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Rapporto RSE 18002404

DSM: Benchmark internazionale sui sistemi tariffari e di regolamentazioneesistenti

Rapporto

2017

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P. Morabito (RSE SpA)

GESTDOMANDA 2017 - Gestione della domanda

Il rapporto illustra le varie tipologie dei sistemi tariffari finalizzati a ridurre sia i picchi di domanda che i consumi di energia elettrica sulla rete nazionale.

L’Italia si colloca tra i primi paesi mondiali particolarmente virtuosi nel conseguire risparmi energetici prodotti dagli interventi di efficienza energetica. Se, da un lato, ciò è ritenuto essere un risultato lusinghiero delle politiche di efficienza energetica avviate nel paese, dall’altro fa ritenere che gli ulteriori margini di efficienza energetica non potranno che essere non solamente più limitati ma anche più costosi e quindi di più difficile e complessa attuazione. Il Demand Side Management (DSM) in generale e, più in particolare, l’adozione di politiche tariffarie incentivanti si colloca tra quelle azioni di più complessa attuazione per raggiungere ulteriori margini di efficienza energetica.

Essi possono essere perseguiti solamente attraverso strategie di tariffazione definite collettivamente con il termine “dynamic pricing”. La loro attuazione necessita indispensabilmente dell’impiego di nuove tecnologie quali i contatori intelligenti (smart meters).

L’ulteriore impiego delle cosiddette “tecnologie abilitanti” che attraverso l’interazione diretta tra utenti e fornitori consentono di conseguire maggiori benefici prodotti dagli interventi di efficienza energetica, rientra in una ristretta tipologia di DSM, meglio nota come Demand Response Management (DRM). Più in generale, gli obiettivi specifici che la DRM si pone sono così riassumibili:

− risparmi energetici mediante l’adozione di un modello consapevole dei consumi di energia elettrica;
− modifica dei diagrammi di carico orario mediante mitigazione della potenza nelle ore di picco della domanda;
− maggior affidabilità della rete.

Due sono le tecniche con cui la DRM può essere implementata sulla rete elettrica: controllo diretto del carico (DLC) e controllo intelligente del carico (ILC). Mediante DLC (Direct Load Control) le utilities hanno accesso remoto a determinati carichi elettrici del consumatore ai quali possono inviare comandi di distacco oppure attivarli quando ritenuto necessario. Tale sistema può essere impiantato solo su reti smart-grids dovendo il carico da distaccare essere dotato di un dispositivo di tele distacco attivato mediante un comando inviato in remoto. La tecnica ILC (Intelligent Load Control) si basa invece sull’adozione di sistemi tariffari che prevedono prezzi differenziati di energia elettrica in distinte fasce temporali. Sussistono quattro distinte tipologie di sistemi tariffari riconducibili a tecniche di tipo ILC:

− sistema tariffario per fasce temporali ToU (Time-of-Use);
− sistema tariffario in tempo reale RTP (Real-Time Pricing); − sistema tariffario a scaglioni di consumo IBR (Inclining Block Rates);
− sistema tariffario a riduzione del carico di punta (PTR Peak-Time-Rebate);

Il sistema tariffario ToU prevede una differenziazione delle tariffe elettriche sia per fasce orarie prestabilite sia per tipologia di giorno della settimana, a secondo che si tratti di giornata lavorativa o prefestiva e festiva. Il sistema tariffario ToU è spesso proposto in combinazione col cosiddetto Critical Peak Pricing (CPP) che consiste nel praticare prezzi dell’energia elettrica parecchio elevati in corrispondenza di quelle ore ricadenti in un limitato numero di giorni dell’anno durante le quali la domanda di energia elettrica è la più elevata. Per quanto tali giorni siano già programmati, l’utente è avvisato dell’evento di un CPP con un giorno di anticipo.

Il sistema tariffario RTP consiste nella variazione dei prezzi in distinte fasce giornaliere, tipicamente orarie. Con tale sistema, i prezzi variano di giorno in giorno in virtù degli andamenti delle varie sessioni del mercato svolte per la compravendita di energia elettrica. Rappresentano quindi la tipologia di tariffa più flessibile per lo spostamento dei consumi da parte dell’utente. I prezzi sono generalmente comunicati all’utente il giorno prima.

Il sistema tariffario IBR è essenzialmente basato sul concetto che prevede un aumento dei prezzi dell’energia elettrica all’aumentare dei consumi cumulati nell’arco di un determinato periodo di tempo, tipicamente un mese, per poi essere azzerato. A differenza del sistema tariffario ToU, l’obiettivo del sistema IBR è quello di scoraggiare i consumi superflui di energia.

Il sistema tariffario PTR prevede che gli utenti siano “pagati” per ridurre i propri consumi rispetto a una previsione di baseline, durante alcuni eventi critici. La tariffa PTR fornisce un incentivo significativo a ridurre la domanda nelle ore di picco, similmente a quanto avviene con le tariffe CPP.

Le esperienze condotte in alcuni paesi che hanno applicato il “dynamic pricing” hanno messo in evidenza che:

− il sistema tariffario ToU consente di ottenere un risparmio annuo di circa il 10% sui costi dell’energia elettrica;
− il sistema tariffario PTR permette di conseguire una riduzione dei consumi di circa il 12% nei periodi critici;
− il sistema tariffario RTP consente di incrementare i risparmi in bolletta fino al 15%; − il grado di soddisfazione dei clienti col sistema PTR è pari al 92%.

Ai fini della riduzione dei carichi di punta un ruolo chiave è svolto dalle cosiddette “tecnologie abilitanti”. La loro applicazione accoppiata ad un sistema tariffario di tipo dinamico consente di conseguire una riduzione dei picchi di potenza persino doppia di quella che si sarebbe ottenuta in assenza di tali tecnologie.

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