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Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.

La regola tecnica di connessione e la qualità del servizio per gli utenti MT: gli utenti attivi

Il ruolo del gestore di rete Ing. Alfonso STURCHIO


2Roma, 5 maggio 2010


Strategia di Enel

Quattro priorità

Cuore in Italia, base in Europa, strategia globale

•Mantenere la leadership nel mercato italiano dell’energia

•Aumentare l’attenzione al cliente attraverso un piano di investimenti organico ed il raggiungimento di una leadership di costo

•Crescere la nostra presenza in Europa e nel mondo, con enfasi sullo sviluppo delle fonti rinnovabili, in maniera organica e tramite acquisizioni

•Continuare ad essere all’avanguardia nell’innovazione e nella ricerca, minimizzando l’impatto ambientale dell’attività di generazione e distribuzione di energia



94,3 GW di capacità installata 60 milioni di clienti 86.000 dipendenti

FRANCIA• 5% di Powernext; MoU per lo sviluppo EPR• Sviluppo eolico con Erelis • Enel France

SLOVACCHIA• 66% di Slovenské Elektrárne

(capacità installata 6.440 MW1)

RUSSIA• 49,5% di RusEnergoSbyt• 40% delle riserve di gas di

Yukos: produzione a regime 18 mmc l’anno

• 59,8% di OGK-5: capacità installata 8.700 MW)

ROMANIA• 51% delle discos Banat & Dobrogea• 1,4 mn di clienti, 53.000 km di reti• 67,5% di Electrica Muntenia Sud• 1,1 mn di clienti e 43.350 km di reti

BULGARIA• 73% di Maritza East III: capacità

installata 560 MW1

Europa

IBERIA• 92% di Endesa in JV con

Acciona: capacità installata 23.000 MW, 11 mn di clienti

• Viesgo: capacità installata 2.200 MW, più di 0,6 mn di clienti, 30,000 km di reti

• 50% di EUFER: capacità installata 230 MW1

AMERICA DEL NORD• Capacità installata 400

MW

AMERICA LATINA• Enel: capacità

installata 620 MW•Endesa: capacità

installata 15.000 MW•Endesa: 11,2 mn di

clienti

Americhe

GRECIA• Impianti eolici: 84 MW

installati, 43 MW in sviluppo

MAROCCO•Endesa: capacità installata 400 MW

Una multinazionale dell’energia



Asset di ReteAT

~19.000 km linee150/132 kV

2.000 Cabine Primarie AT/MT

MT~ 335.000 km linee

20/15 kV~ 400.000 cabine secondarie

MT/BT

BT~ 740.000 km linee

Clienti : 30 milioniEnergia distribuita: 86%

Struttura

Macro- Regionale

4 Macro Aree

11 Dipartimenti Territoriali Rete

11 Esercizi

111 Zone

~21,000 DipendentiDi cui:- 10,000 operai- 11,000 impiegati

Rete ElettricaAsset in Italia



128

10290

73

51 48

159

63

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Durata media cumulata interruzioni per cliente BT

-70%

155

155

120

58

50

60

0 50 100 150 200

ENEL

Ireland

Portugal

Spain

UK

FR

Interruzioni di responsabilità del Distributore e di Terzi

International Benchmarking CEER

Only LV

HV, MV, LV

HV, MV, LV

HV, MV, LV

HV, MV, LV

HV, MV, LV

Solo responsabilità del Distributore

Qualità del servizioRete Elettrica

142

102 103

7653 46

84

212

0

50

100

150

200

250

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

-78%

Lazio, Abruzzo e Molise


Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.Evoluzione mercato elettrico

L’emanazione del Decreto Bersani, il 16 marzo 1999, ha dato l’avvio al L’emanazione del Decreto Bersani, il 16 marzo 1999, ha dato l’avvio al

PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICOPROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICO

Le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica diventano attività oggetto di “LIBERO MERCATO”.“LIBERO MERCATO”.

I Clienti non domestici (ad oggi tutti i clienti!) possono scegliere da quale Venditore comprare l’energia elettrica.

I Venditori possono differenziare le condizioni delle loro proposte commerciali.

