2011)
Seminario informativo di presentazione del documento di consultazione n. 16/07
ROMA, 11 MAGGIO 2007
Autorità per l'energia elettrica e il gas 2
Contenuti
• Principi della regolazione della qualità
• Risultati della regolazione nel II periodo
• Il processo di consultazione e l’A.I.R.
• Opzioni A.I.R. a confronto
• Altre proposte non soggette a A.I.R.
• Una sintesi e i prossimi passi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 3
COME E PERCHE’ REGOLARE LA QUALITÀ DEL SERVIZIO
• L’Autorità regola la qualità del servizio con gli strumenti affidati dalla legge n. 481/95– Standard di qualità generali e specifici– Indennizzi automatici in caso di mancato rispetto– Collegamenti tra la tariffa e la qualità (incentivi/penalità )– Ove necessario, requisiti minimi (obblighi di servizio)
• Scopo: orientare le decisioni delle imprese verso l’interesse pubblico– Tutelare i diritti dei clienti– Promuovere il miglioramento della qualità del servizio– ridurre i divari inter-regionali (processo di convergenza)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 4
CHE COSA REGOLARE
• La qualità del servizio si forma lungo la filiera– Trasmissione (dai centri di produzione alle aree di
consumo)– Distribuzione in alta, media e bassa tensione – Misura– Vendita
• Differenza fondamentale per la regolazione:– attività in monopolio: trasmissione e distribuzione– attività liberalizzate: vendita
• Diversi aspetti della qualità– Qualità tecnica (continuità e qualità della tensione)– Qualità commerciale (rapporti con il cliente)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 5
PERIODICITA’ QUADRIENNALE DELLA REGOLAZIONE
• Attività in monopolio:– si applica il price-cap per la fissazione delle tariffe – Il price-cap ha valenza su un periodo quadriennale
• L’Autorità utilizza lo stesso periodo regolatorio:– per la regolazione delle tariffe delle attività in monopolio
(trasmissione e distribuzione) – procedimento n. 208/06– per la regolazione della qualità – procedimento n. 209/06
(trasmissione, distribuzione e vendita)
• Attività liberalizzate:– con l’occasione della revisione quadriennale si rivede
anche la regolazione della qualità del servizio di vendita
Autorità per l'energia elettrica e il gas 6
DIVERSE REGOLAZIONI PER I DIVERSI ASPETTI DI QUALITA’
• Qualità tecnica (distribuzione/trasmissione)– Minuti persi: regolazione per incentivi/penalità– Numero di interruzioni lunghe: standard e indennizzi,
solo per clienti MT– Altri aspetti: monitoraggi per interruzioni brevi, qualità
della tensione, potenza di corto circuito– Disalimentazioni (rete di trasmissione): avvio
registrazioni e monitoraggio, con analisi incidenti severi
• Qualità commerciale (distribuzione/vendita)– Prestazioni richieste dai clienti: standard e indennizzi– Call center: monitoraggio qualità servizi telefonici,
indagine sui clienti che si rivolgono ai call center (documento separato, atto n. 13/07, anche settore gas)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 7
Contenuti
• Principi della regolazione della qualità
• Risultati della regolazione nel II periodo
• Il processo di consultazione e l’A.I.R.
• Opzioni A.I.R. a confronto
• Altre proposte non soggette a A.I.R.
• Una sintesi e i prossimi passi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 8
Miglioramenti della continuità del servizio: minuti persi a liv. nazionale
0
50
100
150
200
1998 1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
Min
uti p
ersi
per
clie
nte
all'a
nno
Interruzioni di responsabilità del distributore altre interruzioni (*escluso blackout 2003)
DAL 1999 AL 2006: MIGLIORAMENTO DEL 66,6% IN DURATA
IMPATTO MEDIO IN TARIFFA:2000-03: 3€ / CLIENTE / ANNO
2004-07(stima): 4€ / CLIENTE / ANNO
2006: dati provvisori
Autorità per l'energia elettrica e il gas 9
Suddivisione per attribuzione (in percentuale) delle interruzioni:
dati anno 2006
Autorità per l'energia elettrica e il gas 10
Miglioramenti della continuità del servizio: minuti persi a liv. regionale
154
117
95
5244
88106
129 135
9686
7359
83
194204
102116
180
8886
98
242
262270
285
162
6480
104115
149
187192
186
91
0
50
100
150
200
250
300
1998 1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
Min
uti p
ersi
per
clie
nte
BT
NORD CENTRO SUD ITALIA * escluso distacchi programmati e blackout
2006: dati provvisori
Autorità per l'energia elettrica e il gas 11
Miglioramenti della continuità del servizio: convergenza territoriale
Media concentrazione (114 ambiti territoriali)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005* 2006*0
50
100
150
200
250
300
350
400
450Minuti persi all'anno per cliente BT (solo interruzioni di responsabilità dell'esercente)
Legenda
valore min
valore max
10 percentile
90 percentile
Media
* Nel 2005 e 2006, incluse interruzioni in precedenza attribuite a cause esterne
2006: dati provvisori
Autorità per l'energia elettrica e il gas 12
Controlli per la continuitàDel servizio elettricoCOPERTURANAZIONALE2000-2006Enel per provincee aziende locali
