quadro normativo per le reti elettriche di distribuzione gestite da

Capitolo 1 - Quadro normativo per le reti elettriche di distribuzione gestite da Enel
Distribuzione S.p.A.
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QUADRO NORMATIVO PER LE RETI
ELETTRICHE DI DISTRIBUZIONE GESTITE
DA ENEL DISTRIBUZIONE S.P.A.
1.1
INTRODUZIONE
Nel presente capitolo verrà illustrato per grandi linee il quadro normativo
Italiano che influenza le modalità di gestione delle reti di distribuzione dell’energia
elettrica (par. 1.2).
La conoscenza delle regole da rispettare al fine di una corretta connessione degli
utenti, produttori di energia elettrica e non, alle reti di distribuzione dell’energia
elettrica è di basilare importanza per poter affrontare le problematiche sviluppate nei
capitoli successivi. Per poter definire lo scenario tecnico, è indispensabile conoscere
quali siano gli schemi degli impianti, quali siano le protezioni da installare e quali le
caratteristiche costruttive che tali dispositivi debbano possedere.
Come previsto dalla Legge n. 481/951, il settore dell’industria elettrica è sottoposto
1
“Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di
regolazione dei servizi di pubblica utilità”, 14 Novembre 1995.
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all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas2, la cui attività di controllo si esplica
nell’emanazione di Direttive volte alla determinazione delle tariffe, dei livelli di
qualità dei servizi e delle condizioni tecnico-economiche di accesso e interconnessione
alle reti.
A queste si aggiungono le norme tecniche emanate dal CEI ed i documenti di
unificazione e regolamentazione interna emanati dagli enti gestori della distribuzione
elettrica3. Nel presente lavoro di tesi si prenderanno in esame le reti gestite da Enel
Distribuzione S.p.A., il maggiore distributore attualmente operante in Italia (par. 1.3).
1.2
UN QUADRO NORMATIVO IN EVOLUZIONE
In Italia, con la Legge n. 481/95, il 14 novembre 1995 fu istituita l’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas4 (AEEG).
Scopo dell’AEEG è quello “di garantire la promozione della concorrenza e
dell'efficienza nel settore dei servizi di pubblica utilità, di seguito denominati "servizi"
nonché adeguati livelli di qualità nei servizi medesimi in condizioni di economicità e
di redditività, assicurandone la fruibilità e la diffusione in modo omogeneo sull'intero
territorio nazionale, definendo un sistema tariffario certo, trasparente e basato su
criteri predefiniti, promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori,
tenuto conto della normativa comunitaria in materia e degli indirizzi di politica
generale formulati dal Governo.”5
Compito dell’AEEG è pure quello di dettare le condizioni tecnico-economiche per la
connessione degli utenti alla rete di distribuzione.
Nel 2002 viene emessa la Delibera 50/026; in essa, per definire quali siano le reti per
le quali i gestori abbiano l’obbligo di connessione di terzi, si fa riferimento al Decreto
2
Istituita con funzioni di regolazione e di controllo dei settori dell’energia elettrica e del gas.
3
Un esempio di tali documenti sono le DK emanate da ENEL Distribuzione.
4
Istituita con funzioni di regolazione e di controllo dei settori dell’energia elettrica e del gas.
5
Legge 481/95, articolo 1.1
6
“Condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti elettriche con tensione nominale
superiore ad 1 kV i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi”
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Legislativo n. 79/997.
Nell’allegato 1 di tale delibera vengono così definiti i seguenti impianti:
•
impianto per la connessione: “insieme degli impianti necessari per la
connessione alla rete di un impianto elettrico che risulta dedicato alla
medesima connessione”;
•
impianto di rete per la connessione: “porzione di impianto per la
connessione di competenza del gestore di rete con obbligo di connessione di
terzi”;
•
impianto di utenza per la connessione: “porzione di impianto per la
connessione, la cui realizzazione, gestione, esercizio e manutenzione
rimangono di competenza del soggetto richiedente la connessione”;
L’immissione di tale Decreto ha lo scopo di redigere delle linee guida alle quali sia i
gestori delle reti che i soggetti richiedenti la connessione sono tenuti ad attenersi.