I Distributori, come Enel Distribuzione, che gestiscono la rete elettrica, continuano a svolgere le attività di Distribuzione e Trasporto sul territorio del quale hanno la concessione.



gli ATTORI DEL MERCATO ELETTRICOgli ATTORI DEL MERCATO ELETTRICO

DISTRIBUTORE: La società che svolge il servizio di Trasporto e trasformazione di energia elettrica sulle propria rete di distribuzione per la consegna ai clienti ed effettua l’attività tecnica della connessione e il servizio di misura.

VENDITA: È l’attività che consente alle società preposte (TRADER) di acquistare sul mercato energia elettrica per conto dei clienti finali e di proporla a questi ultimi in regime di concorrenza.

Evoluzione mercato elettrico

CLIENTE FINALE: È la persona fisica o giuridica che preleva l’energia elettrica per proprio uso finale. Essi si suddividono in 2 categorie:

1 Clienti finali non domestici

Clienti finali domestici2

KWh




DISTRIBUTOREDISTRIBUTORE

Il Distributore è responsabile dell’attività di Trasporto connessione e misura nel territorio di cui è concessionario. La concessione ha carattere di esclusiva.

Ci sono 165 Distributori in Italia di cui:

12 con più di 100.000 punti

38 con più di 5.000 e meno di 100.000 punti

125 con meno di 5.000 punti.

Il nome del Distributore concessionario su un certo territorio si può reperire all’indirizzo:

http://www.autorita.energia.it/operatori/operatori/el_operatori.htm

DEFINIZIONIDEFINIZIONI e ATTORI DEL MERCATO e ATTORI DEL MERCATO




VENDITAVENDITA

L’attività di vendita di energia elettrica è un’attività LIBERA, pertanto chiunque può operare nel mercato di Energia elettrica in qualità di Venditore (Trader).

Di seguito vi riportiamo solo alcuni degli 82 Venditori presenti sul Mercato.

L’elenco completo è disponibile al seguente indirizzo:

http://www.autorita.energia.it/operatori/operatori/el_operatori.htm

DEFINIZIONIDEFINIZIONI e ATTORI DEL MERCATO e ATTORI DEL MERCATO



Connessioni produttori BT alla rete di Enel Distribuzione - Italia

9800

33056

41472

2007 2008 2009

Trend n° richieste bt

Del. 89/07 AEEG Del. 99/08 AEEG



Connessioni produttori MT e AT alla rete di Enel Distribuzione - Italia

Sono considerate tutte le richieste Del. 281 con connessione su rete Enel.

190

2480

8359

10810

2006 2007 2008 2009

Trend n° richieste MT e AT




> 150

50 - 150

25 - 50

0 - 25

Potenza nominale(Totale 2009 1.638 MVA)

Sono considerate tutte le connessioni su rete Enel ultimate nel 2009.

Impianti di generazione connessi nel 2009

Connessioni alla rete di Enel Distribuzione

MVATensione

N° Impianti Potenza [MVA]

2009 2009

VS 2008 2009 2009

VS 2008

AT 17 - 30% 650 -19%

MT 981 +131% 720 +70%

BT 34072 +49% 268 +74%

Totale 35.076 +590% 1.638 +86%



70% 67%79%

95%

Richiestepervenute

Preventivicomunicati

Preventiviaccettati

Lavori Enelcompletati

Connessi

Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 89/07 e 99/08

(460 MVA)

90.600

richieste

Connessioni di impianti di produzioneIl processo di connessione BT



77%

62%

8%

19%

Richieste Preventivi inviati Preventiviaccettati

Fine iterautorizzativi

Connessi

Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 281/05 e 99/08 con soluzione su rete Enel Distribuzione

(1.675 MVA)

21.800 richieste

Solo per il 30% dei prev. accettati

è stato ultimato l’iter autorizz.

Il processo di connessione MT/ATConnessioni di impianti di produzione



Connessioni produttori BT alla rete di Enel Distribuzione – Lazio, Abruzzo e Molise

804

2.480

3.205

2007 2008 2009

Trend n° richieste bt




Connessioni produttori MT e AT alla rete di Enel Distribuzione – Lazio, Abruzzo e Molise

Sono considerate tutte le richieste Del. 281 con connessione su rete Enel de delibera 99/08.

