Rapporto di sintesi delle verifiche esterne indipendenti expert-based sulle analisi costi benefici di interventi di sviluppo selezionati dai
PdS 2017 e 2018 e
relative contro-osservazioni Terna
INDICE
Premessa
Parte prima - Rapporto di sintesi delle verifiche esterne indipendenti expert-based sulle analisi costi-benefici di interventi di sviluppo selezionati dai PdS 2017 e 2018
Parte seconda - Contro-osservazioni Terna ai risultati delle verifiche expert-based sulle analisi costi benefici di interventi di sviluppo selezionati dai PdS 2017 e 2018
Premessa
Il presente documento è redatto ai sensi dell’articolo 43 dell’Allegato A alla Delibera 567/2019 (di seguito “TIQ.TRA”) che ha previsto la predisposizione da parte di Terna di un rapporto finale contenente:
• i risultati delle verifiche esterne indipendenti svolte da esperti sulle analisi costi benefici di selezionati interventi del Piano di Sviluppo;
• le contro-osservazioni da parte di Terna ai risultati di tali verifiche.
L’articolo 40 della medesima delibera ha infatti previsto che le analisi costi benefici di alcuni specifici interventi di sviluppo, funzionali all’efficiente ed efficace sviluppo della rete, potessero essere oggetto di verifiche esterne indipendenti con modalità di tipo expert-based, ovvero attraverso una valutazione effettuata da singoli esperti o società/enti terzi incaricati da Terna e ARERA senza il necessario utilizzo di tool di simulazione di mercato e di rete.
A riguardo, con determina DIEU n. 14/2018 l’ARERA:
• ha approvato e pubblicato un primo elenco di esperti verificatori sulla base delle tredici manifestazioni di interesse per cui il possesso dei requisiti di ammissibilità definiti dalla determinazione DIEU 11/2018 è stato valutato positivamente;
• ha individuato gli interventi da sottoporre a verifica in modalità expert-based del piano di sviluppo 2017 e del piano di sviluppo 2018 e, per ognuno di questi, nominato un esperto a cui affidare la verifica.
Sulla base dell’elenco pubblicato con la suddetta determina, Terna ha successivamente nominato i propri esperti per condurre le verifiche ai medesimi interventi.
Nella successiva tabella 1 sono riportati gli interventi dei PdS 2017 e 2018 sottoposti a verifica indipendente e i rispettivi esperti individuati da Terna e da ARERA.
Nella prima parte del presente documento è riportata la sintesi dei risultati delle verifiche esterne indipendenti svolte dagli esperti e nella seconda parte un rapporto con le contro-osservazioni da parte di Terna a tali verifiche.
4 Tabella 1. Interventi sottoposti a verifica expert-based e soggetti incaricati da ARERA e Terna
Anno Piano di sviluppo
Intervento/Documento sottoposto a
verifica Identificativo PdS Esperto ARERA Esperto Terna
2017
Incremento della capacità di interconnessione con la Svizzera ai
sensi della legge 99/2009 e s.m.i.
1-I FALVO MARIA CARMEN PISANO GIUDITTA
2017 Sviluppo interconnessione
Sardegna - Corsica - Italia 301-P LA SCALA MASSIMO TROVATO MICHELE ANTONIO1
2017
Incremento della capacità di interconnessione con la Slovenia sensi della legge 99/2009 e s.m.i.
