Il ruolo del gestore di rete 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

Cuore in Italia, base in Europa, strategia globale Strategia di Enel Quattro priorità 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 Cuore in Italia, base in Europa, strategia globale

94,3 GW di capacità installata 60 milioni di clienti 86.000 dipendenti Una multinazionale dell’energia 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) Europa SLOVACCHIA 66% di Slovenské Elektrárne (capacità installata 6.440 MW1) Americhe AMERICA DEL NORD Capacità installata 400 MW 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 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 AMERICA LATINA Enel: capacità installata 620 MW Endesa: capacità installata 15.000 MW Endesa: 11,2 mn di clienti FRANCIA 5% di Powernext; MoU per lo sviluppo EPR Sviluppo eolico con Erelis Enel France GRECIA Impianti eolici: 84 MW installati, 43 MW in sviluppo MAROCCO Endesa: capacità installata 400 MW 94,3 GW di capacità installata 60 milioni di clienti 86.000 dipendenti

~ 400.000 cabine secondarie MT/BT Energia distribuita: 86% Rete Elettrica Asset in Italia Asset di Rete AT ~19.000 km linee 150/132 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 Struttura Macro- Regionale 4 Macro Aree 11 Dipartimenti Territoriali Rete 11 Esercizi 111 Zone ~21,000 Dipendenti Di cui: - 10,000 operai - 11,000 impiegati Clienti : 30 milioni Energia distribuita: 86%

Qualità del servizio Rete Elettrica International Benchmarking CEER Solo responsabilità del Distributore Only LV HV, MV, LV HV, MV, LV HV, MV, LV Durata media cumulata interruzioni per cliente BT HV, MV, LV HV, MV, LV Lazio, Abruzzo e Molise -70% -78% Interruzioni di responsabilità del Distributore e di Terzi

Evoluzione mercato elettrico L’emanazione del Decreto Bersani, il 16 marzo 1999, ha dato l’avvio al PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICO Le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica diventano attività oggetto di “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.

Evoluzione mercato elettrico gli 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. KWh 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 domestici 2

Evoluzione mercato elettrico DEFINIZIONI e ATTORI DEL MERCATO DISTRIBUTORE 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

Evoluzione mercato elettrico DEFINIZIONI e ATTORI DEL MERCATO VENDITA 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

Connessioni produttori BT alla rete di Enel Distribuzione - Italia Trend n° richieste bt Del. 89/07 AEEG Del. 99/08 AEEG

Trend n° richieste MT e AT Connessioni produttori MT e AT alla rete di Enel Distribuzione - Italia Trend n° richieste MT e AT Del. 281/05 AEEG Del. 99/08 AEEG Sono considerate tutte le richieste Del. 281 con connessione su rete Enel.

Connessioni alla rete di Enel Distribuzione Impianti di generazione connessi nel 2009 Tensione N° Impianti Potenza [MVA] 2009 D 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% MVA > 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.

Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 89/07 e 99/08 Connessioni di impianti di produzione Il processo di connessione BT 90.600 richieste (460 MVA) Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 89/07 e 99/08

Connessioni di impianti di produzione Il processo di connessione MT/AT 21.800 richieste Solo per il 30% dei prev. accettati è stato ultimato l’iter autorizz. (1.675 MVA) Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 281/05 e 99/08 con soluzione su rete Enel Distribuzione

Connessioni produttori BT alla rete di Enel Distribuzione – Lazio, Abruzzo e Molise Trend n° richieste bt Del. 89/07 AEEG Del. 99/08 AEEG

Trend n° richieste MT e AT Connessioni produttori MT e AT alla rete di Enel Distribuzione – Lazio, Abruzzo e Molise Trend n° richieste MT e AT L.R. 22/09 Molise Del. 281/05 AEEG Del. 99/08 AEEG Sono considerate tutte le richieste Del. 281 con connessione su rete Enel de delibera 99/08.

Lazio, Abruzzo e Molise Mappa delle richieste AT-MT in corso TERAMO (134) Lazio 566 Molise 459 Abruzzo 402 PESCARA (53) VITERBO (236) RIETI (23) TOTALE 1.427 CHIETI (140) L'AQUILA (75) CIVITAVECCHIA (28) TIVOLI (26) Campobasso 387 Media DTR 110 Rieti 23   CAMPOBASSO (387) FROSINONE (66) ALBANO (34) ISERNIA (72)   LATINA (153) da gennaio 2009 al 30 aprile 2010

Lazio, Abruzzo e Molise Mappa delle richieste BT in corso TERAMO (422) Lazio 3.021 Molise 302 Abruzzo 1.580 PESCARA (247) VITERBO (466) RIETI (173) TOTALE 4.903 L'AQUILA (547) CHIETI (364) CIVITAVECCHIA (378) TIVOLI (512) L’Aquila * 547 Media DTR 370 Isernia 84   CAMPOBASSO (218) FROSINONE (499) ALBANO (530) ISERNIA (84)   LATINA (463) * di cui 160 del Progetto Case da gennaio 2009 al 30 aprile 2010

Richieste connessioni alla rete elettrica in Lazio, Abruzzo e Molise La diffusione della tecnologia fotovoltaica ha conosciuto un’accelerazione significativa nell’ultimo biennio. BT 98 % MT 2 % Connessioni realizzate in Lazio, Abruzzo e Molise: 633 nel 2007 1992 nel 2008 2418 nel 2009

RICHIESTA DI CONNESSIONE Richieste connessioni alla rete elettrica del. AEEG ARG/elt n. 99/08 (TICA) RICHIESTA DI CONNESSIONE 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 Connessione in BT fino a 100 kW. Per P> 100 kW e fino a 200 kW se possibile BT, altrimenti MT Richiesta connessione per impianti potenza <=200 kW 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 INDIRIZZO INTERNET http://www.enel.it/distribuzione/enel_distribuzione/produttori 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 Connessione in Media Tensione Richiesta connessione per impianti potenza >200 kW RIFERIMENTO Unità Vettoriamento e Misura tel. 055 5233441 fax 055 5232083