865

275

741

2006 2007 2008 2009

Trend n° richieste MT e AT


L.R. 22/09Molise



Lazio, Abruzzo e MoliseMappa delle richieste AT-MT in corso

Lazio 566

Molise 459

Abruzzo 402

Campobasso 387

Media DTR 110

Rieti 23

da gennaio 2009 al 30 aprile 2010

TOTALE 1.427

VITERBO (236)

TIVOLI (26)

TERAMO (134)

RIETI (23)

PESCARA (53)

LATINA (153)

L'AQUILA (75)

ISERNIA (72)FROSINONE (66)

CHIETI (140)

CAMPOBASSO (387)

ALBANO (34)

CIVITAVECCHIA (28)



Lazio, Abruzzo e MoliseMappa delle richieste BT in corso

Lazio3.02

1

Molise 302

Abruzzo1.58

0

L’Aquila * 547

Media DTR 370

Isernia 84

da gennaio 2009 al 30 aprile 2010

TOTALE 4.903

* di cui 160 del Progetto Case

CIVITAVECCHIA (378)

VITERBO (466)

TIVOLI (512)

TERAMO (422)

RIETI (173)

PESCARA (247)

LATINA (463)

L'AQUILA (547)

ISERNIA (84)FROSINONE (499)

CHIETI (364)

CAMPOBASSO (218)

ALBANO (530)



Richieste connessioni alla rete elettrica in Lazio, Abruzzo e Molise

La diffusione della tecnologia fotovoltaica ha conosciuto un’accelerazione

significativa nell’ultimo biennio.

Connessioni realizzate in Lazio, Abruzzo e Molise:

633 nel 20071992 nel 2008 2418 nel 2009

Connessioni attivate per tipologia fonte anno 2009

2037

381

FOTOVOLTAICO ALTRE FONTI

BT 98 %

MT 2 %



Connessione in BT fino a 100 kW.

Per P> 100 kW e fino a 200 kW se possibile BT, altrimenti MT

Le richieste di connessione vanno inviate a:ENEL DISTRIBUZIONE S.p.A."CONNESSIONE IMPIANTI DI PRODUZIONE" Zona di ………. - Casella Postale 240 , Pomezia, Via Spoleto sn, 00040 Pomezia RM.

Seguendo le istruzioni riportate sul nostro sito internet

Richiesta connessione per impianti

potenza <=200 kW

Richiesta connessione per impianti

potenza >200 kW

Connessione in Media Tensione

Le richieste di connessione vanno inviate a: ENEL DISTRIBUZIONE S.p.A. Lazio Abruzzo e Molise Vettoriamento e Misura Via della Bufalotta, 255 00139 ROMA

Seguendo le istruzioni riportate sul nostro sito internet

Sul sito www.enel.it/distribuzione/enel_distribuzione/produttori sono riportati i principali riferimenti normativi e tutte le istruzioni necessarie alla presentazione delle richieste di connessione

RICHIESTA DI CONNESSIONE

Richieste connessioni alla rete elettricadel. AEEG ARG/elt n. 99/08 (TICA)

INDIRIZZO INTERNET

http://www.enel.it/distribuzione/enel_distribuzione/produttori

RIFERIMENTO Unità Vettoriamento e Misura

tel. 055 5233441 fax 055 5232083



Attivazione connessione

TICA Testo integrato delle Connessioni AttiveSequenza delle attività per la connessione alle reti BT ed MT

Attività e responsabilità

Richiesta di connessione

Preventivo di connessione

Accettazione preventivo

Realizzazione opere strettamente

necessarie alla connessione

Comunicazione fine opere strettamente

necessarie alla connessione

Realizzazione della

connessione

Comunicazione fine lavori di realizzazione dell’impianto

Responsabilità

Soggetto Richiedente la connessione

Soggetto Responsabile del servizio di connessione

In base alla scelta fatta in fase di accettazione preventivo

Pagamento 30% corrispettivo di connessione




Pagamento corrispettivo di

ottenimento preventivo

Pagamento corrispettivo di

ottenimento preventivo

Autorizzazione per elettrodotto per

connessione

Il Produttore in fase di accettazione ha la facoltà di scegliere l’esecuzione

in proprio



TICA Richiesta di Connessione – cosa serve

• Potenza di immissione kW e nominale dell’impianto

• Potenza necessaria per prelievo servizi ausiliari (nel caso di cessione totale).

• In caso di impianti già esistenti il valore dell’aumento di potenza e i dati identificativi del punto di connessione esistente unitamente alla potenza già disponibile in immissione e alla potenza già disponibile.