200-I PISANO GIUDITTA LA SCALA MASSIMO
2018 HVDC Centro Sud/Centro Nord 436-N CANAZZA VIRGINIA PILO FABRIZIO GIULIO
2018 Collegamento HVDC
Campania/Sicilia/Sardegna 723-N CLERICI STEFANO CANAZZA VIRGINIA
2018 Secondo polo dell’interconnessione
HVDC Italia - Montenegro incluso nell’investimento 401-P DELFANTI MAURIZIO NAPOLI ROBERTO
2018 Riassetto rete area metropolitana di
Roma 404-P FORTE GIUSEPPE2 TURRI ROBERTO
2018
Elettrodotti 380 kV “Chiaramonte Gulfi - Ciminna” e “Assoro -
Sorgente 2 - Villafranca”
602-P / 604-P / 619-P PINNARELLI ANNA FAURI MAURIZIO3
1 Verifica effettuata dall’esperto nel corso del 2017
2 Verifica non svolta
3 Verifica non svolta
5
PARTE PRIMA
Rapporto di sintesi delle verifiche esterne
indipendenti expert-based sulle analisi costi-
benefici di interventi di sviluppo selezionati dai
PdS 2017 e 2018
6
Sommario
1 Sintesi dei risultati delle verifiche svolte da esperti indipendenti ... 7
1.1 Incremento della capacità di interconnessione con la Svizzera ai sensi della legge 99/2009 e s.m.i. (progetto codice 1-I) ... 7
1.1.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Falvo Maria Carmen di nomina ARERA ... 7
1.1.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Pisano Giuditta di nomina TERNA ... 8
1.2 Sviluppo interconnessione Sardegna - Corsica – Italia (progetto codice 301-P) ... 11
1.2.1 Sintesi del rapporto dell’esperto La Scala Massimo di nomina ARERA ... 11
1.2.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Trovato Michele Antonio di nomina Terna ... 12
1.3 Incremento della capacità di interconnessione con la Slovenia sensi della legge 99/2009 e s.m.i. (progetto codice 200-I) ... 13
1.3.1 Sintesi del rapporto di verifica dell’esperto Pisano Giuditta di nomina ARERA ... 13
1.3.2 Sintesi del rapporto di verifica dell’esperto La Scala Massimo di nomina Terna ... 16
1.4 HVDC Centro Sud/Centro Nord (progetto codice 436-N) ... 16
1.4.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Canazza Virginia di nomina ARERA ... 17
1.4.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Pilo Fabrizio Giulio di nomina TERNA ... 18
1.5 Collegamento HVDC Campania/Sicilia/Sardegna (progetto codice 723-N) ... 21
1.5.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Clerici Stefano di nomina ARERA ... 21
1.5.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Canazza Virginia di nomina Terna ... 22
1.6 Secondo polo dell’interconnessione HVDC Italia – Montenegro (progetto codice 401-P) ... 24
1.6.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Delfanti Maurizio di nomina ARERA ... 24
1.6.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Napoli Roberto di nomina Terna ... 25
1.7 Riassetto rete area metropolitana di Roma (progetto codice 404-P) ... 26
1.7.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Turri Roberto di nomina Terna ... 26
1.8 Elettrodotti 380 kV “Chiaramonte Gulfi - Ciminna” e “Assoro - Sorgente 2 - Villafranca” (progetto codice 602-P/604-P/619-P) ... 27
1.8.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Pinnarelli Anna di nomina ARERA ... 27
7
1 Sintesi dei risultati delle verifiche svolte da esperti indipendenti
Il presente capitolo riporta una sintesi delle principali conclusioni dei rapporti delle verifiche indipendenti condotte in modalità expert-based sulle analisi costi-benefici svolte da Terna su otto interventi del Piano di sviluppo 2017 e 2018.
1.1 Incremento della capacità di interconnessione con la Svizzera ai sensi della legge 99/2009 e s.m.i. (progetto codice 1-I)
L’intervento, anche denominato “progetto San Giacomo”, è inserito nel piano di sviluppo 2010 ed è presente nei documenti PdS di tutti gli anni successivi all’anno di pianificazione. L’intervento è definito come interconnector, ossia come potenziamento delle infrastrutture di interconnessione con l’estero con lo scopo di aumentarne la capacità di trasporto, ai sensi dell’articolo 32 della legge 23 luglio 2009, n. 99.
1.1.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Falvo Maria Carmen di nomina ARERA
Nell’ambito della propria verifica, l’esperto ha utilizzato come riferimento principale la scheda di intervento del PdS 2017, estendendo l’analisi anche alle schede di intervento dei PdS degli anni successivi ed alla documentazione predisposto da Terna nel giugno 2017 sull’analisi costi benefici nell’ambito del processo di inclusione dell’intervento nella lista dei Project of Common Interest (PCI).
In merito si evidenzia che la conduzione di un’analisi Costi-Benefici per i progetti interconnector è stata resa obbligatoria con la delibera 856/2017 a partire dal Piano di Sviluppo 2019.
L’esperto, osservando un miglioramento sotto il profilo della trasparenza e delle informazioni inserite tra la scheda intervento del PdS 2017 e quella del PdS 2019, ha suggerito di apportare ulteriori miglioramenti relativi al contenuto informativo, come l’inserimento dello schema di rete, un maggior dettaglio relativo alle opere incluse nell’intervento e la loro correlazione in termini di tempistiche.
