Rete di distribuzione: una disamina a tutto tondo

Diffusione delle rinnovabili, integrazione dei sistemi di accumulo, mobilità elettrica, nuovi attori: la transizione energetica impone importanti sfide al sistema elettrico. L’articolo di Gian Paolo Repetto su ENERGIA 1.21 apre il dibattito a più voci sul futuro della rete di distribuzione elettrica in Italia, descrivendo lo stato dell’arte e le problematiche che il settore dovrà superare per diventare il catalizzatore del cambiamento verso gli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione europei. Occorre accelerare il ritmo degli investimenti e porre attenzione alla scadenza delle concessioni nel 2030.

“Le reti elettriche di distribuzione sono oggi investite del compito cruciale di creare le condizioni, attraverso il loro rinnovo e upgrading tecnologico, per l’evoluzione del sistema elettrico in direzione degli obiettivi energetico-ambientali”.

Con un articolo che fotografa lo stato dell’arte e le principali sfide per la rete di distribuzione elettrica, Gian Paolo Repetto introduce su ENERGIA 1.21 un dibattito a più voci (Chicco Testa, GB Zorzoli, Carlo Stagnaro, Tullio Fanelli e Massimo Mucchetti) sul futuro della rete di distribuzione. Proponendo una disamina a tutto tondo del sistema attuale, il contributo descrive i principali operatori e i costi del servizio, il valore regolatorio della rete e il suo contributo ai margini dei principali gruppi societari, gli investimenti, le problematiche da affrontare, le sfide della generazione distribuita e della digitalizzazione, le tempistiche entro cui intervenire.

128 gli operatori che gestiscono gli oltre 36 milioni di punti di prelievo sul territorio nazionale, ma i primi quattro coprono il 95% circa dell’intero sistema (e il primo l’85%)

Da un’attenta analisi delle aziende di distribuzione (DSO) operanti in Italia (par. 1. Le aziende di distribuzione e le concessioni), emerge la mappatura dei 128 operatori che, sulla base di concessioni con scadenza al 31 dicembre 2030, gestiscono gli oltre 36 milioni di punti di prelievo sul territorio nazionale per una energia distribuita pari a quasi 270 mila GWh. Tuttavia, i primi quattro operatori gestiscono il 95% circa dell’intero sistema: E-Distribuzione del gruppo Enel (85%); Unareti del gruppo A2a (4,1%); Areti del gruppo Acea (3,6%), Ireti del gruppo Iren (1,2%).

25 miliardi di euro il valore regolatorio complessivo delle reti di distribuzione (RAB)

Si tratta di un settore che negli anni è stato oggetto di importanti trasformazioni regolatorie, come l’unbundling (separazione societaria) e il debranding (distinzione dalle altre società del gruppo in termini di denominazio­ne sociale, marchio e politiche di comunicazione), rivolte specialmente alle aziende di distribuzione facenti parte di gruppi societari verticalmente integrati.

L’articolo passa all’analisi del costo annuo del servizio e il valore regolatorio della rete (par. 2). Per il servizio offerto, i DSO si vedono riconosciuti dei costi dall’Autorità di Regolazione che ammontano a oltre 5 miliardi di euro. Dal punto di vista del cliente domestico, se consideriamo un residente con consumi medi e potenza impegnata di 3 kW, il “servizio di distribuzione e misura incide per il 15,5% sulla spesa elettrica finale”. Sulla base delle stime effettuate, si arriva a prevedere un valore regolatorio complessivo delle reti di distribuzione di circa 25 miliardi di euro.

22% il contributo della distribuzione all’Ebitda del gruppo Enel

L’analisi si concentra quindi sul contribuito della rete alla formazione dell’Ebitda dei gruppi societari (par. 3) evidenziandone il ruolo significativo, in particolare nei quattro principali DSO. “Anche in un gruppo quale Enel, con estesa presenza internazionale sia nella generazione che nelle infrastrutture elettriche, la rete di distribuzione italiana contribuisce per ben il 22% alla formazione dell’Ebitda”.

Sul fronte degli investimenti (par. 4), si rileva come queste aziende abbiano aumentato di oltre il 40% il proprio Capex tra il 2016 e il 2019, anno in cui sono arrivati a sfiorare i 2 miliardi di euro nel loro complesso. Ma basteranno per rispondere alla necessità di rinnovamento che le sfide della decarbonizzazione e della digitalizzazione richiedono?

I numeri sembrano dire di sì, ma bisogna considerare che la portata delle trasformazioni, specie davanti all’innalzamento degli obiettivi energia-clima della Commissione europea.

Inoltre, non si possono tralasciare le problematiche che l’evoluzione della rete in chiave green sta ponendo alla tenuta del sistema elettrico, con l’aumento del peso delle rinnovabili non programmabili. In particolare, quelle derivanti dall’aumento della generazione distribuita (par. 5), con un numero complessivo attualmente “intorno ai 970.000, per una potenza di almeno 37 GW”.

Altrettanto importante è la qualità del servizio, che ha visto negli ultimi anni un peggioramento della continuità, con alcune differenze per le diverse aree del Paese (par. 6). “Una specifica indagine svolta da ARERA nel 2019 (¹⁴) conferma una situazione non soddisfacente e in peggioramento, in termini di numero e durata delle interruzioni per utente in BT per molti ambiti territoriali”.

La rete è destinata a trasformarsi da ‘passiva’ ad ‘attiva’ e ’intelligente’, capace di gestire e regolare più flussi in maniera discontinua e bidirezionale

“La necessità di adeguarsi alla rapida evoluzione tecnologica e ai processi di digitalizzazione, considerati come fondamentali per conseguire gli obiettivi dichiarati e rendere la rete flessibile e resiliente, costituisce un ulteriore fattore di costo”. Per questo ‘digitalizzazione, nuovi misuratori e resilienza’ vengono presi in esame al paragrafo 7.

Le conclusioni sono racchiuse già nel titolo dell’ultimo paragrafo: ‘accelerare il ritmo degli investimenti e porre attenzione alla scadenza delle concessioni’. Necessaria a tal fine “una visione coordinata e di lungo periodo per il settore energetico” che sia in grado di gestirne le trasformazioni senza ritardi o errori.

Il post presenta l’articolo Lo stato dell’arte della distribuzione elettrica in Italia (pp. 52-56) di Gian Paolo Repetto pubblicato su ENERGIA 1.21

Gian Paolo Repetto è economista dei mercati energetici e collabora con Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche

Acquista il numero

Foto: Unsplash