Nel confronto con i Paesi con cui sono già esistenti o previsti dei potenziamenti o nuove interconnessioni elettriche (Slovenia, Austria e Croazia e Malta) c’è stata comunanza di intenti rispetto a tali iniziative e alle opportunità di stabilità per il sistema elettrico che tali infrastrutture offrono. Malta in particolare, valuterebbe positivamente un ulteriore potenziamento dell’interconnessione con la Sicilia nei prossimi anni.
iii. Misure di finanziamento, compresi il sostegno dell'Unione e l'uso dei fondi dell'Unione, in questo settore a livello nazionale, se del caso
Lo sviluppo della capacità di interconnessione con il nord Africa è di rilevanza strategica e in tale contesto il cavo di interconnessione Italia-Tunisia (progetto ELMED) può fornire uno strumento addizionale per ottimizzare l'uso delle risorse energetiche di entrambi i Paesi, con riflessi positivi negli scenari di medio e di lungo termine anche su altri Stati membri, motivo per il quale esso è incluso nella lista di Progetti di Interesse Comune (PIC). Il progetto, ai fini della sua fattibilità economica, necessita comunque di un sostanziale contributo finanziario comunitario a valere essenzialmente sullo strumento Connecting Europe Facility (CEF), anche erogato sulla scala di più anni.
20 Le politiche e le misure rispecchiano il primo principio dell’efficienza energetica.
21 Interventi diversi dai PIC dei gruppi regionali istituiti ai sensi del regolamento (UE) n. 347/2013.
189 3.4.2 Infrastruttura di trasmissione dell’energia
i. Politiche e misure relative agli elementi di cui al punto 2.4.2, comprese, se del caso, misure specifiche per consentire la realizzazione di progetti di interesse comune (PIC) e di altri progetti infrastrutturali importanti
Le misure per favorire un potenziamento e un miglioramento della rete di trasmissione dell’energia elettrica, da realizzare in coerenza con il piano di sviluppo decennale di TERNA, si basano sulle seguenti azioni:
• Sviluppi rete interna
Ulteriori rinforzi di rete tra le zone nord - centro e centro - sud tesi a ridurre il numero di ore di congestione tra queste sezioni. Tra i nuovi interventi si segnala la cosiddetta dorsale adriatica, un cavo in HVDC tra le sezioni di mercato centro - sud e centro - nord, connesso ai nodi elettrici di Villanova (o Villavalle) e Fano (o Porto Tolle).
L’obiettivo della decarbonizzazione presenta problematiche con riferimento alla gestione in sicurezza della rete sarda. È in corso di valutazione un nuovo collegamento con la Sardegna (parte Sud), prospettato dal gestore della rete mediante due nuovi collegamenti “Continente - Sicilia” e
“Sicilia - Sardegna”.
A questi interventi bisognerà aggiungere anche investimenti sulle reti di distribuzione, sempre più interessate dalla diffusione di impianti di piccole e medie dimensioni.
• Pianificazione dello sviluppo della rete di trasmissione nazionale
Nell’ambito della pianificazione dello sviluppo della rete di trasmissione nazionale sono previste:
misure per accelerare l'approvazione dei Piani di Sviluppo; estensione della metodologia analisi costi benefici, che tenga conto anche dell'impatto ambientale; coordinamento con la pianificazione dei DSO. I piani di difesa, invece, dovranno essere adeguati per tener conto del decomissioning del parco termoelettrico nazionale a carbone e del progressivo aumento della produzione da fonti rinnovabili. Dovranno essere condotti approfondimenti e studi di rete per valutare le possibili contromisure da adottare sia nei casi di degrado della rete che quelle determinate dalla generazione distribuita (basso carico). I piani di difesa devono essere integrati dalla sezione resilienza della rete.
• Sviluppo di sistemi di accumulo funzionali alla gestione in sicurezza ed efficienza della RTN Lo sviluppo delle rinnovabili atteso al 2030 ha già portato il TSO a quantificare le esigenze di nuovi sistemi di accumulo che saranno necessari (riportate nel Par. 2.3 iv), insieme allo sviluppo delle reti, per continuare una gestione in condizioni di sicurezza. Sono state inoltre già avviate delle attività di ricognizione delle potenzialità esistenti nelle varie aree del Paese e della localizzazione ottimale degli impianti di accumulo anche tenendo conto del potenziale residuo degli invasi idrici esistenti.
Inoltre, in coerenza con la Direttiva UE in corso di adozione, si procederà a una modifica dell'attuale disciplina in materia di accumuli e si definirà un nuovo quadro regolatorio, che possa promuovere lo sviluppo e l’operatività della nuova capacità di accumulo necessaria secondo un modello di mercato in cui agiscano soggetti in concorrenza nell’offerta di servizi di rete diverso da quello attuale (gestione diretta da parte del TSO quali infrastrutture di rete con riconoscimento tariffario).