NO
AL
PV
MI
VACO BG
LC
TN
PD
PR
PG
FR
CE
IS
CB
AV
SA
PZ
ME
BN
MT
CS
LO
AQ
TE - B
UD
BS
CR
GR
TO
CNCN
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VB
VC
MN
PC
VT
MS
BI
PE
LE
TR
RO
LU
VI
VR
CH
BR
SO
DEVAL AO
IM
SP
GO
PN
TS
BZ
BL
RE
MOBO
FE
RA
FO
RN
SI
PT PO
FI
AR
PS
AN
MC
AP
LT
FG
BA
KR
CZ
VV
RC
SR- B
CT
CL
EN
TP
AG
Zecca Ortona
AMAIESan Remo
AMET Trani
ASM Bressanone
AGS Riva del Garda
AE- EWBolzano
AcegasTrieste
AIM Vicenza
AEM Cremona
ASM Rovereto
Sippic Capri
AMI Imola
Milano AEM
Torino AEM
Atena Vercelli
AGSM Verona
ASM Voghera
AMPS Seregno
APB Brunico
ASM Terni
SS
NU - M
AMPS Parma
ASM Brescia
METAModena
NA - ANA - M
NA - B
RI
TV - ATV - BTV - M
VE - M
VE - A
VE - B
RG - MRG - A
RG - B
SR- A
SR- M
PA - BPA - M
PA - A
Cefalù non EnelCefalù Enel
SV GE - B
GE - M
TA - A TA - M
TA - B
GE - A
RM - A
RM - M
RM -B
Roma Acea
Verifica non considerata ai fini della regolazione
PI
LI
TE - M
NU - BNU - B
NO
AL
PV
MI
VACO BG
LC
TN
PD
PR
PG
FR
CE
IS
CB
AV
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PZ
ME
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MT
CS
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TE - B
UD
BS
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TO
CNCN
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VB
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MN
PC
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BR
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IM
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PN
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BZ
BL
RE
MOBO
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RN
SI
PT PO
FI
AR
PS
AN
MC
AP
LT
FG
BA
KR
CZ
VV
RC
SR- B
CT
CL
EN
TP
AG
Zecca Ortona
AMAIESan Remo
AMET Trani
ASM Bressanone
AGS Riva del Garda
AE- EWBolzano
AcegasTrieste
AIM Vicenza
AEM Cremona
ASM Rovereto
Sippic Capri
AMI Imola
Milano AEM
Torino AEM
Atena Vercelli
AGSM Verona
ASM Voghera
AMPS Seregno
APB Brunico
ASM Terni
SS
NU - M
AMPS Parma
ASM Brescia
METAModena
Legenda
NA - ANA - M
NA - B
RI
TV - ATV - BTV - M
VE - M
VE - A
VE - B
RG - MRG - A
RG - B
SR- A
SR- M
PA - BPA - M
PA - A
Cefalù non EnelCefalù Enel
SV GE - B
GE - M
TA - A TA - M
TA - B
GE - A
RM - A
RM - M
RM -B
Roma Acea
2000 Controllo dati
1999 Controllo dati per ingresso in regolazione
2001 Controllo dati
2002 Controllo dati
2003 Controllo dati
PI
2004 Controllo dati
LI
TE - M
2005 Controllo dati
NU - BNU - B
Autorità per l'energia elettrica e il gas 13
Miglioramenti della continuità del servizio: numero medio interruzioni
0
1
2
3
4
5
6
7
1998 1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
Num
ero
med
io d
i int
erru
zion
i per
clie
nte
all'a
nno
Interruzioni lunghe (durata > 3 min) Interruzioni brevi (durata tra 1 sec e 3 min)
2006: dati provvisori
Autorità per l'energia elettrica e il gas 14
QUALITÀ EROGATA (CONTINUITÀ) E QUALITÀ PERCEPITA
OGNI PUNTO CORRISPONDE A UNA REGIONE ITALIANA
R2= 0,60÷0,87
0
5
10
15
20
25
30
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
NUMERO MEDIO DI INTERRUZIONI PER CLIENTE ALL' ANNO
CLI
ENTI
INSO
DD
ISFA
TTI P
ER L
A C
ON
TIN
UIT
A' %
(F
ON
TE: I
STA
T)1998
2006
Autorità per l'energia elettrica e il gas 15
RISULTATI DELLA REGOLAZIONE DELLA QUALITA’ COMMERCIALE
CARTA DEI SERVIZI(standard definiti dalle
imprese)
REGOLAZIONE DELLA QUALITA’ DEL SERVIZIO(standard di qualità definiti dall’Autorità)
anno 1997 1998 1999 2004
22 48.305
3,40,001
54
0,002
21
0,001
2000* 2001 2002
12.437 52.229
3,10,8
4.771
2003 2005 2006
RIMBORSI (numero)
0,2
79.072 63.822 73.714
RIMBORSI (Milioni euro)
4,2 4,4 4,1
* La regolazione è entrata in vigore dal 1.7.2000; i dati 2000 si riferiscono solo al II semestre
• PRIMA– Standard delle carte dei
servizi definiti dalle aziende– Differenziati e non
aggiornati– Indennizzi su richiesta e
limitati ai clienti BT
• OGGI– Standard definiti dall’Autorità con
consultazione– Uguali su tutto il territorio
nazionale e periodicamente rivisti– Indennizzi automatici con
accredito in bolletta in tempi certi
2006: dati provvisori
Autorità per l'energia elettrica e il gas 16
RISULTATI DELLA REGOLAZIONE DELLA QUALITA’ COMMERCIALE
Prestazioni soggette a livello specifico: clientela alimentata in BT, dati anno 2006
PRESTAZIONE NUM. ANNUO RICHIESTE
STANDARD UNITA’ MISURA
% FUORI STANDARD
TEMPO MEDIO EFFETTIVO
Preventivi BT 328.000 20 Giorni lav.
Esecuzione lavori semplici 419.000 15 Giorni lav. 2,4% 8,8
Riattivazione per morosità 863.000 1 Giorni fer. 3,6% 0,5
Rettifiche di fatturazione 11.500 90 Giorni sol. 7,1% 46,7
Attivazione della fornitura 1.702.000 5 Giorni lav. 0,9% 1,9
Disattivazione su richiesta 826.000 5 Giorni lav. 0,5% 1,6
Ore
Ore
2,8% 13,1
Puntualità per appuntamenti 52.600 3 0,8% -
Ripristino fornitura per guasto misurat. 130.500 3 (diurno)
4 (notturno) 1,8% 1,7
Autorità per l'energia elettrica e il gas 17
Contenuti
• Principi della regolazione della qualità
• Risultati della regolazione nel II periodo
• Il processo di consultazione e l’A.I.R.