In particolare, l’esperto ritiene l’analisi costi benefici effettuata da Terna coerente con le disposizioni del Titolo 3 dell’allegato A alla delibera 627/16 (come modificato dalle delibere 856/17 e 692/18); a riguardo, l’esperto ha specificato che la verifica sulla stima dei benefici e dell’analisi economica è stata possibile solo parzialmente in riferimento ai documenti del 2017 non essendo ancora prevista l’obbligatorietà di una ACB per i progetti interconnector ed il documento predisposto per l’inclusione nella lista dei Project of Common Interest (PCI), ne includeva solo una versione “prototipale”.
In merito all’Analisi Costi-Benefici, l’esperto ha evidenziato la necessità di alcune integrazioni e chiarimenti, in particolare:
• le motivazioni alla base della scelta delle specifiche categorie di beneficio;
• la variazione dei valori di beneficio da un anno studio ad un altro;
8
• la conoscenza dei parametri che in ciascuno scenario influenzano maggiormente la quantificazione dei benefici e dei margini di incertezza degli indicatori, specificando le ragioni alla base delle incertezze.
Inoltre, l’esperto suggerisce di estendere la valutazione anche ad altre voci di beneficio, per dare una misura maggiore della validità del progetto di interconnessione, nonché incrementare le analisi di sensitività per quantificare l’impatto di alcuni parametri su alcuni specifici benefici.
1.1.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Pisano Giuditta di nomina TERNA
L’esperto ha elaborato la propria verifica facendo riferimento principalmente al documento predisposto da Terna nel giugno 2017 sull’Analisi Costi-Benefici dell’intervento ed elaborato nell’ambito del processo di inclusione dello stesso nella lista dei Project of Common Interest (PCI);
altri documenti utilizzati per l’attività di verifica sono:
• i piani di sviluppo 2017, 2018 e 2019 comprensivi degli specifici allegati di avanzamento degli interventi;
• il documento metodologico sulla ACB 2.0 allegato A74 al Codice di rete;
• alcuni documenti facenti parte del TYNDP 2016 (e.g. le tabelle di dati dei progetti e la sintesi della ACB europea, la scheda del progetto di interconnessione IT-CH, il report sugli scenari, e i documenti metodologici dell’ACB europea)
• altri documenti integrativi forniti da Terna nel corso della verifica.
Nel condurre la propria valutazione, l’esperto ha precisato che l’attività di verifica dell’ACB, soprattutto legata al PdS 2017, anno in cui le fasi di avanzamento dell’intervento di sviluppo erano incerte, non può che riscontrare inadeguatezze che non potevano e, in alcuni casi non possono ancora, essere completamente risolte.
Ciò premesso, l’esperto ha effettuato la verifica dell’intervento analizzandone la conformità ai requisiti minimi di cui alla delibera 627/16 e s.m.i. con principale riferimento alla presentazione dello stesso nella scheda del PdS 2017 ed all’applicazione dell’ACB nel documento predisposto a giugno 2017 nell’ambito del processo di inclusione dello stesso nella lista dei Project of Common Interest (PCI)4.
In sintesi, l’esperto ha fornito una serie di suggerimenti finalizzati a migliorare la trasparenza della scheda intervento del PdS, proponendo di inserire:
• una descrizione più dettagliata dell’intervento di sviluppo, da cui si possano desumere le opere principali, anche in termini quantitativi;
4All’intervento in parola non è stata applicata formalmente la metodologia dell’ACB 2.0 fino al PdS 2019, in accordo con le modificazioni della Deliberazione 627/2016/R/EEL che hanno esteso la sua applicazione agli interventi del tipo interconnector solo a partire dal 2019.
9
• una indicazione delle eventuali aggregazioni/interdipendenze tra le opere del progetto e con altre opere (e.g., intervento 4-P) o dipendenze da soggetti terzi (i.e., il TSO svizzero), con il dettaglio di quali conseguenze possono portare queste specifiche condizioni sugli stati di avanzamento del progetto;
• una indicazione della fase di avanzamento delle singole opere e dei costi sostenuti e stimati, con distinzione delle stime dei costi delle singole opere in relazione alla fase di avanzamento in cui si trovano;
• una indicazione dei CAPEX e degli OPEX stimati per la realizzazione delle singole opere incluse nell’intervento di sviluppo;
• la distinzione dell’entità della quota di investimento sostenuto da finanziatori privati e dal sistema elettrico italiano, con indicazione dell’anno previsionale di riacquisto dell’infrastruttura da parte del sistema elettrico italiano.
