Consultazione dello schema di Piano decennale di sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale relativo all’anno 2021

Come per il PdS 2020, apprezziamo il dettaglio informativo fornito nell’analisi sul mercato elettrico, in particolare sull’andamento del MSD. Per quanto riguarda le analisi sui costi, volumi, prezzi e selezioni del MSD, sarebbe necessario fornire delle proiezioni di breve termine (2-3 anni) dell’andamento dei costi del MSD in funzione dell’evoluzione del mix energetico nazionale. Inoltre, tali analisi dovrebbero essere applicate anche con riferimento al MB.

Relativamente all’andamento dei prezzi del MSD (Figura 88), sarebbe opportuno effettuare un’analisi più approfondita fornendo, oltre al prezzo medio a livello nazionale, anche il dettaglio dei prezzi medi zonali.

Ai fini di una maggiore chiarezza, sarebbe poi utile dettagliare i servizi che compongono il dato degli “altri servizi” nel grafico sui costi complessivi del MSD (Figura 91) identificando ad esempio il contributo relativo alla regolazione terziaria di frequenza o alla regolazione di tensione riferiti agli ultimi 3 anni di consuntivo. Un’ulteriore miglioria sarebbe quella di dettagliare la voce “altri servizi” non solo a livello nazionale, ma anche su base zonale, così da raffigurare le differenze dei costi del dispacciamento tra le varie zone di mercato.

Per quanto riguarda la Mancata Produzione Eolica, esprimiamo la propria preoccupazione per quanto riguarda il costante incremento del fenomeno della MPE dal 2015 ad oggi, come evidenziato dalla Figura 39 del Piano di Sviluppo 2021. Al fine di investigare meglio le cause di tale aumento, riteniamo utile che Terna aggiunga nella sezione 2.4.3.1 l’andamento storico della percentuale di energia eolica limitata sul totale dell’energia eolica prodotta, possibilmente per zona. Infatti, come riportato anche da Terna, il fenomeno dell’overgeneration, per lo più legato alla produzione da fonte eolica, è fortemente localizzato in alcune aree del Sud e delle isole, tra cui la zona compresa tra Campania e Puglia. La sezione del piano dedicata alla MPE dovrebbe quindi essere ulteriormente ampliata con un’analisi aggiuntiva, per rapportare tra loro i dati quali la distribuzione geografica del fenomeno MPE e la distribuzione per operatore (in termini, ad esempio, di numerosità o distribuzione percentuale degli ordini/energia modulata, garantendo la riservatezza degli operatori impattati). Inoltre, con particolare riferimento alle cause che determinano la MPE (figura 40), chiediamo di chiarire meglio le singole motivazioni che comportano tali azioni, disaggregando ulteriormente, laddove possibile, rispetto alle categorie definite nella suddetta figura. Ad esempio, con riferimento alla motivazione “congestioni tra zone e bilanciamento di sistema e lavori sulla rete primaria”, sarebbe utile separare i lavori sulla rete primaria, al fine di poter individuare meglio i volumi di MPE dovuti al bilanciamento in tempo reale.

Sebbene siamo consapevoli delle criticità storiche legate ai vincoli di rete strutturali che limitano la produzione eolica, d’altra parte sembra purtroppo che gli interventi messi in atto da Terna non stiano invertendo il trend di crescita della MPE messa in evidenza nel PdS nelle zone Sud e Centro Sud. Come riportato da Terna stessa, infatti, nel corso del 2020 i volumi di MPE hanno registrato valori eccezionali, anche a causa della situazione di basso carico (dovuta alla pandemia) ed elevata produzione da fonti rinnovabili. Tuttavia, anche nel corso del primo semestre del 2021 si è registrato in alcuni casi un aumento dei volumi di MPE rispetto al 2019, soprattutto nel mese di maggio. Considerando gli scenari futuri, caratterizzati da una penetrazione da fonti rinnovabili ancor più rilevante (e tenendo conto dei risultati, negativi, riferiti all’anno “banco di prova” 2020), risulta sempre più necessario che Terna intervenga rapidamente per mitigare la MPE, soprattutto nell’area appenninica tra Puglia e Campania.

Pertanto, oltre alle riforme di market design che si rendono necessarie per l’integrazione e la responsabilizzazione di tutte le risorse, richiediamo a Terna di mettere in atto tutte le azioni necessarie per ridurre la MPE rispetto ai valori registrati negli ultimi anni, auspicabilmente prima del 2024 e 2028, In tali anni, infatti, dovrebbero entrare in esercizio rispettivamente gli elettrodotti Gissi – Larino - Foggia e Montecorvino - Avellino N. – Benevento che dovrebbero contribuire a rinforzare la rete nella predetta area. Inoltre, si attende che l’entrata in esercizio della linea Bisaccia - Deliceto possa migliorare la difficile situazione locale del Beneventano, ma si auspica che lo sviluppo delle reti sulle dorsali adriatica e tirrenica e la realizzazione di accumuli in area sud possano risolvere definitivamente il problema del trasferimento dell’energia dalle aree di maggior produzione eolica a quelle di maggior carico del Centro Nord.

A proposito di Energia Non Fornita (ENF), sarebbe utile che nel paragrafo relativo alla continuità del servizio venisse rappresentato l’andamento dell’ENF con la serie storica degli ultimi cinque anni.

Sarebbe poi opportuno che il Piano contenesse una sezione dedicata alla descrizione delle singole cabine primarie connesse in antenna, indipendentemente dal fatto che vi siano interventi di risoluzione pianificati o meno.

In relazione alla sezione 2.9.7, condividiamo la necessità, espressa da Terna, di sviluppare nuovi sistemi di accumulo (e, in particolar modo, degli impianti di pompaggio essendo la tecnologia più matura per stoccare grandi quantitativi di energia) in grado di fornire un contributo significativo alla mitigazione degli impatti attesi sul sistema elettrico che accompagneranno il progressivo incremento della capacità installata di fonti rinnovabili non programmabili nella transizione energetica e nel raggiungimento degli obiettivi nazionali su energia e clima definiti dal PNIEC (6 GW di accumuli centralizzati al 2030). Come riportato da Terna, ad oggi i segnali di prezzo derivanti dai Mercati dell’energia, da soli, non sono in grado di incentivare investimenti in tale tipologia di impianti in quanto non forniscono sufficienti garanzie per il rientro dei capitali a fronte di costi di investimento iniziali significativamente maggiori rispetto a quelli di esercizio. Pertanto, risulta essenziale definire rapidamente un quadro regolatorio in grado di promuovere lo sviluppo di nuova capacità di accumulo e che, oltre a sostenere l'investimento assicurando una remunerazione a termine stabile nel tempo, permetta all'investitore di valorizzare il nuovo impianto sui mercati elettrici. Inoltre, è fondamentale che la definizione del quadro regolatorio, ad oggi delineato solo nello schema di decreto legislativo di recepimento della Direttiva UE 2019/944, avvenga in tempi brevi per poter rispettare le tempistiche e i target previsti nel PNIEC.