• Opzioni A.I.R. a confronto
• Altre proposte non soggette a A.I.R.
• Una sintesi e i prossimi passi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 18
PROCEDURE DECISIONALI
• Le proposte dell’Autorità sono oggetto di consultazione con consumatori, operatori e altri soggetti interessati prima dell’adozione dei provvedimenti a carattere generale e da audizioni speciali nei casi più rilevanti
1. PUBBLICAZIONE
DOCUMENTO CONSULTAZIONE
2. RACCOLTA
CONTRIBUTI SCRITTI
3.AUDIZIONI PUBBLICHE (SPECIALI)
DELIBERA FINALE
Autorità per l'energia elettrica e il gas 19
PERIODO DI REGOLAZIONE 2004-2007:PROCESSO DI CONSULTAZIONE
1.PRIMO DOC.CONSULTAZ.
REGOLAZIONE QUALITA’
Giu-03
2.AUDIZIONI PUBBLICHE
REGOLAZIONE QUALITA’
Lug-03
• Dati e analisi quantitative su effetti del primo periodo
• Obiettivi secondo periodo
• Alcune opzioni alternative
• Spunti per la consultazione
3.SECONDO
DOC. CONS. REGOLAZIONE
QUALITA’
Nov-03
• Schema dettagliato di provvedimento (continuità del servizio)
• Modifica proposte a seguito delle osservazioni ricevute
• Range di valori numerici
4.RZO DOC.
QUALITA’
TECONSULTAZ.
REGOLAZIONE
Gen-04
5.AUDIZIONIPUBBLICHE
REGOLAZIONE QUALITA’
Gen-04
• Rafforzamento obiettivo di convergenza livelli di qualità sul territorio nazionale
• Ulteriori opzioni a seguito osservazioni
• Range più ristretti di valori numerici
D. 4/04TESTO
INTEGRATO QUALITA’2004-07
Gen-04
• Comprende sia regolazione continuità che regolazione qualità commerciale
• Relazione tecnica disponibile.
Autorità per l'energia elettrica e il gas 20
Evoluzione degli indennizzi ai clienti per interruzioni (II periodo, 2004-07)
DOC. CONS. REQUISITI
TECNICI PER INDENNIZZI CLIENTI MT
Giu-04
D.247/04REQUISITI x INDENNIZZICLIENTI MT
Dic-04
Testo aggiornato
D. 4/04TESTO
INTEGRATO QUALITA’2004-07
Gen-04
DOC. CONS. REQUISITI
TECNICI PER INDENNIZZI CLIENTI MT
Lug-06
D.246/06SEMPLIFIC.
REQUISITI x CLIENTI MT
Nov-06
Testo aggiornato
Testo aggiornato
DOC. CONS.REGISTRAZ.
ESATTA CLIENTI BT
DISALIMENT.
Mar-06
D. 122/06REQUISITI x REGISTRAZ.INTERR.BT
Giu-06
1° DOC. CONS.INTERRUZ. ESTESE E
PROLUNGATE
Mag-052°
DOC. CONS.INTERRUZ. ESTESE E
PROLUNGATE
Giu-063°
DOC. CONS.INTERRUZ. ESTESE E
PROLUNGATE
Gen-07
…verso il III periodo
Autorità per l'energia elettrica e il gas 21
Avvio del procedimento per il III periodo di regolazione
Delibera 209/06: avvio del procedimento per la regolazione della qualità (trasmissione, distribuzione, misura e vendita) per il III periodo di regolazione (2008-2011)
• in parallelo all’analogo procedimento tariffe (del. 208/06)• analisi di impatto della regolazione per gli aspetti più importanti• revisione del sistema di incentivi/penalità• estensione degli indennizzi ai clienti BT (nuovi standard per
interruz. prolungate e per num.max. di interruzioni all’anno)• prevista estensione della regolazione alle interruzioni brevi• avvio della regolazione anche per la trasmissione• regolazione dei call center (in parallelo con il gas, del. 93/06)• sperimentazione di controlli sulla qualità commerciale (stesso
metodo utilizzato per settore gas, del. 213/06)• promozione degli investimenti finalizzati al miglioramento di
aspetti della qualità non intercettati dai meccanismi di regolazione degli output
Autorità per l'energia elettrica e il gas 22
Il metodo AIR
Motivazione degli interventi e esplicitazione obiettivi Presentazione opzioni alternative per raggiungere l’obiettivoCriteri di valutazione delle opzioniPrima valutazione qualitativaValutazione “complessiva” preliminareIncontri con operatori e associaz. clienti (ricognizione)1a consultazione – verifica delle valutazioni preliminareEsame delle osservazioni pervenuteScelta dell’opzione preferita (eventuale analisi costi/benefici)2a consultazione – presentazione proposte finaliEsame delle osservazioni pervenuteEventuale 3a consultazione rapida su schema provvedimentoProvvedimento finaleRelazione finale AIR
Un metodo (parzialmente) nuovo, in sperimentazione
Caratteristiche dell’analisi di impatto della regolazione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 23
Il metodo AIR (segue)• Le opzioni sono valutate su una scala qualitativa:
basso / medio-basso / medio / medio-alto /alto• Il criterio efficacia (benefici) pesa 50%; gli altri
criteri (costi per esercenti e regolatore) pesano insieme 50%
CRITERI OPZIONE 0 (nulla)
OPZIONE A
OPZIONE B
OPZIONE C
EFFICACIA
SEMPLICITA’
ECONOMICITA’
VALUTAZIONE COMPLESSIVA
Autorità per l'energia elettrica e il gas 24
Un caso di “quasi-AIR” INTERRUZIONI PROLUNGATE E ESTESE
1° doc.cons. 2° doc.cons. 3° doc.cons.
