1. Bologna 13 aprile 2012
Un’analisi degli impatti relativi
all’introduzione degli smart meter nella distribuzione
del gas naturale
Giacomo Selmi
Antonio Sileo
Presentazione dello Studio I-Com svolto con la collaborazione di Anigas

2. INTRODUZIONE
AMBITO DELLO STUDIO:
messa in servizio di gruppi di misura del gas caratterizzati da requisiti funzionali di
telelettura e tele gestione per i punti riconsegna delle reti di distribuzione come
disposto dal provvedimento dell’Autorità dell’energia elettrica e il gas (di seguito
AEEG) con la delibera ARG/gas 155/08 del 22 ottobre 2008 e degli obblighi per i
distributori gas.
Lo studio aggiorna al 2011 i tre principali aspetti considerati nel 2007-2008 nella fase
di consultazione e di deliberazione del provvedimento dell’AEEG:
A.Inquadramento generale dello smart metering e survey delle esperienze
europee
B.Outlook delle tecnologie disponibili alla data e degli aspetti produttivi
C.Simulazioni dei costi e dei benefici (Simulation Cost Benefit Analysis – CBA)
con l’utilizzo modello ESMA - European Smart Metering Alliance
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3. STUDIO
A) Inquadramento dello smart metering gas
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4. Smart grid e smart metering gas
• Avvento delle smart grid (SG): integrazione delle SG dell’energia elettrica e del
gas naturale.
• Smart metering (SM): “nel cuore di una smart grid alberga lo smart meter” , SM
è condizione necessaria per le SG; è lo SM che fornisce le informazioni per far
fronte alla necessità di gestione del “business” e ad una più efficiente gestione
dei consumi (= efficienza energetica).
• Differenze tra SM elettrico e gas
• Smart metering gas e suo inquadramento nell’evoluzione delle reti intelligenti
(modello ESMA European Smart Metering Alliance)
• Linee guida europee per lo sviluppo delle smart grid e lo smart metering gas –
DIRETTIVE e ASPETTI REGOLATORI
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5. Principali funzionalità dello smart metering
In ambito internazionale le principali funzionalità dello SM per rientrare nello
schema evolutivo della SG sono:
• elaborazione, trasferimento e gestione automatica dei dati;
• gestione automatica dei contatori;
• comunicazione bidirezionale da e verso il contatore;
• possibilità di fornire informazioni significative sui consumi ai vari player del
mercato interessati all’intera filiera, con l’inclusione dei consumatori finali;
• possibilità di supportare servizi volti a migliorare l’efficienza del sistema
nel suo complesso e ridurre i consumi energetici.
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6. Modello ESMA (European Smart Metering Alliance) -1
Funzionalità e servizi collegati all’introduzione dello smart metering
Figura 1: ESMA - European Smart Metering Alliance
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7. Modello ESMA (European Smart Metering Alliance) -2
Potenziali benefici e beneficiari dello smart metering
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8. DIRETTIVE e ASPETTI REGOLATORI EUROPEI
DIRETTIVE
• 2006/32/CE efficienza energetica, 2009/72/CE elettricità, 2009/73/CE gas
ASPETTI REGOLATORI (ERGEG)
• Raccomandazioni in tema di offerta di servizi di smart metering gas
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9. STATO DELL’ARTE IN EUROPA
Cosa succede in Europa:
…e quali date e requisiti nei paesi europei già attivi sullo smart metering gas:
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10. STUDIO
B) Outlook delle tecnologie disponibili alla data e
degli aspetti produttivi
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11. OUTLOOK TECNOLOGICO
Lo studio I-Com prende in esame 2 aspetti:
1. L’implementazione e produzione dell’hardware
2. Il sistema di comunicazione (tecnologie, frequenze e protocolli).
Trarre delle conclusioni sullo stato dell’arte dell’introduzione di una misura con
nuovi standard, “elettronico-intelligenti”, in Europa non è cosa facile e forse
anche prematura visto il veloce evolversi dello status quo
Tuttavia alcune considerazioni possono comunque farsi:
• l’interoperabilità tra reti elettriche e reti gas sembra essere un requisito indispensabile
• al di là delle possibili integrazioni, l’infrastruttura di comunicazione sembra essere il
principale nodo tecnologico da sciogliere per un pieno sviluppo dello smart metering
• nel conseguire gli obiettivi regolatori si riscontrano limiti di natura produttiva e
tecnologica
• enorme e improvviso incremento della domanda è causa di notevoli complicazioni
nell’intero comparto e nella nuova filiera industriale ancora in fieri
• tuttora irrisolte le problematiche connesse alle singole componentistiche previste a
bordo dei gruppi di misura e all’infrastruttura di rete di telecomunicazione
• plausibile che nel giro di qualche anno l’offerta sul mercato sia più ampia e
diversificata di quella attuale.
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12. STUDIO
C) Simulazioni dei costi e dei benefici
(Simulation Cost Benefit Analysis- CBA)
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13. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 1
Lo studio I-Com utilizza, adattandola, la metodologia e gli strumenti di
simulazione sviluppati e codificati dall’ESMA per valutare la CBA dello
smart metering per l’energia elettrica e il gas naturale
METODOLOGIA:
1. Analizzare diversi scenari di implementazione dello smart metering
2. Lista dei potenziali benefici e degli attori dello smart metering
3. Lista dei parametri economici della implementazione/gestione dello
smart metering associata agli attori e ai benefici
4. Simulazione di diversi scenari per diversi attori del rapporto
costi/benefici
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14. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 2
Analizzare diversi scenari di implementazione dello smart metering
ESMA individua 3 scenari di riferimento:
A. BAU (Business As Usual rif. situazione attuale)
Lo smart metering non è implementato: la lettura dei misuratori avviene “manualmente” i contatori
sono quelli tradizionali (no smart) che vengono sostituiti alla fine della loro vita utile.
B. BB (Better Billing rif. modello SM gas francese)
I contatori tradizionali vengono sostituiti con contatori smart tele-leggibili automaticamente da
remoto con un piano definito di roll out. Al termine del piano di sostituzione entrano in un
programma di gestione/manutenzione standard e vengono rimpiazzati alla fine del loro ciclo di vita.
I clienti finali ricevono le informazioni storicizzate dei propri consumi dal venditore tramite la
bolletta o altri strumenti di feedback (sito web).
C. RTF (Real Time Feedback rif. modello SM gas/elettricità inglese)
Lo scenario fa riferimento a una configurazione simile BB al precedente, ma le informazioni relative
ai consumi sono inviate agli utenti in modalità “real time” o “near real time” e fruite tramite l’In-
House Display (IHD) abilitato dai dispositivi stessi.
I benefici sono calcolati come minori costi valutati tramite i parametri di calcolo, quantificando la
differenza tra prima e dopo l’introduzione dei nuovi gruppi di misura.
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15. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 3
Funzionalità degli scenari di riferimento ESMA
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16. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 4
Lista dei potenziali benefici e degli attori dello smart metering
Tra gli attori elencati da ESMA, I-Com ne individua 3 di riferimento:
RESC (l’impresa di vendita), DSO (l’impresa di distribuzione), Customer (il cliente
finale) a cui vengono associati i benefici dichiarati nella Relazione Tecnica della 155
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17. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 5
Lista dei parametri economici della implementazione/gestione dello smart
metering associata agli attori e ai benefici
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18. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 6
I parametri economici di input allo strumento calcolo sono stati ricavati essenzialmente
da tre fonti principali:
• questionario I-Com somministrato a un campione rappresentativo, individuato tra le
imprese di distribuzione e vendita associate ad Anigas;
• analisi economiche effettuate nel 2011 dalle associazioni di categoria (Anigas,
Assogas, Federestrattiva e FederUtility) per la preparazione dei documenti presentati
all’AEEG (comunicazione del 8 giugno e documento interassociativo di risposta al
DCO 17/11 del 4 luglio 2011);
• documenti disponibili in rete, quali ad esempio rapporto ERGEG 2009, studio
EUROGAS 2010, documento di consultazione 2011 del regolatore francese CRE.