• Data inizio e fine lavori dell’impianto di produzione.

• Schema elettrico unifilare

• Documenti progettuali secondo la normativa CEI 0-2 vistati da un professionista

• Eventuali esigenze tecniche dell’utente per la connessione.

• Documento, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà,attestante la disponibilità del sito oggetto dell’installazione degli impianti per la produzione di Energia Elettrica. Tale documento deve attestare almeno i presupposti di tale disponibilità o di eventuali diritti di utilizzo.

• Eventuale compilazione di avvalersi dell’art. 3.4 (punto di rete esistente nel quale connettersi)

• Documentazione in caso di impianti di cogenerazione (dl 42/02) o contrali ibride(art. 8 comma 6 387/03).

• Copia del pagamento del corrispettivo per l’ottenimento del preventivo.



Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.TICA

Tariffe per la Domanda di Connessione (richiesta preventivo)

Corrispettivi per l’ottenimento del preventivo (art. 5)

Potenza Corrispettivo (IVA esclusa)

P ≤ 50 kW 100 Euro

50 < P ≤ 100 kW 200 Euro

100 < P ≤ 500 kW 500 Euro

500 < P ≤ 1 MW 1.500 Euro

P > 1 MW 2.500 Euro

Rispetto al passato:

è diminuita la spesa per:

•impianti oltre i 50 kW fino ad 1 MW

è aumentata la spesa per:

•impianti fino a 50kW

•impianti oltre 1 MW




Preventivo di connessione rete BT e MT – tempi e altre caratteristiche

Tempo di messa a disposizione del preventivo di connessione (art. 6.1)

Potenza Tempo massimo

P ≤ 100 kW 20 giorni lavorativi

P ≤ 1 MW 45 giorni lavorativi

P > 1 MW 60 giorni lavorativi

Altre Caratteristiche

Validità del preventivo: 45 giorni lavorativi

Versamento corrispettivo per la connessione diviso in 2 step:

30% all’accettazione del preventivo;

70% prima della richiesta di realizzazione fisica della connessione

(contestualmente all’invio della comunicazione di completamento delle opere, a carico

del richiedente, strettamente necessarie alla realizzazione fisica della connessione, Art.

6.9-a).




TICA

Preventivo di connessione rete BT e MT – condizioni economiche fonti rinnovabili (Art. 10)

Il corrispettivo per la connessione, espresso in euro, è il minor valore tra:

A = CPA·P+CMA·P·DA+100

B = CPB·P+CMB·P·DB+6000

dove:

CPA = 35 €/kW

CMA = 90 €/(kW⋅km)

CPB = 4 €/kW

CMB = 7,5 €/ (kW⋅km)

P = potenza ai fini della connessione di cui al comma 1.1, lettera z, espressa in kW

DA = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione

media/bassa tensione dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in

km

DB = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina stazione di trasformazione

alta/media tensione dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km

Differenza tra la potenza in immissione richiesta e la potenza già

disponibile per la connessione

• Nel caso di linea in cavo i valori CM vanno moltiplicati per 2 (art. 10.2)

• Nei casi di richieste di connessione di impianti di produzione di energia elettrica che non siano raggiungibili con strada percorribile da automezzi o che siano separati dagli impianti di distribuzione esistenti da tratti di mare, di lago o laguna, i corrispettivi CM, CP sono moltiplicati per 3. (art. 10.3)




TICA Iter autorizzativo (Art. 8)

• Per la richiesta di autorizzazioni per la connessione il gestore di rete è tenuto a fornire senza alcun onere aggiunto tutte le informazioni necessarie al fine di predisporre la documentazione da presentare nell’ ambito del procedimento unico entro 30 giorni dall’accettazione preventivo.

• Il cliente può avvalersi del gestore di rete per la predisposizione della documentazione pagando un corrispettivo.

• Il gestore di rete in caso di richiesta da parte del cliente per seguire l’iter autorizzativo deve dar comunicazione all’interessato di invio delle richieste e con scadenza bimestrale lo stato dell’avanzamento dell’iter.

In seguito all’ottenimento delle autorizzazioni, qualora necessario, il gestore di rete è tenuto a trasmettere al richiedente il preventivo aggiornato. Tale invio deve avvenire entro 30 (trenta) giorni lavorativi dalla data di ottenimento delle autorizzazioni.

