A livello nazionale lo sviluppo delle linee elettriche transfrontaliere riguarda principalmente i progetti di nuovi reti pubbliche comprese nei Piani di sviluppo di Terna, che sono integrati da nuove interconnessioni finanziate integralmente o in parte da soggetti terzi ai sensi del Regolamento CE 2019/943.
Terna è tenuta, per specifico vincolo del proprio mandato di TSO e della concessione rilasciata dal MiSE, a gestire e sviluppare la capacità di interconnessione con i sistemi elettrici di altri Paesi al fine di garantire una maggiore sicurezza e ridurre i costi di approvvigionamento dell’energia elettrica.
Anche lo sviluppo di interconnector finanziati da clienti finali, politica messa in campo nel decennio precedente, può portare a un incremento significativo della complessiva capacita di trasporto disponibile (in Italia programmata per 2.500 MW). La Convenzione di concessione prescrive al TSO di tenere conto di tali progetti nella definizione delle linee di sviluppo, con particolare riferimento all'individuazione delle necessità di potenziamento della rete d'interconnessione con l'estero. Ai fini di una migliore capacità di pianificazione di lungo periodo è utile rappresentare che in Italia le iniziative c.d. merchant, tuttora in essere, sono particolarmente numerose anche in termini di autorizzazioni concesse.
L'esame dei segnali provenienti dai mercati esteri e degli scenari di evoluzione dei sistemi elettrici in Europa e nei Paesi limitrofi, indica che lo sviluppo della capacità di interconnessione dell'Italia interessa:
- la frontiera nord (Francia, Svizzera, Austria e Slovenia);
- la frontiera con il sud est Europa, dove si riscontra una capacità produttiva diversificata e competitiva in aumento nel medio-lungo periodo, in alternativa a gas e petrolio, sulla base delle risorse presenti e grazie alle potenziali sinergie con i sistemi elettrici dell'area.
Anche lo sviluppo della capacità di interconnessione con il nord Africa può essere di rilevanza strategica, in un’ottica di crescente integrazione dei Paesi mediterranei con il mercato europeo. In tale contesto, il cavo di interconnessione Italia-Tunisia (progetto ELMED) fornisce uno strumento addizionale per ottimizzare l'uso delle risorse energetiche. Il progetto è incluso nella lista di Progetti
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di Interesse Comune (PIC) avendo dimostrato effetti positivi negli scenari di medio e di lungo termine per Italia, Tunisia e altri Paesi membri dell’Unione europea. Tuttavia, per la sua valenza strategica e ai fini della sua fattibilità economica, il progetto necessita di un sostanziale finanziamento comunitario a valere essenzialmente dallo strumento Connecting Europe Facility (CEF), non potendo un’infrastruttura utile al contesto dell’Unione essere a totale carico dei Paesi fisicamente connessi (Italia e Tunisia).
Relativamente all’obiettivo 15% al 2030, si fa presente che esso è attualmente calcolato come rapporto tra Net Transfer Capacity (NTC) delle interconnessioni e capacità di generazione netta installata. A tale riguardo, l’elevata potenza da fonti rinnovabili non programmabili prevista al 2030 nello scenario con obiettivi del Piano (50 GW di solo fotovoltaico), fonti caratterizzate peraltro da una producibilità comparativamente ridotta, rendono particolarmente arduo per l’Italia raggiungere l’obiettivo suddetto. L’elevata quantità di fonti rinnovabili non programmabili costringerà inoltre a mantenere disponibile una significativa quota di capacità di generazione termoelettrica, al fine di garantire i necessari margini di riserva per l’esercizio in sicurezza del sistema.
Tale difficoltà si aggiunge al fatto che l’Italia è geograficamente un paese periferico dell’Unione e quindi con minori potenzialità fisiche di incremento delle interconnessioni transfrontaliere che, a loro volta, necessitano di essere realizzate in condizioni morfologicamente complesse (attraverso la catena montuosa alpina o in tratti sottomarini), quindi con incrementi significativi dei costi.
In ogni caso, nella Comunicazione COM(2017) 718 final, la Commissione propone di rendere operativo l’obiettivo del 15% facendo riferimento specificamente ai 3 indicatori suggeriti dall’Expert Group on electricity interconnection targets e alle rispettive soglie rispetto alle quali valutare la necessità di nuove interconnessioni, ossia:
1. differenziale di prezzo nel mercato all'ingrosso superiore a una soglia indicativa di 2 EUR/MWh tra Stati membri, Regioni o zone di offerta;
2. capacità di trasmissione nominale degli interconnettori inferiore al 30% del carico di punta;
3. capacità di trasmissione nominale degli interconnettori inferiore al 30% della capacità installata di generazione di energie rinnovabili.