Nel 2003 viene emessa la Direttiva Europea 2003/54/CE8 il cui scopo è quello di
fornire delle norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, ponendosi
l’obiettivo di estendere l’accesso al libero mercato ad un numero sempre maggiore di
soggetti.
Scopo di tale Direttiva è anche quello di definire il ruolo e la figura del “gestore del
sistema di distribuzione” il quale viene visto come l’ente cui è affidata la
responsabilità di garantire il funzionamento della rete di distribuzione in maniera
efficiente ed affidabile.
Inoltre, l’articolo 14, comma 7, afferma che: “il gestore del sistema di distribuzione, in
fase di pianificazione dello sviluppo del sistema, deve prendere in considerazione
misure di efficienza energetica/gestione della domanda e/o generazione distribuita che
possono supplire alla necessità di incrementare o sostituire la capacità.”
7
Definizioni presenti nell’articolo 3, comma 1 e nell’articolo 9, comma 1.
8
“Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003 relativa a norme comuni per il
mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/Ce”
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Nel 2004 con la Delibera 136/049, l’AEEG ha ritenuto opportuno avviare un
procedimento ai fini della formazione di provvedimenti in materia di condizioni
tecnico-economiche di accesso alle reti di distribuzione. Con tale Delibera l’AEEG ha,
inoltre, reputato necessario che ai fini dello svolgimento dell'attività preparatoria delle
decisioni conclusive:
a. siano costituiti gruppi di lavoro con la partecipazione dei soggetti
interessati e di formazioni associative che ne rappresentino gli interessi, e
che si tenga conto di eventuali apporti provenienti da altre amministrazioni
pubbliche e delle relative esigenze di coordinamento;
b. possano essere coinvolti organismi tecnici di normazione impiantistica e
società che svolgono ricerca di sistema nel settore elettrico, al fine della
predisposizione di osservazioni e proposte.
In ottemperanza a quanto disposto, in data 1 ottobre 2004 gli Uffici dell’Autorità
hanno costituito un tavolo di confronto tecnico composto da rappresentati della
medesima Autorità, delle imprese di distribuzione, della società Gestore della Rete di
Trasmissione Nazionale S.p.A., nonché dai rappresentanti di numerose associazioni
tecniche di produttori e di consumatori.
E’ stato così possibile analizzare le regole tecniche per la connessione alle reti di
distribuzione dell’energia elettrica che già, sia precedentemente all’introduzione
nell’ordinamento nazionale del Decreto Legislativo n. 79/99, che in seguito, le imprese
distributrici hanno elaborato e adottato. L’analisi di dette regole ha messo in risalto
numerosi aspetti, riguardanti l’erogazione del servizio di connessione alle reti di
distribuzione, che rispondono a criteri assunti in via discrezionale da parte delle
imprese distributrici. Dal lavoro svolto all’interno dei gruppi di lavoro è stato possibile
notare che tali regole necessitavano di essere analizzate alla luce di un percorso teso a
garantire l’accesso alle reti basato su regole trasparenti e non discriminatorie.
9
AEEG ,” Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti di cui all’articolo 2, comma 12,
lettera d), della legge 14 novembre 1995, n. 481 ed all’articolo 9 del Decreto Legislativo 16 marzo
1999, n. 79 in materia di condizioni tecnico-economiche di accesso alle reti di distribuzione di energia
elettrica”, 29 Luglio 2004.
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Inoltre, sempre secondo quanto disposto con la Delibera 136/04, l’AEEG ha
provveduto al coinvolgimento del CEI al fine della redazione di una norma tecnica in
tema di connessioni alle reti di distribuzione dell’energia elettrica in media tensione
(MT) e alta tensione (AT); il CEI ha risposto a tali esigenze divulgando delle nuove
edizioni riguardanti alcune delle norme. Basti, per esempio, pensare alle nuove
edizioni della CEI 11-2010 e CEI 11-3511.