Al fine di garantire il soddisfacimento del fabbisogno di accumuli richiesto dal sistema, in caso di fallimento del mercato, previa autorizzazione dell'ARERA e sulla base di indirizzi del Ministro dello Sviluppo Economico, non si esclude l’eventualità che il TSO possa dover realizzare e gestire sistemi di accumulo connessi direttamente alla rete di trasmissione nazionale, nei soli due seguenti casi:
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- accumuli integrati nella RTN funzionali alla sicurezza del sistema elettrico che non possono operare sui mercati all'ingrosso in concorrenza con gli operatori;
- accumuli in grado di erogare servizi ancillari e che, a tale scopo, partecipano ai mercati dei servizi ma per i quali siano state svolte procedure concorrenziali finalizzate ad acquisire tali risorse dagli operatori di mercato.
• Approccio prototipale per agevolare la realizzazione di progetti innovativi sulle reti energetiche
Definizione di un quadro regolatorio che abiliti progetti innovativi, anche mediante un fondo dedicato, per consentire su proposta degli operatori di testare, sul campo e in via prototipale, anche mediante la concessione di deroghe transitorie alla regolazione vigente, prevedendo al contempo adeguati meccanismi di riconoscimento dei costi efficienti. Particolarmente coinvolti saranno gli operatori di rete, attivando un nuovo approccio di innovazione di sistema che coinvolga anche le parti commerciali per lo sviluppo di nuovi business model nelle fasi a valle della filiera e sperimentazioni di offerte multiservizio a livello urbano o locale. Un esempio in tale senso è fornito dai progetti pilota avviati dall’ARERA per favorire la partecipazione delle risorse distribuite al mercato dei servizi di dispacciamento.
• Orientamenti per l’evoluzione del riconoscimento dei costi infrastrutturali sulla base del servizio reso agli utenti
Progressivo e graduale superamento dell’attuale approccio di riconoscimento dei costi, differenziato tra costi operativi e costi di capitale, a favore di un approccio integrato che responsabilizzi gli operatori. In particolare, il nuovo approccio integrato si focalizza sui seguenti aspetti: previsioni e piani di sviluppo realistici, fondati sulle future ed effettive esigenze dei clienti del servizio; incentivi per migliorare il livello di performance, in termini di efficienza, economicità e qualità del servizio; rimozione di eventuali barriere regolatorie allo sviluppo di soluzioni innovative.
Nella regolazione infrastrutturale delle reti si intende avviare un programma graduale di consolidamento di nuove modalità di riconoscimento dei costi, superando le attuali distorsioni derivanti dal differente trattamento regolatorio dei costi operativi rispetto ai costi di capitale, e valorizzando il servizio reso ai diversi “utenti” delle reti in termini di output rilevanti e misurabili.
Non meno importante, si dovranno fornire le leve e la flessibilità necessaria ad accompagnare, al minore costo possibile, lo sviluppo e l’aggiornamento tecnologico delle infrastrutture necessarie al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione assunti dal Paese nel quadro europeo.
• Sviluppi rete GNL
Il D.Lgs. 16 dicembre 2016, n.257 di recepimento della Direttiva “DAFI”, recante “Disciplina di attuazione della Direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2014, sulla realizzazione di una infrastruttura per i combustibili alternativi”, all’articolo 6, per la fornitura di gas naturale per il trasporto, prevede che entro il 31 dicembre 2025 nei porti marittimi, ed entro il 31 dicembre 2030 nei porti della navigazione interna, sia realizzato un numero adeguato di punti di rifornimento di GNL per navi adibite alla navigazione interna o navi adibite alla navigazione marittima alimentate a GNL nella rete centrale della TEN-T. Lo stesso articolo prevede che entro il 31 dicembre 2025 sia realizzato, con un graduale sviluppo, un numero adeguato di punti di rifornimento di GNL, anche abbinati a punti di rifornimento di GNC (gas naturale compresso), accessibili al pubblico almeno lungo le tratte italiane della rete centrale TEN-T per assicurare la circolazione dei veicoli pesanti alimentati a GNL, tenendo conto della domanda attuale e del suo sviluppo a breve termine. In Italia, la rete centrale TEN-T conta circa 3.300 km di strada complessivi, divisi in 3 principali corridoi:
- Asse Palermo - Napoli - Roma - Bologna - Modena - Milano - Verona - Brennero.
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- Asse Genova - Milano - Chiasso e Genova Voltri - Alessandria - Gravellona Toce.
- Asse Frejus - Torino - Milano - Bergamo - Verona - Padova - Venezia - Trieste.