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19. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 7
Valorizzazione dei principali parametri economici di input
Periodo di calcolo per VAN: 20 anni
Vita media smart meter
15 anni
(elaborazione I-Com su fonti internazionali):
Tempi di roll-out
6 anni
(fonte AEEG):
Prezzo del gas per il consumatore domestico con imposte
0,079 €/kWh
(fonte AEEG):
Prezzo del gas per il consumatore domestico senza
0,049 €/kWh
imposte (fonte AEEG):
Modalità comunicazione dati G4-G6: radiofrequenza;
(tecnologie elaborate da informazioni Anigas e CIG): over G6: GSM/GPSR/UMTS
Riduzione annuale consumi BB: 4%
(elaborazione I-Com su fonti internazionali): RTF: 6%
Dati riferiti a giugno 2011
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20. CONSIDERAZIONI SUI PARAMETRI ECONOMICI
Tra i tanti parametri economici di input che influenzano le simulazioni non è
possibile estrapolarne in particolare uno che abbia un effetto tale da risultare
distintivo.
Alcuni dei parametri, però, hanno un effetto maggiore sulla variazione dei risultati
e maggiormente contribuiscono alla definizione dei benefici per quanto riguarda il
sistema.
Tra questi sicuramente vale la pena di segnalare la riduzione dei consumi e la
maggiore efficienza energetica indotti dall’adozione degli smart meter.
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21. METODOLOGIA E STRUMENTO ESMA - 8
Valorizzazione dei parametri economici di input
Fattore di probabilità: valore definito sulla base di una funzione di distribuzione che serve a
modellizzare il comportamento dovuto alla diversa durata della vita dei contatori “smart” che
causa uno sfasamento nei periodi di sostituzione dei contatori per fine vita dopo il roll out iniziale.
Al crescere del fattore di probabilità, l’anno di sostituzione si avvicina all’anno di fine servizio;
viceversa riducendo il fattore di probabilità, la vita media cala e si ampia l’intervallo e con esso le
possibilità di sostituzione.
Per esemplificare, ad un fattore di 0,6 (in rosso-
arancio) corrisponderanno molte più possibilità
di sostituzione rispetto ad un fattore di 0,95 (in
viola nella figura), molto vicino alla vita
economica del misuratore.
NOTA: fattore 0,6 è il parametro utilizzato dall’ESMA, sono state
riportate anche simulazioni che prendono in considerazione il
parametro 0,8.
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22. SIMULAZIONI FINALI - 1
Simulazione degli scenari costi/benefici: caso complessivo con trasferimento in
bolletta (costi investimento e lettura)
Nel caso in cui i costi di investimento e
lettura vengano trasferiti in bolletta, a fronte
di una invarianza dei benefici del sistema, si
può notare che i benefici per il DSO
assumano VAN positivo da subito mentre
per il consumatore i valori diventano positivi
soltanto dal 17°anno.
(fig. )
Nel caso Real Time Feedback la situazione
rimane sostanzialmente invariata per il DSO
con un deciso miglioramento per il
consumatore, i cui benefici assumono VAN
positivo superato l’anno 7°.
( fig.)
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23. SIMULAZIONI ESMA - 2
Simulazione degli scenari costi/benefici: caso G4/G6 con trasferimento in bolletta
(costi investimento e lettura)
Nel caso dei soli gruppi di misura G4/G6, lo
scenario Better Billing mostra un significativo
peggioramento del quadro: il VAN per i
benefici del consumatore è negativo da
subito mentre il sistema assume VAN
positivo solo dopo il 13° anno; i dati per DSO
e venditori restano sostanzialmente invariati.
(fig. )
Nello scenario Real Time Feedback la
situazione migliora significativamente, con il
VAN per i benefici del sistema positivo
dall’anno 6° e il VAN per i benefici del
consumatore positivo dopo l’anno 10°.
( fig.)
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24. SIMULAZIONI FINALI - 3
Simulazione degli scenari del rapporto costi/benefici: caso complessivo (tutti i
gruppi di misura)
L’andamento del VAN per i diversi attori nello
scenario Better Billing nel caso complessivo
(tutti i misuratori) evidenzia valori negativi
crescenti per il DSO pur in una situazione di
complessivo beneficio per il sistema a partire
dal 7° anno.