Al fine di valorizzare tali indicatori al 2030, si sono presi in considerazione i progetti di interconnessione5 elencati nella tabella seguente, che Terna include nei propri piani di sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale.
5 Ai fini del calcolo degli obiettivi, vanno considerate solo le interconnessioni con gli Stati membri dell’Unione e con la Svizzera (in quanto paese interconnesso solo con Stati membri UE), così come raccomandato dall’Expert Group on electricity interconnection targets. Restano quindi esclusi dal calcolo i progetti di interconnessione con Montenegro e Tunisia.
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Tabella 24 - Progetti di interconnessione con l’estero pianificati entro il 2030 con Stati membri dell’UE (inclusa Svizzera) [Fonte: Terna]
Frontiera
Progetti di interconnessione pianificati entro il 2030 con Stati membri dell'UE (inclusa Svizzera)
ID Progetto -
TYNDP 2018 Nome Progetto
IT - AT
336 Prati - Steinach
26 Reschenpass project (220 kV Nauders - Glorenza) 375 Lienz - Veneto 220 kV
210* ML Wuermlach - Somplago
IT - CH
250* ML Castasegna - Mese
174* Greenconnector project (HDVC Verderio - Sils) 31** San Giacomo project (All'Acqua - Pallanzeno/Baggio) IT - FR 21 Italy - France (HVDC Piossasco - Grand'Ile)
299 HVDC SACOI3
IT - SI
150 Italy - Slovenia (HDVC Salgareda - Bericevo) 323* ML Zaule - Dekani
324* ML Redipuglia - Vrtojba
* progetto Merchant Line non nella titolarità di Terna
** progetto in corso di rivisitazione
Lo sviluppo di ulteriori progetti di interconnessione, rispetto a quelli qui considerati, deve tenere conto delle lunghe tempistiche conseguenti alla necessità di realizzare accordi tra Stati e tra TSO e di completare i processi autorizzativi, di costruzione e di messa in servizio, fronteggiando anche possibili opposizioni locali.
In ogni caso, come affermato dall’Expert Group e condiviso dalla Commissione, condicio sine qua non per la realizzazione di un nuovo interconnettore è che esso sia sottoposto ad analisi costi-benefici socio-economiche e ambientali in grado di garantire che i costi-benefici superino i costi.
Per quanto riguarda l’indicatore 1), si evidenzia l’impossibilità attuale di effettuarne una stima, in assenza di informazioni di dettaglio sulla configurazione dei sistemi elettro-energetici degli altri Stati membri dell’Unione assunti per l’anno 2030, che si renderanno disponibili solo a valle della pubblicazione dei rispettivi Piani Nazionali Integrati Energia Clima. Si evidenzia inoltre che un ridotto differenziale di prezzo cross border scoraggerebbe lo sviluppo di iniziative merchant, che proprio in tale differenziale trovano la loro giustificazione economica.
Per quanto riguarda l’indicatore 2), il valore stimato al 2030 nello scenario con obiettivi è pari al 35%, il che non evidenzierebbe la necessità di sviluppo di ulteriori interconnessioni.
Per quanto riguarda l’indicatore 3), il valore stimato al 2030 nello scenario con obiettivi è pari al 25%, il che evidenzierebbe la necessità di sviluppo di ulteriori interconnessioni. Come già sopra ricordato, si rileva tuttavia che tale valore, pur non essendo molto distante dalla soglia del 30%, risulta depresso dalla rilevante quota di fotovoltaico (50 GW) prevista al 2030 nello scenario con obiettivi del Piano.
89 2.4.2 Infrastruttura di trasmissione dell’energia
i. Progetti principali per l'infrastruttura di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica e del gas e, ove opportuno, progetti di ammodernamento, necessari per il raggiungimento di obiettivi e traguardi nell'ambito delle cinque dimensioni della strategia dell'Unione dell'energia.
Settore elettrico
Con riferimento agli sviluppi della rete elettrica di trasmissione dovrà essere realizzato l’insieme delle misure previste nel Piano di Sviluppo e di Difesa di Terna (che già analizzavano scenari di forte crescita delle rinnovabili e per le quali si rimanda ai PdS 2017 e 2018 di Terna), nonché ulteriori rinforzi di rete - rispetto a quelli già pianificati nel Piano di sviluppo 2017 - tra le zone nord, centro nord e centro sud, tesi a ridurre il numero di ore di congestione tra queste sezioni.