Per una migliore accuratezza dei calcoli e qualità dei risultati dell’ACB, l’esperto ha invece suggerito di fornire:
• una precisa identificazione del perimetro (Italia o Europa) a cui si riferisce il calcolo dei singoli benefici;
• indicazione dell’approccio usato per i calcoli (TOOT puro o sequenziale) e della rete base di riferimento, con dettaglio della sequenza degli interventi (se approccio TOOT sequenziale) o giustificazione per l’adozione dell’approccio puro in caso contrario;
• indicazione dei contributi consumer surplus, producer surplus e congestion rent inclusi nella valorizzazione del B1, e gli eventuali i commenti riguardanti la effettiva valorizzazione (i.e., consumer surplus negativo);
• per i benefici e per gli impatti che hanno lo stesso significato, il confronto tra le valorizzazioni dei benefici ottenuti dalla ACB nazionale con quelli ottenuti da quella europea, soprattutto quando assumono valori estremamente diversi (ad esempio tra il B3 -riduzione ENF- della ACB nazionale e il B1-SoS di quella europea);
• la valutazione dei benefici B3 e B5 nei quattro scenari considerati (V1 e V3 per i due anni di studio) o la giustificazione dell’omissione;
• indicazione puntuale dei valori dei parametri utili al calcolo e la giustificazione dell’uso di determinati valori numerici (e.g., VOLL, costo sociale CO2, prezzi dei permessi ETS, ecc.);
• indicazione degli impatti territoriali e degli altri impatti (sono presenti solo l’I21 e l’I8, nella tabella di valorizzazione del beneficio B18, anche se non esplicitamente definito come tale);
• una giustificazione per la presenza (assenza) della valorizzazione di un beneficio nei PdS successivi ad uno in cui lo stesso beneficio è risultato irrilevante (non trascurabile);
• una sufficientemente estesa analisi di sensitività al fine di aumentare il grado di confidenza nei risultati finali della ACB, per i benefici che assumono valori predominanti e per quelli la cui valutazione è suscettibile di un elevato grado di incertezza (i.e., B18 e B19)”;
10
• una descrizione delle incertezze che dovrebbero essere tenute in conto nello specifico progetto e dell’impatto che potrebbero avere sull’avanzamento del progetto.
In aggiunta a ciò, l’esperto ha fornito alcune ulteriori raccomandazioni sulle metodologie di calcolo degli indicatori economici per l’ACB ed utili suggerimenti per future revisioni dell’Allegato A74 (Metodologia ACB 2.0) di Terna. In particolare, si raccomanda:
• che i benefici siano conteggiati a partire dalla effettiva data di entrata in esercizio, senza distinzione tra gli interventi con la data di completamento prevista entro il 2025 o oltre il 2025;
• che sia considerato come anno di imputazione dei costi quello precedente all’entrata in servizio dell’intervento di sviluppo anche per gli interventi il cui completamento è previsto dopo il 2025. In aggiunta, si raccomanda di conteggiare i costi operativi dall’effettivo anno di entrata in servizio dell’intervento di sviluppo;
• di uniformare il calcolo degli indicatori economici e considerare come anno zero di attualizzazione dei benefici e dei costi per il calcolo degli indicatori economici l’anno del PdS di riferimento;
• di estendere la vita economica dell’intervento di sviluppo fino a 25 anni dalla effettiva data di completamento;
• di valutare gli indicatori economici, in linea con la prassi europea, senza distinguere se l’investimento sarà sostenuto da investitori privati oppure pubblici, perché comunque entrambe le categorie di soggetti sono inclusi tra i destinatari dei benefici che l’intervento di sviluppo permette di produrre;
• di definire nel documento metodologico le modalità di trattamento dei costi di investimento ai fini della valutazione degli indicatori economici della ACB quando i progetti sono del tipo interconnector ai sensi della Legge 99/09. In particolare, qualora siano usati costi diversi da quelli rappresentati, dovrebbe esserne inserita l’indicazione nella scheda di intervento (ad esempio il costo di riacquisto dell’infrastruttura da parte del sistema elettrico italiano e l’anno di riacquisto) e/o definire le regole per calcolarli (anno di riacquisto e funzione di ammortamento).
Infine, l’esperto ha ritenuto utile fornire suggerimenti in previsione di future modifiche alla regolazione vigente; in particolare:
• valutare se prescrivere i casi in cui effettuare sempre l’analisi di sensitività, ad esempio, quando uno o più benefici impattano singolarmente per più di una certa percentuale (rilevante) sul totale o nei casi di benefici affetti da un elevato grado di incertezza (B18 e B19);
• aggiungere almeno un anno di studio a più lungo termine qualora la data di completamento dell’intervento sia prevista molto vicino all’anno di lungo termine considerato nei piani decennali correnti (2030) o addirittura sia oltre l’orizzonte temporale dei 10 anni dall’anno del PdS.