EFFICACIA: Tutela clienti
Medio (stdprolungati per ev. con danni; no interr. programm.)
Medio/alto (stdprolungati per ev.ecc.; rimborsi più elevati ma ridotti per blackout)
Alto (std e rimborsi uniformi; anche interruzioni programmate)
EFFICACIA: tempestività ripristino
Alto(std. sfidanti senza esclusioni)
Medio/alto(std. sfidanti con esclusioni e sospensioni)
Medio/basso(imprese non responsabili per eventi eccezionali)
ECONOMICITA’: Sostenibilità esercenti
Medio (std. e indennizzi differenziati per eventi con danni e senza; copertura dei costi in base a profili di ripristino
Medio (std. e indennizzi, differenziati int. estese e non, eccez. e ordinarie; tetto max e copertura dei costi ex-ante per interr. in condizioni eccezionali)
Medio/alto (indennizzi e rimborsi uniformi, con tetto max e Fondo per eventi eccezionali; posticipazioni e sospensioni; gradualità)
SEMPLICITÀ: comunicabilità
Medio/basso(std. differenziati per eventi, clienti; rischi di contenzioso)
Basso(std. troppo differenziati; struttura complessa rischi contenzioso)
Medio/alto(std differenziati solo per territorio; rimborsi uniformi e indipendenti)
VALUTAZIONE COMPLESSIVA
Medio/basso Medio Medio/alto
Autorità per l'energia elettrica e il gas 25
Contenuti
• Principi della regolazione della qualità
• Risultati della regolazione nel II periodo
• Il processo di consultazione e l’A.I.R.
• Opzioni A.I.R. a confronto
• Altre proposte non soggette a A.I.R.
• Una sintesi e i prossimi passi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 26
ASPETTI PRINCIPALI TRATTATI CON METODO A.I.R.
• Trasmissione e distribuzione AT1. Riduzione delle disalimentazioni (cap. 5)2. Prevenzione/mitigazione di incidenti rilevanti (cap. 6)
• Distribuzione MT/BT3. Migliorare l’affidabilità delle reti MT/BT (cap. 13)4. Estendere la tutela dei clienti finali (cap. 14)
• Vendita5. Migliorare la risposta ai reclami (cap. 23)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 27
TRASMISSIONE E DISTRIBUZIONE IN ALTA TENSIONE
• Caratteristiche della rete di trasmissione (RTN) e distribuzione in alta tensione (rete D-AT)– Rete magliata: può sopportare un guasto senza
disalimentare il carico– Ridotto contributo agli indicatori di interruzione per
cliente (RTN+D-AT: <5%, salvo grandi incidenti)
• Distinzione tra disalimentazioni e “incidenti rilev.”– “Incidente rilevante”: ENS>150 MWh non forniti e
durata>30’ – proposto innalzamento a 500 MWh
• Regolazione attualmente limitata alla trasparenza – Regole di registrazione (innovative dal 2006)– Livelli attesi di qualità di trasmissione
Autorità per l'energia elettrica e il gas 28
QUALITÀ DEL SERVIZIO SURETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE
Tempo medio di disalimentazione (AIT)(minuti persi a livello dell’intero sistema per disalimentazioni subite da tutti gli Utente della rete,coinvolti nei disservizi dovuti alle cause attribuibili a Terna
con esclusione degli incidenti rilevanti)
0,590,80
0,06
1,100,82
1,10
0,56 0,600,95
1,10
0,23
3,20
1,58
2,80
0,36
1,10
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
Area TO
Area M
I
Area VE
Area FI
Area RM
Area NA
Area PA
Area C
A
Consuntivo 2006
Target 2006
Autorità per l'energia elettrica e il gas 29
QUALITÀ DEL SERVIZIO SURETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE
Energia non fornita (ENS) [MWh](disalimentazioni subite da tutti gli Utenti della rete AT,
coinvolti nei disservizi dovuti alle cause attribuibili a Terna con esclusione degli incidenti rilevanti)
4160
8
130
76
100
5360
85100
21
180
65
110
930
020406080
100120140160180200
Area TO
Area M
I
Area VE
Area FI
Area RM
Area NA
Area PA
Area C
A
Consuntivo 2006
Target 2006
Autorità per l'energia elettrica e il gas 30
Qualità del servizio suRete di trasmissione nazionale:Incidenti rilevanti anno 2006
Area Data Tipo MWh Durata (ore)
Cagliari 12-apr mancato ritiro 1330 16,5
Palermo 17-lug mancata fornitura 748 3
Rete Italia 04-nov mancata fornitura 1800 0,5
Autorità per l'energia elettrica e il gas 31
TRASMISSIONE E DISTRIBUZ. AT
1. Riduzione delle disalimentazioni (cap. 5)Opzioni Valut.prel.
#1.0 (opzione nulla): mantenere il metodo esistente dei livelli attesi di trasmissione definiti da Terna e approvati dall’Autorità
Medio
#1.A: introdurre una penalizzazione in relazione alla energia non servita totale annua in caso di superamento di una soglia massima
Medio-basso
#1.B: introdurre un sistema di incentivi/penalitàsimmetrico in relazione alla energia non servita a fronte di un target determinato su dati storici