TICA Testo integrato delle Connessioni Attive Sequenza delle attività per la connessione alle reti BT ed MT Attività e responsabilità Richiesta di connessione Preventivo di connessione Accettazione preventivo Autorizzazione per elettrodotto per connessione Realizzazione opere strettamente necessarie alla connessione Comunicazione fine opere strettamente necessarie alla connessione Realizzazione della connessione Comunicazione fine lavori di realizzazione dell’impianto Attivazione connessione Il Produttore in fase di accettazione ha la facoltà di scegliere l’esecuzione in proprio Pagamento corrispettivo di ottenimento preventivo Pagamento 30% corrispettivo di connessione Pagamento 70% corrispettivo di connessione Responsabilità Soggetto Richiedente la connessione Soggetto Responsabile del servizio di connessione In base alla scelta fatta in fase di accettazione preventivo

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. Richiesta di connessione

TICA Tariffe per la Domanda di Connessione (richiesta preventivo) Richiesta di connessione 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 TICA Preventivo di connessione rete BT e MT – tempi e altre caratteristiche Preventivo di connessione 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).

Preventivo di connessione TICA Preventivo di connessione rete BT e MT – condizioni economiche fonti rinnovabili (Art. 10) Preventivo di connessione 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. Autorizzazione per elettrodotto per connessione Tensione Tempo massimo presentazione richieste di autorizzazione (giorni lavorativi) BT 30 MT 60 Aggiornamenti bimestrale

TICA Tempi di realizzazione della connessione e attivazione rete BT e MT Tempo di realizzazione della connessione (Art. 7) Realizzazione della connessione Tipo di lavori Tempo 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. Definizioni Lavori 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.

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

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

Progetti sulla rete elettrica Energia dal sole nelle Cabine Primarie 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

Ruolo strategico della rete come fattore abilitante del nuovo scenario Obiettivi e driver strategici 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. Driver Esterni Driver per i distributori 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 Ruolo strategico della rete come fattore abilitante del nuovo scenario

Smart Grids Esperienza Enel Work Force Management Risk based Asset Management Telegestore Automazione di rete 32 Mln di contatori Tecnologia leader Eccellenza operativa Business Intelligence Rete MT telecontrollata e automatizzata 100.000 cabine telecontrollate Ricerca guasti automatica Rialimentazione automatica Paperless operations Cartografia di rete on line Processi automatizzati 5.300 auto equipaggiate Cartografia completa degli asset di rete georeferenziata 10 anni database storico eventi di rete (segnalazione guasti, interruzioni, condizioni meteo etc.) La rete Enel è la più estesa Smart Grid mondiale in esercizio

Smart Grids Modello di rete attiva Customers Distribution Network Transmission Electricity generation Funzionalità Sviluppo Domanda Attiva Efficienza Energetica ed integrazione con Energy Positive Buildings Livello 5: Smart Customers Infrastruttura di misura Smart metering data processing Livello 4: Smart Energy Management Livello 3: Smart Integration Integrazione generazione distribuita di piccola taglia Integrazione generazione distribuita di media taglia Sistemi di Energy storage Infrastruttura per mobilità elettrica Level 2: Smart Distribution network and processes Monitoraggio e controllo rete BT Automazione e controllo rete MT Metodi e sistemi a supporto Sistemi di comunicazione a banda larga Level 1: Smart Pan-European Transmission network Level 0: New generation technologies

Smart Grids La visione e i benefici Tecnologie di accumulo energia e funzionalità Plug and Play Gestione dei flussi energetici bidirezionali Informazioni in tempo reale ai clienti Mobilità elettrica Intelligenza distribuita Generazione distribuita da fonti rinnovabili Illuminazione Pubblica LED Apparecchiature e componentistica intelligente

Progetto Smart Grids FP7: “ADDRESS” 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 Project Coordinator ENEL Distribuzione 18,6 M€ di cui 9 M€ finanziabili Budget Partners EU coinvolti 25 Universities and research : 10 DSOs and TSOs: 4 Energy suppliers: 2 Manufacturers: 6 Communication and ICT providers: 3 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

Smart Grids Roadmap Enel 20-20-20 SMART GRIDS FULL ROLL-OUT Livello di implementazione Smart Grids EUROPEAN ELECTRICITY GRID INITIATIVE Renewable energy, DG, electric vehicles, electricity storage and aggregation Management of end-use energy efficiency, aggregation, retail Customers become aware and participate actively Customers Distribution Network Level 2: Smart Distribution network and processes Level 3: Smart Integration Level 4: Smart Energy Management SMART GRIDS Functional levels Level 1: Smart Pan-European Transmission network Transmission 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 EU Frame Program7 ADDRESS Grid4Vehicles ENEL PROJECTS Smart Info, Domanda attiva, Banda larga , E- Mobility ENEL DEPLOYMENT Telegestore Automazione rete Work Force Mngm Asset Management // 2000 2009 2010 2012 2015 2020 36

Smart Grid E-mobility infrastructure description Sviluppo di una infrastruttura di ricarica che superi le barriere tecnico-economiche, abilitando la diffusione su larga scala della mobilità elettrica Soluzione innovativa ed efficace con nuove funzionalità di gestione ricarica, fatturazione e servizi avanzati Other Supplier Other Suppliers Tecnologie innovative e standardizzabili Soluzione pronta a supportare le funzionalità Smart Grids di gestione del carico e accumulo energia

Grazie dell’attenzione