Altro aspetto importante, al fine di una migliore gestione delle reti, è la definizione
degli standard di qualità che le stesse devono garantire, ed è proprio per questo che
con la Delibera 4/0412 si tenta di porre delle regole al fine di ottenere una migliore
continuità e qualità del servizio. L’imposizione di tali regole introduce un meccanismo
di premi e penali con obiettivi che vengono ad essere modificati anno dopo anno fino
allo scadere del cosiddetto “periodo di regolazione”.
I punti salienti di tale delibera sono:
•
Obbligo di registrazione delle interruzioni, differenziandole in interruzioni
lunghe (interruzione di durata superiore tre minuti) e brevi (interruzione di
durata superiore a un secondo e non superiore a tre minuti)13;
•
Obbligo di pubblicare gli indicatori di continuità, riportando, con riferimento
ad ogni interruzione lunga14:
a) l’origine dell’interruzione;
b) l’eventuale attestazione dell’avvenuto preavviso;
c) la causa dell’interruzione;
d) la data, l’ora e il minuto di inizio dell’interruzione;
e) il numero e l’elenco dei clienti AT coinvolti nell’interruzione;
f) la durata dell’interruzione per ciascun cliente AT coinvolto
nell’interruzione;
10
CEI 11-20, ed. V1, “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti
di I e II categoria”, 2004.
11
CEI 11-35.ed. II, ”Guida per l’esecuzione di cabine elettriche MT/BT del cliente/utente finale”.
12
AEEG Delibera n. 4/04: “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas
in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica per il periodo di
regolazione 2004-2007”.
13
14
Per la definizione delle interruzioni si fa riferimento all’Allegato A, Articolo 1, della Delibera n. 4/04.
AEEG Delibera n. 4/04, Allegato A, art. 4.2.
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g) il numero e l’elenco dei clienti MT coinvolti nell’interruzione,
distinti per grado di concentrazione;
h) la durata dell’interruzione per ciascun cliente MT coinvolto
nell’interruzione, distinti per grado di concentrazione;
i) il numero di clienti BT coinvolti nell’interruzione, distinti per grado
di concentrazione;
j)
la durata dell’interruzione per ogni gruppo di clienti BT
progressivamente rialimentato e il numero di clienti di ogni gruppo
di clienti BT progressivamente rialimentato, distinti per grado di
concentrazione;
k) la data, l’ora e il minuto di fine dell’interruzione per tutti i clienti
coinvolti dall’interruzione.
•
Obbligo di pubblicare gli indicatori di continuità, riportando, con riferimento
ad ogni interruzione breve15:
a) l’origine dell’interruzione;
b) la causa dell’interruzione;
c) la data, l’ora e il minuto di inizio dell’interruzione;
d) il numero e l’elenco dei clienti AT coinvolti nell’interruzione;
e) il numero e l’elenco dei clienti MT coinvolti nell’interruzione,
distinti per grado di concentrazione;
f) il numero di clienti BT coinvolti nell’interruzione, distinti per grado
di concentrazione;
g)
la data, l’ora e il minuto di fine dell’interruzione per tutti i clienti
coinvolti dall’interruzione.
•
L’attuale regolazione fissata16, per il numero di interruzioni dei clienti MT, è:
a) 3 interruzioni senza preavviso lunga/anno (per luoghi ad alta
concentrazione di utenze);
15
AEEG Delibera n. 4/04, Allegato A, art. 4.3;
16
Tale parametro è oggetto di revisione e/o conferma in funzione di vari aspetti tecnico-economici
valutati annualmente dall’AEEG.