Medio-alto
Autorità per l'energia elettrica e il gas 32
TRASMISSIONE E DISTRIBUZ. AT
2. Mitigazione e prevenzione incidenti rilevanti (cap.6)Opzioni Valut.prel.
#2.B: valutare nuovi criteri aggiuntivi e condizionali per la verifica della sicurezza N-1 (e di conseguenza per il dispacciamento degli impianti di generazione)
Da valutare
#2.0 (opzione nulla): mantenere i criteri attuali di verifica della condizione di sicurezza N-1 Medio
#2.A: estendere il meccanismo di incentivi/penalità (vedi opzione #1.B) anche agli incidenti rilevanti con appositi tetti massimi al rischio economico per Terna
Medio-basso
#2.C: modulazione del differenziale di remunerazione degli investimenti di sviluppo in relazione alla completezza delle realizzazioni rispetto al Piano di sviluppo approvato
Medio-alto
Autorità per l'energia elettrica e il gas 33
DISTRIBUZIONE IN MEDIA E BASSA TENSIONE
• Caratteristiche della rete di distribuzione (MT/BT)– In MT, rete magliata esercita in assetto radiale: non
può sopportare un guasto senza disalimentare il carico, con ampia possibilità di controalimentazione
– In BT, rete radiale con limitata possibilità di controalimentazione
– Elevato contributo agli indicatori di interruzione per cliente (MT: 60%-80%; BT: 15%-40%)
• Regolazione della continuità del servizio– Incentivante per ambiti sulla durata (dal 2000)– Per standard individuale sul numero (solo clienti MT) – per clienti BT predisposizione in corso a seguito
delibera 122/06)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 34
Revisione quadriennale della regolazione della durata
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
»0 »1 »2 »3 »4 »5 »6 »7 »8 »9 »10
Min
uti p
ersi
per
clie
nte
BT
Tendenziale Effettivo
1998/1999biennio 1999/2000 2000/2001 2001/2002 2002/2003 2003/2004 2004/2005 2005/2006 2006/2007
1° periodo di regolazione
2° periodo di regolazione
Liv. nazionale di riferimento
Livello obiettivo
Autorità per l'energia elettrica e il gas 35
DIFFERENZA DI MIGLIORAMENTO TRA DURATA E NUMERO DI INTERRUZIONI
MIGLIORAMENTO RISPETTO AL 1999
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1999 2000 2001 2002 2003 * 2004 2005 2006
NU
MER
O IN
DIC
E (1
999=
100)
DURATA NUMERO (int.lunghe)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 36
NUOVI STANDARD numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006)
Fonte: CEER Task Force on Quality of Supply, 3rd Benchmarking Report, 2005
Territorio
PaeseMetro-
politano
Urbano (grandi città)
Semi-urbano (medi
comuni)
Rurale (piccoli comuni)
Rurale disperso
2 (MT)
n.a (BT)
3 (MT)
3 (BT) (Ciascuna interruazione più lunga di 3 ore)
3 (MT)
n.a (BT)
8 (MT)
12 (BT)
6 (MT)
n.a (BT)
5 (MT)
n.a (BT)
30 (MT)
36 (BT)
8 (MT)
12 (BT)
20 (MT)
24 (BT)
15 (MT)
18 (BT)
3 (MT)
n.a (BT)
4 (MT)
n.a (BT)
18 (MT)
23 (BT)
12 (MT)
15 (BT)
FRANCIA 3 (MT)
n.a (BT)
GR. BRETAGNA
ITALIA
PORTOGALLO
SPAGNA
Standard europei sul massimo numero di interruzioni lunghe per cliente(interruzioni di durata > 3 minuti se non indicato diversamente)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 37
NUOVI STANDARD - numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006):clienti di maggiori dimensioni
MT tra 100 kW e 500 kW 62,4%
MT <=100 kW11,5%
MT > 500 kW25,9%
dal 2007 sono clienti MT di maggiori dimensioni anche quelli con Pn > 100 kW
Nota: sono esclusi punti di consegna su palo e cabine in elevazione con consegna agli amarri con potenza disponibile fino a 100 kW.
Autorità per l'energia elettrica e il gas 38
NUOVI STANDARD - numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006):% clienti MT peggio serviti sul totale clienti (sono esclusi punti di consegna su palo e cabine in elevazione con consegna agli amarri con potenza disponibile fino a 100 kW)
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
35,0%Pi
emon
teLo
mba
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Tren
tino
Alto
Adi
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neto
Friu
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Giu
liaLi
guria
Emilia
Rom
agna
Tosc
ana
Umbr
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olise
Cam
pani
aPu
glia
Basil
icata
Cala
bria
Sicil
iaSa
rdeg
naNo
rdCe
ntro
Sud
ITAL
IA
Autorità per l'energia elettrica e il gas 39
NUOVI STANDARD - numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006):Clienti “peggio serviti”e dichiarazioni di adeguatezza inviate
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Nord
Centro
Sud
clienti peggio serviti clienti che hanno inviato la dichirazione di adeguatezza
Autorità per l'energia elettrica e il gas 40
NUOVI STANDARD - numero massimo di interruzioni lunghe per cliente MT (dal 2006)Effetti della regolazione del numero nel 2006
Penalità Indennizzi
Tipo clienti Pn > 500 kW (con impianti adeguati o
non adeguati)
Tutti i clienti purchè con impianti
adeguati
N° clienti 22.396 (Pn > 500 kW con contratto in vigore
l’intero anno)
4.901 (con più interruzioni
dello standard, anche non adeguati)
Ammontare 3.412.399 € 76.976 €
€ / cliente 2.050 € (>100 kW)3.500 € (>500 kW)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 41
DISTRIBUZIONE MT/BT
3. Migliorare l’affidabilità della rete (cap. 13)Opzioni Valut.prel.
#3.B: come opzione #3.A ma considerando anche le breviMedio
#3.0 (opzione nulla) mantenere l’attuale regolazione per incentivi e penalità della durata di interruzione Medio
#3.A: sostituire la regolazione della durata con una regolazione incentivante del numero di interruzioni lunghe
Medio-basso
#3.C: introdurre la regolazione del numero di interruzioni (lunghe+brevi) ma mantenendo la regolazione della durata
Medio-alto
Autorità per l'energia elettrica e il gas 42
DISTRIBUZIONE MT BT
4. Estendere la tutela dei clienti finali per le interruzioni (cap.14)
Opzioni (per clienti BT) Valut.prel.