Negli ultimi anni, a seguito del grande sviluppo del numero di veicoli pesanti alimentati a GNL - a oggi circa 2.000 in circolazione sulle strade italiane - sono stati realizzati ed entrati in esercizio un buon numero distributori stradali di metano liquido (attualmente sul territorio italiano ci sono 59 impianti in esercizio e ulteriori 41 in progetto, secondo Federmetano).
L’importazione di GNL come fonte di approvvigionamento complementare alle forniture via gasdotto.
Dato l'aumento delle condizioni di incertezza e le possibili criticità - tutte verificatesi in passato ma mai tutte contemporaneamente - di interruzione delle forniture verso l'Italia via gasdotto, il Ministero dello Sviluppo Economico sta attivamente perseguendo una strategia di diversificazione e di aumento delle forniture di GNL, oggi provenienti quasi esclusivamente dal Qatar, e che coprono il 9% circa del fabbisogno interno di gas. La capacità di rigassificazione, anche la cosiddetta small scale (piccola taglia), sarà quindi un elemento fondamentale per l'Italia nel periodo di transizione verso un sistema completamente decarbonizzato, perché consentirà di cogliere le opportunità di un mercato del GNL che si prevede in eccesso di offerta probabilmente fino alla prima metà del prossimo decennio e, allo stesso, tempo di gestire la riduzione delle importazioni da sud (in particolare dall'Algeria), offrendo alternative di approvvigionamento per il mercato spot. Al fine di aumentare sicurezza, diversificazione e competizione per il sistema gas italiano, lo sviluppo di nuova capacità di importazione di GNL può rappresentare lo strumento necessario a garantire la presenza di più fonti di approvvigionamento spot che possano competere per la posizione di fonte marginale, mantenendo l’allineamento con i prezzi europei. Nel settore gas sono in corso di autorizzazione e valutazione presso il MiSE e il MIT diversi progetti di depositi costieri di GNL di piccolo volume (SSLNG), da realizzare in Sardegna, in Adriatico (Ravenna e Porto Marghera) e nel Tirreno (Napoli), per lo scarico del GNL da navi metaniere di piccola taglia, lo stoccaggio e il successivo caricamento su navi bettoline (bunkeraggio) e su autocisterne criogeniche per il rifornimento di clienti civili e/o industriali e di stazioni di rifornimento carburanti. In particolare in Sardegna, due delle tre iniziative presentate vedono l’accoppiamento di SSLNG e minirigassificatori.
È opportuno e conveniente (i) rifornire di gas naturale le industrie sarde, le reti di distribuzione cittadine, già esistenti (in sostituzione dell’attuale gas propano) e già oggi compatibili con il gas naturale, e in costruzione; (ii) sostituire i carburanti per il trasposto pesante; (iii) sostituire i carburanti marini tradizionali con GNL introducendo, in modo graduale, il limite di 0,1% di zolfo per i mezzi portuali e i traghetti; (iv) alimentare a gas naturale le centrali termoelettriche previste per il phase out delle centrali alimentate a carbone. A valle dell’analisi costi benefici avviata da RSE per conto di ARERA, che si prevede disponibile nella primavera 2020, si implementeranno gli interventi più adeguati per il trasporto del gas naturale. Al fine di offrire agli utenti sardi connessi alle reti di distribuzione prezzi in linea con quelli del resto d'Italia, dovranno essere adottate soluzioni tecnico/regolatorie che consentano di equiparare gli oneri di sistema e correlare il prezzo della materia prima al PSV. In tale prospettiva, al fine di assicurare ai consumatori sardi il necessario livello di sicurezza, equità e continuità delle forniture, sarà valutata la possibilità di un collegamento tra i depositi costieri in costruzione e in autorizzazione, e i terminali di rigassificazione operanti in Italia che si doteranno di un sistema di reloading effettuato dal TSO, e di adottare un sistema di correlazione del prezzo della materia prima con quello al PSV. A tale proposito si segnalano nuovi progetti di realizzazione tra cui il progetto del terminale di rigassificazione OLT Offshore LNG Toscana che prevede, in aggiunta alle attività attualmente svolte dal terminale, l’implementazione di un servizio small scale per lo scarico di GNL in navi di piccola taglia che andranno a rifornire depositi costieri e di bunkeraggio nei porti italiani e di tutto il Mediterraneo, nonché un analogo servizio per l’impianto GNL di Panigaglia. Il rifornimento diretto del GNL permetterà di superare l’attuale meccanismo di import di GNL via camion da deposito e terminali esteri favorendo così
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l’utilizzo del GNL come combustibile per il trasporto marittimo e terrestre. L’iter autorizzativo per la realizzazione delle necessarie modifiche impiantistiche è in corso di finalizzazione.