Tensione

Tempo massimo presentazione richieste di

autorizzazione(giorni lavorativi)

BT 30

MT 60

Aggiornamenti bimestrale

Autorizzazione per elettrodotto per

connessione



Tempi di realizzazione della connessione e attivazione rete BT e MT

Tempo di realizzazione della connessione (Art. 7)

Tipo di lavoriTempo massimo (giorni

lavorativi)

Semplici 30

Complessi 90

Complessi con linea MT > di 1 km da realizzare

90 + 15 · (km linea oltre il primo)

Tempo di attivazione della connessione

L’impresa distributrice ha tempo 10 giorni lavorativi dal ricevimento della comunicazione di

ultimazione dei lavori di realizzazione dell’impianto da parte del richiedente e dal termine dei

lavori per la connessione secondo i tempi stabiliti.

DefinizioniLavori semplici sono la realizzazione, modifica o sostituzione a regola d’arte dell’impianto del gestore di rete eseguita con un intervento

limitato alla presa ed eventualmente al gruppo di misura;Lavori complessi sono la realizzazione, modifica o sostituzione a regola d’arte dell’impianto del gestore di rete in tutti i casi non

compresi nella definizione di lavori semplici.

Realizzazione della connessione


Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA. Problematiche maggiormente riscontrate

Domanda incompleta

Rivisitazione soluzione tecnica per richiesta cavo interrato in corso d’opera

Ottenimento autorizzazioni

Individuazione punto di connessione su linea MT in base alla potenza immessa

Necessità interventi su reti esistenti (cambio trasformatore in CP, rifacimento linee, ampliamento quadro, ....)

Lavori in proprio: specifiche tecniche lavori da eseguire, collaudo in campo, atto di cessione


Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.Il progetto Ambiente e Innovazione

Un mondo dove tutti abbiano l’energia necessaria

nel rispetto dell’ambiente

Sviluppo delle fonti rinnovabili, ricerca,

innovazione, efficienza e il risparmio energetico

4 miliardi di Euro nel periodo di piano 2007-2011

La visione

Il progetto

Gli investimenti


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• Realizzazione di impianti fotovoltaici all’interno delle Cabine Primarie per

l’alimentazione dei servizi ausiliari per una potenza complessiva installata di

circa 24 MW di picco;

• 27.000 MWh all’anno di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile

• Oltre 18.000 tonnellate di emissioni di CO2 evitate all’anno

Energia dal sole nelle Cabine Primarie



Ruolo strategico della rete come fattore abilitante del nuovo scenario

Obiettivi Copenhagen, EU 20-20-20 e Terzo Pacchetto Energia

Andamento della domanda elettrica Efficienza energetica

Incremento di produzione da fonti rinnovabili

Liberalizzazione del mercato

Rinnovo delle infrastrutture elettriche

Qualità e sicurezza del servizio elettrico

Efficienza energetica

Abilitare nuove tecnologie (ad es. Mobilità elettrica)

Formazione nuove professionalità

Gestione dei flussi di energia e integrazione delle fonti rinnovabili

Abilitare la partecipazione attiva dei clienti

Infrastruttura elettrica flessibile agli scenari futuri

Obiettivi e driver strategici

Driver per i distributoriDriver per i distributoriDriver EsterniDriver Esterni




La rete Enel è la più estesa Smart Grid mondiale in esercizio

Telegestore

32 Mln di contatori

Tecnologia leader

Eccellenza operativa

Business Intelligence

Automazione di rete

Rete MT telecontrollata e automatizzata

100.000 cabine telecontrollate

Ricerca guasti automatica

Rialimentazione automatica

Work Force Management

Paperless operations

Cartografia di rete on line

Processi automatizzati

5.300 auto equipaggiate

Risk based Asset Management

Cartografia completa degli asset di rete georeferenziata

10 anni database storico eventi di rete (segnalazione guasti, interruzioni, condizioni meteo etc.)