#4.0 (opzione nulla): non introdurre standard individuali per clienti BT nel III periodo di regolazione
Medio
#4.A: introdurre standard individuali dal 2010 progressivamente, iniziando dai clienti appartenenti agli ambiti territoriali con peggiori livelli di continuità del servizio
Medio-alto
#4.B: introdurre dal 2010 standard individuali per tutti i clienti BT Medio
Autorità per l'energia elettrica e il gas 43
VENDITA AL DETTAGLIO• L’attività di vendita è liberalizzata
– Dal 1 luglio 2007 saranno idonei tutti i clienti anche domestici
– Regime di separazione tra distributore e venditore (in corso di definizione)
• In quanto attività libera, la vendita è soggetta a una regolazione di qualità più leggera– Standard specifico sui tempi di rettifica fatture– Standard generale sui tempi di risposta a reclami– Nuovi standard per qualità dei call center (in corso)
• Esperienza dal settore gas – convergenza– Venditore interfaccia unico per il cliente– Obblighi di tempestività per il venditore nell’inoltro al
distributore di richieste da parte del cliente
Autorità per l'energia elettrica e il gas 44
RISULTATI DELLA REGOLAZIONE DELLA QUALITA’ COMMERCIALE
Risposta a reclami o richieste scritte per attività
Prestazioni soggette a livello generale: 20 gg lavorativi nel90% dei casi
clientela alimentata in BT, confronto anni 2005 e 2006
Prestazione
N° annuo di richieste
2005
N° annuo di richieste
2006
% Fuori Standard
2005
% Fuori Standard
2006
Tempo effettivo
2005
Tempo effettivo
2006
Risposta a reclami o richieste scritte per l'attivita di distribuzione 46.065 32.392 24,91% 24,04% 30,46 20,73
Risposta a reclami o richieste scritte per l'attivita di misura 6.520 5.874 13,59% 10,84% 15,77 10,89
Risposta a reclami o richieste scritte per l'attivita di vendita 55.403 65.516 14,20% 8,36% 13,51 9,02
Autorità per l'energia elettrica e il gas 45
VENDITA AL DETTAGLIO5. Migliorare la risposta ai reclami (cap. 23)Opzioni Valut.prel.
#5.B introdurre uno standard specifico per i reclami (da affiancare allo standard generale) Medio
#5.0 (opzione nulla) mantenere la regolazione vigente rafforzando la pubblicazione comparativa
Medio-basso
#5.A oltre a rafforzare la pubblicazione comparativa, introdurre penalizzazione per la quota di reclami a cui viene data risposta oltre la soglia fissata da uno standard generale, tenendo conto anche della soddisfazione dei clienti reclamanti per la risposta ricevuta
Medio-alto
#5.C introdurre uno standard specifico per i reclami solo per i venditori che per due anni non rispettano lo standard generale
Medio
Autorità per l'energia elettrica e il gas 46
SPUNTI PER LA CONSULTAZIONE(OPZIONI CON METODO A.I.R.)
• Per ciascun “grappolo” di opzioni– Ci sono altre opzioni che non sono state considerate? – Si condividono le valutazioni espresse? – Si invitano i soggetti interessati a fornire elementi
quantitativi in termini di costi e benefici annessi alle diverse opzioni presentate e in particolare a quella indicata come preferibile
– Si ritiene che sia preferibile un’opzione diversa da quella indicata? Se sì, per quali motivi?
Autorità per l'energia elettrica e il gas 47
Contenuti
• Principi della regolazione della qualità
• Risultati della regolazione nel II periodo
• Il processo di consultazione e l’A.I.R.
• Opzioni A.I.R. a confronto
• Altre proposte non soggette a A.I.R.
• Una sintesi e i prossimi passi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 48
ULTERIORI PROPOSTENON SOGGETTE A A.I.R.
• Trasmissione e distribuzione AT– Equiparazione regolazione RTN e D-AT (cap. 8)– Valorizzazione dei servizi di mitigazione (cap. 9)
• Distribuzione MT/BT– Estensione standard MT alle interruz. brevi (cap. 14)– Meno “esclusioni” dalla regolazione (cap. 15)– Promozione di investimenti specifici (cap. 16)– Iniziative per la qualità della tensione (cap. 17)– Revisione standard qualità commerciale (cap. 18)– Allineamento regole per piccoli esercenti (cap. 19)
• Vendita– Separazione distributori-venditori (cap. 24)– Metodo di verifica dei dati di QC (anche D.) (cap. 25)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 49
STANDARD INDIVIDUALI MT:ESTENSIONE ALLE INTERRUZ. BREVI
• Standard relativi al numero max di interruz.– Num. max di interruzioni lunghe / anno– Num. max di interruzioni brevi (o lunghe+brevi) /anno– Determinazione degli standard in base ai dati che sono
stati già richiesti ai distributori
• Conferma del sistema di verifica dell’adeguatezza degli impianti di utenza– Per piccoli clienti inchiesta pubblica CEI su IMS CON
fusibile e rele omopolare
• Clienti MT con piccole potenze (<100 kW)– Possibilità di trasferire il punto di consegna (su palo o in
cabina agli amarri) in BT senza costi a carico cliente
Autorità per l'energia elettrica e il gas 50
MENO “ESCLUSIONI” DALLA REGOLAZIONE DELLA CONTINUITA’
• Interruzioni attribuibili a danni di terzi– 2004-2007: regime volontario di regolazione– 2008-2011: revisione cause “esterne”: esclusione solo
per eventi certificati (es. ordine autorità pubblica)– Livelli tendenziali e standard definiti in relazione alla
nuova base di interruzioni “incluse” e ai livelli effettivi
• Interruzioni attribuibili a disalimentazioni a monte– Ripartizione dei rimborsi per standard individuali tra i
due esercenti in proporzione a numero/durata di eventi
• Interruzioni in sequenza – Unificazione della regola di accorpamento entro 1 ora
Autorità per l'energia elettrica e il gas 51
PROMOZIONE INVESTIMENTI SPECIFICI
• Alcuni investimenti potrebbero non essere adeguatamente sollecitati dagli standard e dagli incentivi in quanto non “intercettati” negli indicatori– Esempio: rafforzamento linee aeree (escl. eventi eccez.)