11
1.2 Sviluppo interconnessione Sardegna - Corsica – Italia (progetto codice 301-P)
L’intervento oggetto della verifica, denominato “Sa.Co.I. 3”, è stato inserito per la prima volta da Terna nel Piano di Sviluppo 2011 con la finalità di sostituire il collegamento esistente tra Sardegna, Corsica e continente, ormai giunto a fine vita utile e caratterizzato da una limitata capacità di trasporto e da una esigua flessibilità di esercizio, ma soprattutto di garantire un maggiore sfruttamento della produzione da fonte rinnovabile nell’isola sarda, un incremento dei margini di adeguatezza del sistema e dei benefici per gli operatori di mercato (in termini di Socio-Economic Welfare). Inoltre, anche il gestore della rete corsa ha manifestato la necessità di un incremento della potenza prelevata presso il terminale corso del Sa.Co.I.
1.2.1 Sintesi del rapporto dell’esperto La Scala Massimo di nomina ARERA
Nell’effettuare la propria verifica l’esperto si è basato sull’analisi delle schede intervento contenute nei PdS dal 2017 al 2019, osservando che TERNA ha adottato metodologie coerenti con le disposizioni riportate nel Titolo 3 dell’Allegato A della delibera 627/2016/R/eel con la sola eccezione riguardante l’ipotesi di attualizzazione dei benefici all’anno di predisposizione del Piano.
In merito a questo aspetto, l’esperto ha suggerito, per i prossimi PdS, di attenersi alle ipotesi di calcolo per l’analisi costi benefici previste nel documento Metodologia Analisi Costi Benefici – ACB 2.0 Rev. 01 del Febbraio 2018 e nel Titolo 3 dell’Allegato A della delibera 627/2016/R/eel.; in alternativa, l’esperto ha consigliato di riportare nella scheda del PdS il Valore Attualizzato Netto (VAN) calcolato attualizzando costi e benefici sia all’anno di predisposizione del Piano di Sviluppo sia all’anno di entrata in esercizio dell’intervento.
Per quanto riguarda la rappresentazione dell’intervento in PdS, l’esperto ha evidenziato:
• una descrizione troppo sintetica dell’intervento in esame e delle opere accessorie riportata nei PdS 2017 e 2018;
• la mancanza di una rappresentazione grafica e descrittiva dell’intervento che renda evidente quali siano le singole opere da realizzare, la loro aggregazione e la compatibilità con la tempistica di progetto.
Sulla base dell’analisi effettuata, l’esperto ha poi elencato una serie di suggerimenti e di integrazioni volte a migliorare, nei prossimi PdS, sia la scheda intervento che la sua Analisi Costi-Benefici; nello specifico:
• rivedere l’individuazione del Sa.Co.I.3 come unica opera principale all’interno della scheda intervento;
• una rappresentazione più approfondita dell’intervento con documentazione di progetto sintetica ma comprensiva di un breve inquadramento territoriale, una rappresentazione grafica ed una descrizione delle varie fasi di realizzazione delle opere ed un quadro economico sullo stile di uno studio di fattibilità tecnico-economico come da Codice degli appalti potrebbero essere utili nella fase di verifica degli impatti e valutazione dei costi;
12
• una chiara identificazione delle opere da realizzare in territorio francese ed i relativi costi;
• una indicazione delle opere e dei piani di altri soggetti (ad esempio TSO esteri) coinvolti nella realizzazione di infrastrutture complementari o comunque interdipendenti con quelle italiane;
• una indicazione dei valori di indisponibilità delle linee e le eventuali probabilità di perdita dei collegamenti della RTN anche per sistemi HVDC come quello in esame;
• fornire maggiore chiarezza e dettaglio circa i metodi utilizzati per la definizione dei coefficienti di monetizzazione e le procedure specifiche utilizzate per la valutazione di alcuni indicatori più complessi quali il B7;
• fornire dettaglio dei volumi di scambio utilizzati per valutare i costi evitati del MSD;
• ai fini della valutazione dei benefici, molto probabilmente andrebbe associato all’indicatore I21 il concetto di Available Transfer Capacity (ATC) piuttosto che di Total Transfer Capacity (TTC).
• valutare se esiste o meno un incremento materiale ed effettivo della capacità di trasporto di 50 MW per questo nuovo collegamento, con conseguente incremento dell’indicatore I21 (inteso come incremento di TTC) a 450 MW che, in tal caso, andrebbe rettificato in tutti i PdS in cui si riporta il valore di 400MW.