Smart GridsEsperienza Enel



Smart GridsModello di rete attiva

Livello 3: Smart Integration

Livello 4: Smart Energy Management

Livello 5: Smart CustomersCustomers

DistributionNetwork

TransmissionNetwork

Electricity generation

Funzionalità1. Sviluppo Domanda Attiva2. Efficienza Energetica ed

integrazione con Energy Positive Buildings

3. Infrastruttura di misura4. Smart metering data processing

5. Integrazione generazione distribuita di piccola taglia

6. Integrazione generazione distribuita di media taglia

7. Sistemi di Energy storage 8. Infrastruttura per mobilità elettrica

9. Monitoraggio e controllo rete BT10. Automazione e controllo rete MT11. Metodi e sistemi a supporto12. Sistemi di comunicazione a banda

larga

Level 2: Smart Distribution network and processes

Level 1: Smart Pan-European Transmission network

Level 0: New generation technologies



Smart GridsLa visione e i benefici

Generazione distribuita da fonti rinnovabili

Apparecchiature e componentistica

intelligente

Intelligenza distribuita

Mobilità elettrica

Informazioni in tempo reale ai clienti

Gestione dei flussi energetici bidirezionali

Tecnologie di accumulo energia e

funzionalità Plug and Play

Illuminazione Pubblica LED



Italy• Enel Distribuzione• Enel Produzione• Alcatel Italia• Università di Cassino• Università di Siena

France• EDF-SA• Landis and Gyr

Spain• Iberdrola• Universidad Pontificia

Comillas• Ericsson Esp.• Labein• ZIV

Switzerland• ABB• Current Technologies

International

United Kingdom• University of Manchester• EDF En• RLtec

Finland• VTT

The Nederland• KEMA• Philips

Sweden• Vattenfall

Germany• Consentec

Rumania• Enel Electrica

Dobrogea

Belgium• VITO• Electrolux

• Universities and research : 10• DSOs and TSOs: 4• Energy suppliers: 2• Manufacturers: 6• Communication and ICT providers: 3

Progetto Smart Grids FP7: “ADDRESS”

Trasformare la rete di distribuzione da sistema passivo a sistema attivo:

• favorendo la diffusione della generazione distribuita

• incrementando l’efficienza globale della rete

• fornendo strumenti per l’ottimizzazione dei consumi ai clienti

Budget

Project CoordinatorENEL Distribuzione

18,6 M€ di cui 9 M€ finanziabili

Partners EUcoinvolti

25


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Roadmap Enel20-20-2020-20-20

2010 2020

Livello di implementazione Smart Grids

ENEL DEPLOYMENT• Telegestore• Automazione rete• Work Force Mngm• Asset Management

ENEL DEPLOYMENT• Telegestore• Automazione rete• Work Force Mngm• Asset Management

EUROPEAN ELECTRICITYGRID INITIATIVE

EUROPEAN ELECTRICITYGRID INITIATIVE

2000

EU Frame Program7• ADDRESS• Grid4VehiclesENEL PROJECTS• Smart Info, Domanda attiva, • Banda larga , E- Mobility

EU Frame Program7• ADDRESS• Grid4VehiclesENEL PROJECTS• Smart Info, Domanda attiva, • Banda larga , E- Mobility

SMART GRIDSFULL ROLL-OUT

SMART GRIDSFULL ROLL-OUT

Renewable energy, DG, electric vehicles, electricity storage and aggregation

Management of end-use energy efficiency, aggregation, retail

Customers become aware and participate actively Customers

DistributionNetwork

Level 2: Smart Distribution network and processes

Level 3: Smart Integration

Level 4: Smart Energy Management

SM

AR

T G

RID

SFu

ncti

on

al

levels

Level 1: Smart Pan-European Transmission networkTransmission

Network

Level 0: New generation technologies

Electricity generation

Level 5: Smart Customers

More automated medium voltage distribution networks with self healing capabilities. Monitored and controlled low voltage networks. IT supported monitoring process

Frame-Program 7: Pilots• Reti attive• Infrastruttura veicoli elettrici ed ibridi

Frame-Program 7: Pilots• Reti attive• Infrastruttura veicoli elettrici ed ibridi

2009//

20152012



Tecnologie innovative e standardizzabili

Soluzione pronta a supportare le funzionalità Smart Grids di gestione del carico e accumulo energia

Soluzione innovativa ed efficace con nuove funzionalità di gestione ricarica, fatturazione e servizi avanzati

Sviluppo di una infrastruttura di ricarica che superi le barriere tecnico-economiche, abilitando la diffusione su larga scala della mobilità elettrica

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Smart GridE-mobility infrastructure description



Grazie dell’attenzione

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