• L’aumento della remunerazione del capitale potrebbe essere introdotto anche in distribuzione– Necessità di regole di identificazione e di controlli
• Possibili investimenti specifici da promuovere– Linee aeree (gap rispetto alle nuove norme europee)– Potenza di corto circuito (linee con nodi con Scc insuff.)– Tensioni nominali obsolete a fronte di picchi di domanda – Sperimentazioni di reti MT attive chiuse in anello
• Mantenimento di qualità: rientra in tariffa
Autorità per l'energia elettrica e il gas 52
Ipotesi di relazione semplificata tra SCC e variazione rapida di tensione (∆u)
Scc
Progetto di rete
Esercizio e gestione della
della rete
Distributore
Cliente
Generazione distribuita
Variazione di richiesta di
potenza
Variazione di tensione
Trasmissione
Caratteristiche impianto utenza
Altri clienti
rete
utentecc u
MVASS
∆⋅≅
)1(*2
utente
istantaneot S
SK ∆=
cc
utentetrete S
SKu ≅∆
Autorità per l'energia elettrica e il gas 53
Incidenza dei nodi “non conformi”
25920
1704
5848
Numero
15Nodi “Trasformazione secondaria”
36 Nodi “Misto cliente-trasformazione”
97Nodi “Clienti MT”
Non conf.Tipo di nodo MT (con carico) %5lim =∆u
Tipo di elemento Numero Con >=1 nodo n.c
Nodi MT (con carico) 33472
1622
288
Linee MT
148
113
Sbarre MT di cabina primaria 77
Incidenza totale minore dell’1% a
livello nodo
Ambiti territoriali di appartenenza Numero Non conf.
Nodi in ambiti bassa concentrazione 11121 76
16415Nodi in ambiti media concentrazione 47
Nodi in ambiti alta concentrazione 5936 25
Autorità per l'energia elettrica e il gas 54
Analisi sui soli nodi “Cliente MT+misti”
%5≤∆ reteu
<=400[kW]
>400,<=1000[kW]
>1,<=3[MW]
>3,<=10[MW]
TOTALE
# Clienti MT 4544 2065 789 154 7552
% nodi non conformi 0,3% 2,2% 6,5% 14,3% 1,76%
Potenza media [kW] 265 707 1998 4510
Potenza media mal fornita [kW]
69 312 834 1607
# Clienti MT con ∆Smf< 0 15 45 51 22 133
Percentuale di potenza mal fornita %
26% 44% 41% 35%
%5lim =∆u
Autorità per l'energia elettrica e il gas 55
Possibili livelli minimi di potenza di corto circuito
• IPOTESI DI SOGLIE MINIME DI SCC
• NUOVE CONNESSIONI
– Trasparenza sui livelli minimi di Scc all’atto della richiesta– Campagne di misura (1 mese?) in caso di connessione in
nodo non conforme– Utilizzo delle soglie di riferimento anche per individuare
clienti che immettono disturbi in rete
Potenza disponibile [MW] <0.1 0.1÷0.5 0,51÷1 1÷3 3÷10
Potenza cto cto minima [MVA] n.d. 15 25 40 60
Autorità per l'energia elettrica e il gas 56
INIZIATIVE PER LA QUALITA’ DELLA TENSIONE
• In Italia: iniziativa di monitoraggio QT su reti MT– http://queen.ricercadisistema.it
• In Europa: iniziativa CEER di revisione EN 50160– www.ceer-eu.org www.ergeg.org
• Nessuna attuazione dei contratti per la qualità– Esigenza di iniziative di coinvolgimento dei clienti
• Possibili iniziative per III periodo di regolazione– Periodo biennale di verifiche impiantistiche su richiesta– Misurazione individuale semplificata sul punto di cons.– Misurazione totale buchi tensione su semisbarre MT– Soluzioni di connessione ad alta qualità (contratti)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 57
QUALITA’ DELLA TENSIONE: SISTEMA DI MONITORAGGIO
Fonte: CESI RICERCA - RdS
400 strumenti sulle semisbarre MT delle cabine AT/MT; campione del 10 % della rete MT con rappresentatività statistica di:
• lunghezza totale delle linee collegate alla semisbarra;
• tipo delle linee MT (aeree a conduttori nudi, in cavo, miste);
• numero di clienti MT;• tipologia di esercizio del neutro
(isolato/compensato);• densità al km2 di clienti BT
serviti dalla rete MT;• potenza dei trasformatori
AT/MT;• tensione nominale.
Autorità per l'energia elettrica e il gas 58
QUALITA’ DELLA TENSIONE: CONSULTAZIONE DATI AGGREGATI
DISPONIBILE PUBBLICAMENTE SU
INTERNEThttp://queen.ricercadisistema.it
Autorità per l'energia elettrica e il gas 59
RISULTATI DEL MONITORAGGIO DELLA QUAL.TENSIONE SU RETI MT
BUCHI DI TENSIONE: Numero medio nazionale annuoPeriodo riferimento : 1 ANNO (6.2.2006 – 4.2.2007)
Tensione residua
[%]
20-100 [ms]
100-500 [ms]
0.5-1 [s]
1-3 [s]
3-60 [s] Totale
90>u≥85 20.4 6.4 0.5 0.3 0.1 27.7 85>u≥70 16.7 19.2 0.9 0.4 0 37.2 70>u≥40 13.5 32.5 0.6 0.1 0.1 46.8 40>u≥10 2.4 15.2 0.3 0.1 0 18 10>u≥1 0.3 1.3 0.1 0 0 1.7 Totale 53.3 74.6 2.4 0.9 0.2 131.4
Fonte: CESI Ricerca http://queen.ricercadisistema.it
Autorità per l'energia elettrica e il gas 60
REVISIONE STANDARD DI QUALITA’ COMMERCIALE
• Riesame standard alla luce dei dati disponibili• Proposte di standard specifici con indennizzi in
sostituzione di standard generali– Verifiche di tensione e dei misuratori– Preventivi su rete di media tensione
• Possibili nuovi standard con indennizzi– Messa a disposizione dati di misura dei consumi per
fatturazione e per switching
• Indennizzi– proporzionali al ritardo nella prestazione– termine massimo per l’erogazione dell’indennizzo
• Accorgimenti per accelerare le richieste di autorizz.