1.2.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Trovato Michele Antonio di nomina Terna
La verifica è stata eseguita dall’esperto nel corso del 2017 ed è già stata pubblicata sul sito dell’ARERA5.
Per completezza di seguito se ne riporta comunque una breve sintesi degli aspetti di maggiore interesse per questo rapporto.
Riferendosi alla verifica dell’Analisi Costi-Benefici, l’esperto ha rilevato che Terna ha adottato metodologie coerenti con le disposizioni riportate nel Titolo 3 dell’Allegato A della delibera 627/2016/R/eel, utilizzando dati coerenti con gli scenari evolutivi del sistema elettrico presenti in documenti pubblicati da enti riconosciuti del settore e, ove necessario, frutto di elaborazioni derivanti dell’esperienza nella pianificazione e nella conduzione del sistema elettrico nazionale.
Facendo particolare riferimento alla stima dei benefici dell’intervento di sviluppo, l’esperto ha inoltre osservato che la stessa conduce a risultati coerenti e prudenziali.
Infine, relativamente al calcolo degli indicatori economici di merito IUS e VAN, l’esperto ha constatato che la propria verifica ha restituito valori analoghi a quelli pubblicati nel Piano di Sviluppo 2017 confermando le valutazioni formulate da Terna.
5 https://www.arera.it/allegati/operatori/elettricita/2017_Verifica_SACOI3.pdf
13
1.3 Incremento della capacità di interconnessione con la Slovenia sensi della legge 99/2009 e s.m.i. (progetto codice 200-I)
L’intervento oggetto della verifica è stato pianificato da Terna nel 2010 ed è presente nei documenti PdS di tutti gli anni successivi all’anno di pianificazione. L’intervento è definito come interconnector, ossia come potenziamento delle infrastrutture di interconnessione con l’estero al fine di aumentarne la capacità di trasporto ai sensi dell’articolo 32 della legge 23 luglio 2009 n. 99.
In tal senso, sono stati condotti degli studi con il gestore sloveno ELES che hanno portato alla definizione di un nuovo collegamento in cavo HVDC che dal nodo italiano di Salgareda si attesterà alla rete slovena di altissima tensione (indicativamente nei nodi elettrici di Divaca o Bericevo).
La realizzazione di questa interconnessione consentirà di aumentare la capacità di trasporto alla frontiera nord, garantendo una maggiore capacità di scambio tra Italia e Slovenia.
1.3.1 Sintesi del rapporto di verifica dell’esperto Pisano Giuditta di nomina ARERA
L’esperto ha svolto la propria verifica prendendo a riferimento il documento predisposto da Terna ad agosto 2017, elaborato nell’ambito del processo di inclusione dello stesso nella lista dei Project of Common Interest (PCI); per tale motivo e poiché l’applicazione dell’Analisi Costi-Benefici agli interventi del tipo interconnector è stata prevista solo a partire dal 20196, la valutazione riportata in tale documento è stata applicata in via “prototipale” all’intervento in parola.
Per tali ragioni, l’esperto ha precisato che l’attività di verifica dell’analisi costi – benefici applicata a questo intervento, soprattutto legata al PdS 2017,anno in cui le fasi di avanzamento dell’intervento di sviluppo erano incerte, non può che riscontrare inadeguatezze che non potevano e, in alcuni casi non possono ancora, essere completamente risolte.
L’esperto ha comunque ritenuto utile operare alcuni confronti soprattutto con le informazioni presenti anche in altri documenti, tra cui:
• i PdS dell’anno 2017 e dei due anni successivi 2018 e 2019, comprensivi dei volumi
“Avanzamenti piani di sviluppo precedenti” allegati ai PdS;
• il documento metodologico sulla ACB 2.0 allegato A74 al Codice di rete;
• alcuni documenti facenti parte del TYNDP 2016 (e.g. le tabelle di dati dei progetti e la sintesi della ACB europea, la scheda relativa all’interconnessione IT-SL, il report sugli scenari, e i documenti metodologici dell’ACB europea)
• altri documenti integrativi forniti da Terna nel corso della verifica.
Ciò premesso, l’esperto ha condotto la propria verifica dell’intervento analizzandone la conformità ai requisiti minimi di cui alla delibera 627/16 e s.m.i. con principale riferimento alla presentazione dello
6Come previsto dall’articolo 7 della delibera dell’Autorità n° 856/2017
14 stesso nella scheda del PdS 2017 ed all’applicazione dell’ACB nel documento predisposto ad agosto 2017.