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b) 4 interruzioni senza preavviso lunga/anno (per luoghi a media
concentrazione)
c) 5 interruzioni senza preavviso lunga/anno (per luoghi a bassa
concentrazione)
Sono escluse da tale elenco le interruzioni dovute a:
1. Interruzioni originate sulla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN);
2. Interruzioni originate sulla rete AT (solo per clienti MT);
3. Blackout di trasmissione e distacchi programmati (PESSE).
Le penalità a cui si è accennato nell’elenco precedente vengono inflitte alle imprese
distributrici qualora gli standard di continuità non vengano rispettati.
Al fine di “misurare la qualità del servizio realmente percepita” dagli utenti, a partire
dal 2005 gli indicatori riguardanti la durata delle interruzioni sono stati ridefiniti
prendendo in considerazione anche dei parametri che facciano riferimento alle
interruzioni dovute a “cause esterne” e “di forza maggiore”.
I clienti “peggio serviti” di qualsiasi potenza, aventi impianti conformi con i requisiti
fissati dall’Autorità e che abbiano inviato all’impresa distributrice la dichiarazione di
adeguatezza, hanno diritto agli “indennizzi automatici”.
1.3
ATTUAZIONE
DEL QUADRO NORMATIVO DA PARTE DI
ENEL DISTRIBUZIONE
S.P.A.
Le società di distribuzione dell’energia elettrica hanno reagito ai cambiamenti
richiesti, sia dal punto di vista burocratico, che tecnico pubblicando delle regole alle
quali i clienti devono attenersi. Enel Distribuzione S.p.A. ha prontamente reagito
modificando parecchie delle “DK”17 che regolarizzano i requisiti tecnici che gli utenti
devono possedere. Di particolare interesse risultano essere le modifiche apportate alla
DK5600, DK5740, DK4451 e DK4452.
17
Le DK sono i documenti, redatti e pubblicati da ENEL Distribuzione, contenenti le regole inerenti gli
impianti da essa gestiti nonché gli impianti ad essi connessi.
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Nella DK560018, modificata nel Marzo del 2004, sono presenti le prescrizioni aventi
lo scopo di definire i criteri e le modalità per la connessione dei clienti alla rete MT di
Enel Distribuzione. Le prescrizioni contenute in tale documento devono essere
applicate:
•
integralmente ai nuovi allacciamenti e in occasione del rifacimento di impianti
esistenti;
•
limitatamente al sistema di protezione, in occasione del cambiamento di
esercizio della rete MT su cui è allacciato un cliente esistente, da neutro isolato
a neutro collegato a terra tramite impedenza;
•
limitatamente alla misura dell’energia e relativo locale, per tutti i clienti dotati
di gruppi di misura elettronici.
Nella DK574019, modificata nel Febbraio 2005, sono presenti le prescrizioni aventi lo
scopo di definire i criteri e le modalità di allacciamento degli impianti di produzione
alla rete MT di ENEL Distribuzione, al fine di garantire il corretto esercizio del regime
di parallelo e di consentire ad ENEL Distribuzione il mantenimento dei livelli di
qualità del servizio fornito a tutti i Clienti.
Le prescrizioni si applicano ai casi di nuovi allacciamenti alla rete di MT di impianti
di produzione “statici” e “rotanti”, così come definiti nella norma CEI 11-20, o di
modifica di impianti esistenti.
Nella DK445120, aggiornata nel Marzo 2005, sono indicati, per le reti MT, i concetti
base seguiti nello stabilire le prescrizioni per i criteri di impiego e taratura delle
protezioni e degli automatismi ad esse associati; in essa vengono esaminate le
protezioni da installare nel caso di reti esercite sia con neutro isolato che compensato.
Nella DK445221, modificata nell’ottobre 2004, sono presenti le prescrizioni che hanno
lo scopo di descrivere la taratura delle protezioni e degli automatismi ad esse associati.
18
DK5600 ed. IV, “Criteri di allacciamento di clienti alla rete MT della distribuzione”.
19
DK5740, ed. II, “Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete MT di Enel
Distribuzione”.
20
DK4451, ed. 2.1, “Criteri di protezione della rete MT di distribuzione”.
21
DK4452, ed. V, “Taratura dei dispositivi per la rete MT”.
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