In particolare le analisi di rete sviluppate da Terna hanno portato a individuare necessità di interventi sia sulla rete di trasmissione primaria 400 - 220 kV, sia sulla rete in alta tensione 150 - 132 kV.
Entro il 2023 è prevista la realizzazione dei seguenti interventi Interzonali:
- Elettrodotto 380 kV Colunga - Calenzano - Elettrodotto 380 kV Foggia - Villanova - Elettrodotto 380 kV Bisaccia - Deliceto
Successivamente sarà completato l’elettrodotto a 380 kV Montecorvino - Avellino nord- Benevento, nonché il riassetto della rete nord Calabria e della RETE AAT/AT medio Adriatico.
Per ridurre le congestioni, oltre alla piena implementazione dei PdS 2016 e 2017 di Terna, occorre favorire un ulteriore sviluppo della RTN per incrementare di 1000 MW la dorsale adriatica, come già previsto dal Pds 2018.
Sono in valutazione altre tipologie di interventi, tra i quali ad esempio il cavo HVDC Sardegna-Sicilia-Sud proposto nel PdS 2018.
Ai predetti interventi andranno aggiunti investimenti ulteriori sulle reti di distribuzione, sempre più interessate dalla diffusione di impianti di piccole e medie dimensioni. Parallelamente alle infrastrutture di flessibilità, è importante, inoltre, che la rete si doti di dispositivi per l’incremento della controllabilità e della stabilità della RTN quali reattanze, compensatori sincroni e FACTS - Flexible AC transmission systems, in grado di fornire servizi di regolazione di tensione e controllo dei carichi per garantire elevati standard di qualità del servizio e di sicurezza del sistema.
Per quanto riguarda la rete di distribuzione dell’energia elettrica, è oltremodo complesso stimare l’entità complessiva degli interventi di ammodernamento necessari a raggiungere gli obiettivi, stante la variegata collocazione geografica di generazione distribuita (in prevalenza da conversione fotovoltaica) ed elettrificazione degli usi finali. Per quest’ultima, in particolare, gli effetti più consistenti sono attesi nelle zone a elevata densità abitativa mentre l’effetto della generazione distribuita è ragionevolmente più avvertibile nelle zone rurali a basso carico. In ogni caso, la coerenza spaziale tra generazione e carico non garantisce la coincidenza temporale tra produzione e prelievi, potendosi avere risalita delle iniezioni non consumate localmente (nella singola utenza o con le utenze vicine) ai livelli superiori della rete.
Nello scenario di evoluzione tendenziale, la stima di costi di investimento sulla rete di distribuzione è pari a 21,4 mld€, inclusi gli interventi pianificati per incremento della resilienza (almeno 500 mln€
nel periodo 2018-2022) e rollout dei meter 2G (4,8 mld€).
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Per i progetti PCI della rete di distribuzione di elettricità si riporta infine ALPGRID (PCI Connecting Europe Facility), per un costo di 5,85 mln€.
Settore gas
Nel corso del 2018 sono state completate le attività relative alla realizzazione del progetto
“Supporto al mercato nord ovest e flussi bidirezionali transfrontalieri” che ha come obiettivo il miglioramento della flessibilità e della sicurezza di alimentazione del mercato nell’area nord occidentale del Paese e la creazione di capacità di esportazione presso i punti di interconnessione di Tarvisio e di Passo Gries (fino a 40 MSm3/g complessivi).
È in corso di realizzazione il metanodotto Snam di collegamento del TAP alla rete di trasporto nazionale e prosegue l’adeguamento della rete di trasporto anche in relazione alle soluzioni volte al superamento delle difficoltà di realizzazione di interventi di manutenzione sui tratti della rete che attraversano territori fortemente urbanizzati. È necessario, dunque, seguire i programmi di intervento sulla rete per garantire la continuità del servizio ai clienti finali, visto il progressivo invecchiamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale, sia nazionali che europee, facenti parte di una rete che si è sviluppata più di 40 anni fa, e prevedere in prospettiva, il riassestamento della stessa in virtù dell'attivazione di nuove interconnessioni o di nuove rotte di approvvigionamento.
Nel settore gas sono in corso di autorizzazione e valutazione presso il MiSE ed il MIT diversi progetti di deposti costieri di piccolo volume (SSLNG) 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 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 del propano) e già oggi compatibili con il gas naturale, e in costruzione; (ii) sostituire i carburanti per il trasporto 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.