Nello specifico, per quanto riguarda la presentazione dell’intervento, l’esperto harilevato carenze e non conformità con le prescrizioni dell’Allegato A della Deliberazione 627/2016/R/EEL, in particolare:
• non sono dichiarate interdipendenze o aggregazioni tra le opere che costituiscono l’intervento o con opere di altri interventi (i.e., intervento 207-P);
• non è esplicitato il contributo di ciascuna opera principale al totale del costo stimato per la realizzazione dell’intervento;
• la descrizione del progetto non è sufficientemente dettagliata da potere valutare l’adeguatezza della stima dei costi di investimento.
Relativamente all’ACB dell’intervento, premettendo che la stessa non è formalmente conforme all’Allegato A.74 al Codice di Rete, documento metodologico dell’ACB 2.0, perché condotta in via prototipale e per la specifica esigenza di candidatura dell’intervento alla lista dei PCI europei, l’esperto ha osservato che:
• I benefici valutati, in alcuni casi, non sono numericamente confrontabili con i corrispettivi europei (valutati nell’ambito del TYNDP 2016);
• non sono esplicitati i costi di esercizio e manutenzione;
• non è fornita indicazione precisa sull’approccio utilizzato nei calcoli né sulla rete base usata per le simulazioni;
• sarebbe utile un’analisi di sensitività sui parametri di calcolo dei benefici innovativi B18 e B19 (che rappresentano oltre il 40 % dei benefici in tre scenari su quattro).
Alla luce delle valutazioni effettuate, l’esperto ha ritenuto utile fornire a Terna una serie di suggerimenti volti sia a integrare/rettificare l’ACB dell’intervento oggetto di analisi sia a migliorare la metodologia ACB 2.0 e le relative future analisi, in particolare:
• includere una rappresentazione grafica esplicativa e una descrizione più dettagliata dell’intervento di sviluppo, da cui si possano desumere le opere principali, anche in termini quantitativi;
• esplicitare l’indicazione delle eventuali aggregazioni/interdipendenze tra le opere del progetto e con altre opere (e.g., intervento 207-P) o dipendenze da soggetti terzi (i.e., il TSO sloveno e soggetti finanziatori), con il dettaglio di quali conseguenze possono portare queste specifiche condizioni sugli stati di avanzamento del progetto”;
• indicare i CAPEX e gli OPEX stimati per la realizzazione delle singole opere incluse nell’intervento di sviluppo;
• fornire precisa identificazione del perimetro (Italia o Europa) a cui si riferisce il calcolo dei singoli benefici;
15
• esplicitare l’indicazione dell’approccio usato per i calcoli (TOOT puro o sequenziale) ed una descrizione della rete base, con dettaglio della sequenza degli interventi considerati nella rete base se l’approccio adottato fosse quello TOOT sequenziale o una giustificazione per l’adozione dell’approccio puro in caso contrario;
• fornire per i benefici e per gli impatti che hanno lo stesso significato, il confronto tra le valorizzazioni dei benefici ottenuti dalla ACB Terna con quelli ottenuti da quella europea, soprattutto quando assumono valori estremamente diversi oppure la giustificazione della eventuale non confrontabilità (e.g., diverso modello di rete, diverso approccio adottato nelle simulazioni, ecc.);
• includere la valutazione dei benefici B3 e B5 nei quattro scenari considerati (V1 e V3 per i due anni di studio) o la giustificazione dell’omissione;
• indicare per la valorizzazione dei benefici i valori dei parametri utili al calcolo e la giustificazione dell’uso di determinati valori numerici (e.g., VOLL, costo sociale CO2, prezzi dei permessi ETS, ecc.);
• conteggiare i benefici a partire dalla effettiva data di entrata in esercizio, senza distinzione tra gli interventi con la data di completamento prevista entro il 2025 o oltre il 2025;
• considerare come anno di imputazione dei costi quello precedente all’entrata in servizio dell’intervento di sviluppo;
• conteggiare i costi operativi dall’anno di entrata in servizio dell’intervento di sviluppo;
• uniformare il calcolo degli indicatori economici e considerare come anno zero di attualizzazione dei benefici e dei costi l’anno del PdS di riferimento;
• “estendere la vita economica dell’intervento di sviluppo fino a 25 anni dalla effettiva data di completamento;
• di valutare gli indicatori economici, in linea con la prassi europea, senza distinguere se l’investimento sarà sostenuto da investitori privati oppure pubblici, perché comunque entrambe le categorie di soggetti sono inclusi tra i destinatari dei benefici che l’intervento di sviluppo permette di produrre;
• integrare l’analisi ACB con una descrizione delle incertezze che dovrebbero essere tenute in conto nello specifico progetto e dell’impatto che potrebbero avere sull’avanzamento del progetto;
• adottare la consuetudine di giustificare la presenza (assenza) della valorizzazione di un beneficio nei PdS successivi ad uno in cui lo stesso beneficio è risultato irrilevante (non trascurabile).