(fig. )
Se si analizza lo scenario Real Time
Feedback si nota una situazione simile, con
una accentuazione dei benefici per il sistema
(con un VAN positivo a partire dall’anno 4°) e
il permanere di valori negativi per il DSO, per
l’intero orizzonte temporale considerato.
( fig.)
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25. SIMULAZIONI FINALI - 4
Simulazione degli scenari costi/benefici (prezzo finale del gas con tasse): caso
gruppi di misura G4-G6
Verificando i risultati per i soli gruppi di
misura G4-G6 si evidenzia un deciso
ridimensionamento dei benefici, con il VAN
relativo al sistema che diventa positivo
dall’anno 11° mentre la situazione per i DSO
non subisce significative variazioni
(fig. )
Benefici maggiori si ottengono nel caso Real
Time Feedback, con VAN positivo dall’anno
6° ma con distributori sempre penalizzati
( fig.)
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26. SIMULAZIONI FINALI - 5
Simulazione degli scenari costi/benefici: caso G4/G6 con trasferimento in
bolletta e prezzo finale del gas - senza tasse (per confronti internazionali)
Escludendo le tasse dal prezzo del gas, per
allineare i valori alla media europea, i dati
mostrano nello scenario Better Billing, che a
risultati positivi per il venditore e
sostanzialmente nulli per il DSO,
corrispondono valori negativi per il VAN dei
benefici di consumatori e sistema; a fronte di
pari riduzione dei consumi, un maggior
prezzo unitario determina un maggior
risparmio. (fig. )
Nello scenario Real Time Feeback la
situazione migliora per quanto riguarda il
sistema, il cui VAN dei benefici diventa
positivo dopo 8 anni, ma varia molto meno
per i singoli attori coinvolti, stabile il DSO.
( fig.)
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27. SIMULAZIONI FINALI - 6
Simulazione di diversi scenari per diversi attori del rapporto costi/benefici
Il VAN per il DSO, considerando tutti i calibri,
risulta sempre negativo nel caso in cui non
venga trasferito in bolletta il costo
dell’investimento (a 12, 20 e 30 anni, sia nel
caso Better Billing che in quello Real Time
Feedback); la negatività aumenta
all ’ aumentare dell ’orizzonte temporale nel
caso BB mentre rimane stabile nel caso
RTF (fig. )
La situazione rimane sostanzialmente invariata
(con valori leggermente ridotti nel caso BB e
leggermente accentuati nel caso RTF) se si
considera il solo caso dei gruppi di misura G4/G6
( fig.)
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28. CONSIDERAZIONI FINALI
Viene preso in considerazione il solo scenario Better Billing (BB) in quanto per il Real
Time Feedback (RTF) permangono dubbi sulla sua implementazione. Infatti si evidenzia
come nell’aggiornamento della valutazione dei costi e dei benefici in UK siano stati sollevati
recentemente numerosi dubbi sull’efficacia del modello RTF, come è già avvenuto in Francia,
dove l’In House Display (IHD) non è stato ritenuto conveniente. In Italia RTF rimane del tutto
futuribile poiché la funzione IHD non è prevista dalla delibera 155/08.
Per il Better Billing, le simulazioni evidenziano che il VAN dei benefici per il sistema e per
l’intero parco misuratori assume un valore positivo solo a partire dal 7°anno fino a
superare l’orizzonte dei 13 anni.
Considerato che i costi sono trasferiti tutti in tariffa, e quindi in bolletta, i clienti finali
avranno eventuali benefici a partire dal 17°anno.
Le simulazioni per i soli misuratori G4/G6 restituiscono un valore positivo per il VAN dei
benefici per il sistema non prima dei 13 anni. In alcuni casi il VAN rimane sempre negativo
per l’intero orizzonte considerato, in quanto i valori della riduzione annuale dei consumi
sono direttamente correlati al risultato del VAN.
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29. Grazie
selmi@i-com.it
sileo@i-com.it