Autorità per l'energia elettrica e il gas 61
ALLINEAMENTO REGOLAZIONE QUALITA’ PER PICCOLI ESERCENTI
• Obiettivo: allineare i livelli di tutela a quelli attualmente previsti per i clienti serviti dalle imprese di maggiori dimensioni
• Regolazione incentivante della continuità applicata a tutte le imprese distributrici– avviata una campagna di controlli sul rispetto
dell’obbligo di telecontrollo dal 1.1.2006
• Standard e indennizzi di qualità commerciale applicati a tutte le imprese distributrici– Percorso graduale in due tappe (2008 e 2010)
Autorità per l'energia elettrica e il gas 62
Contenuti
• Principi della regolazione della qualità
• Risultati della regolazione nel II periodo
• Il processo di consultazione e l’A.I.R.
• Opzioni A.I.R. a confronto
• Altre proposte non soggette a A.I.R.
• Una sintesi e i prossimi passi
Autorità per l'energia elettrica e il gas 63
DIMENSIONI DELLA QUALITA’ E STRUMENTI DI REGOLAZIONE
OBBLIGHI DI SERVIZIO , STANDARD GENERALI E SISTEMA DI
BENCHMARKING
QUALITÀ
QUALITA’ SERVIZI
TELEFONICI
QUALITA’ COMMERCIALE
CONTINUITA’ DEL SERVIZIO
QUALITA’ DELLA
TENSIONE
•ACCESSSO AL CALL CENTER
•SEMPLICITA’ RISPONDITORE AUTOMATICO
•TEMPI DI ATTESA
•ATTENZIONE AL CLIENTE
•RETTIFICHE FATTURAZIONE
•RIPAR.GUASTI E VERIFICHE MISURATORI
•PREVENTIVI•ALLACCIAMENTI•ATTIVAZIONI•APPUNTAMENTI•INTERRUZIONI SENZA PREAVVISO LUNGHE E BREVI
•INTERRUZIONI CON PREAVVISO
•VARIAZIONI LENTE (10-MIN)
•BUCHI DI TENSIONE
•SOVRATENSIONI•ARMONICHE
VEN
DITA
STANDARD GENERALI E
INDIVIDUALICON INDENNIZZI
AUTOMATICI
MISU
RA
COLLEGAMENTO CON LA TARIFFA PER RIDURRE
NUMERO E DURATA MEDIA DI INTERRUZ.;
STANDARD INDIVID. SU NUMERO E DURATA MAX
DISTR
IBU
ZION
E E TR
ASM
ISSION
E MONITORAGGIO QUALITA’ TENSIONE; CONTRATTI PER LA
QUALITA’•FLICKER
Autorità per l'energia elettrica e il gas 64
Verso il III periodo di regolazione (2008-11)
1° periodo 2° periodo 3° periodo
Minuti persi (durata media)
Incentivi / penalità
Incentivi / penalità
Incentivi / penalità
Indennizzi MT(numero max)
Standard con indennizzi
(solo int. lunghe)
Standard con indennizzi
(anche int. brevi)
Numero medio interr. /cliente
monitoraggio int.lunghe+brevi
Incentivi / penalità
Int.prolungate(durata max)
Consultazioni e studi statistici
Standard con indennizzi
(anche ev.eccezion)
Indennizzi BT (numero max)
Prerequisiti identific.cl.interr.
Standard con indennizzi
Indicatori di qualità tensione
Monitoraggio QT e studi P-ctocto
Promoz. invest. Potenza cto-cto
Autorità per l'energia elettrica e il gas 65
EVOLUZIONE REGOLATORIA E STIMOLO AGLI INVESTIMENTITipologia di investimenti
Oggetto della regolazioneDurata
interruz.
Investim. non
strutturaliTelecontr. eautomazione
Investim.strutturali
Affidabilità e robustezza
Numero interr.lunghe+brevi
e variaz. tensione
Numero interruz. lunghe
Neutro compensato
Autorità per l'energia elettrica e il gas 66
Prossimi passi (programma)
Seminario pubblico di presentazione del primo documento di consultazione con opzioni alternative
Oggi
Termine per la presentazione delle osservazioni scritte al primodocumento di consultazione con opzioni
21 maggio
Svolgimento di incontri tecnici con gli esercenti per la discussione e l’esame delle opzioni e delle proposte presentate
Maggio-luglio
Emanazione del provvedimento in materia di qualità dei servizi telefonici (in vigore dal 1° gennaio 2008)
Entro giugno
Emanazione del provvedimento in materia di interruzioni prolungate e estese (in vigore dal 1° gennaio 2008)
Entro luglio
Realizzazione dell’indagine demoscopica sulla soddisfazione e le aspettative dei clienti
giugno-sett.
Emanazione del secondo documento di consultazione sulla regolazione della qualità dei servizi elettrici nel III periodo
Entro luglio
Termine per la presentazione delle osservazioni scritte al secondo documento di consultazione
Inizio ottobre
Emanazione del provvedimento finale Novembre
Autorità per l'energia elettrica e il gas 67
Per saperne di più...www.autorita.energia.it
> Attività istituzionale > Documenti per la consultazione> Delibere> Relazioni tecniche e relazioni AIR
> Elettricità> Qualità
> dati di continuità del servizio> link al sistema di monitoraggio QT> iniziative europee e rapporti CEER
…grazie dell’attenzione