Infine, l’esperto ha fornito una serie di raccomandazioni anche per l’Autorità, volte principalmente a chiarire alcuni aspetti dei requisiti minimi per l’ACB ed il PdS, in particolare:
16
• valutare se prescrivere i casi in cui effettuare sempre l’analisi di sensitività, ad esempio, quando uno o più benefici impattano singolarmente per più di una certa percentuale (rilevante) sul totale o nei casi di benefici affetti da un elevato grado di incertezza (i.e., B18 e B19);
• aggiungere almeno un anno di studio a più lungo termine qualora la data di completamento dell’intervento sia prevista molto vicino all’anno di lungo termine considerato nei piani decennali correnti (2030) o addirittura sia oltre l’orizzonte temporale dei 10 anni dall’anno del PdS;
• valutare se armonizzare la durata della vita economica dell’infrastruttura prescritta per l’analisi economica (i.e., 25 anni) con la vita utile regolatoria delle categorie di intervento (i.e., 45 anni per le linee).
1.3.2 Sintesi del rapporto di verifica dell’esperto La Scala Massimo di nomina Terna
Nello svolgere la propria verifica l’esperto ha analizzato sia le schede intervento contenute nei PdS dal 2017 al 2019, che il documento “Interconnection between Salgareda (IT) and Divaca/Bericevo Region, rev. N.01” del 28.08.2017, predisposto da Terna nell’ambito del processo di inclusione dell’intervento nella lista dei Project of Common Interest (PCI).L’esperto ha fornito a Terna alcuni commenti volti a migliorare la qualità e la trasparenza della scheda intervento presente nel PdS; più nello specifico, l’esperto ha osservato che:
• la descrizione dell’intervento in esame e delle opere accessorie riportata nei PdS 2017 e 2018 risulta essere sintetica;
• sarebbe opportuno identificare più chiaramente le opere necessarie a superare i limiti della RTN ed indicare i relativi costi;
• potrebbero essere utili, nella fase di verifica degli impatti e valutazione dei costi, una più approfondita rappresentazione dell’intervento con documentazione di progetto sintetica ma comprensiva di un breve inquadramento territoriale, una rappresentazione grafica ed una descrizione delle varie fasi di realizzazione delle opere ed un quadro economico sullo stile di uno studio di fattibilità tecnico-economico come da Codice degli appalti;
• potrebbe essere utile raccomandare di indicare nei PdS le opere e i piani di altri soggetti (ad esempio TSO esteri) coinvolti nella realizzazione di infrastrutture complementari o, comunque, interdipendenti con quelle italiane.
1.4 HVDC Centro Sud/Centro Nord (progetto codice 436-N)
L’intervento oggetto della verifica è stato inserito per la prima volta nel Piano di Sviluppo 2018 di Terna. L’obiettivo del progetto è quello di risolvere le congestioni attuali e prospettiche tra la zona di mercato Centro Sud e Centro Nord come evidenziato utilizzando gli scenari alla base del PdS 2018.
In tutti gli scenari previsionali analizzati (ST 2030, DG 2030, SEN 2017 ed oggi PNEC) la sezione di
17 mercato tra Centro Sud e Centro Nord è infatti caratterizzata da situazioni di rilevante congestione sia in termini di flussi di energia che di ore di congestione.
1.4.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Canazza Virginia di nomina ARERA
Nello svolgere la propria attività di verifica, l’esperto ha fatto riferimento principalmente alle schede relative all’intervento contenute nei PdS 2018 e 2019 e ha ritenuto utile formulare una serie di raccomandazioni con riferimento a tre aspetti principali, che vengono di seguito elencati insieme ai relativi commenti:
• riguardo la trasparenza e la completezza delle informazioni l’esperto ha rilevato l’utilità di:
o includere le informazioni sui prezzi degli HVDC (cavi, stazioni, etc..), sulla base di collegamenti simili già esistenti in modo da completare il panorama dei costi di riferimento e avere una maggiore trasparenza sulla valorizzazione dei CAPEX presentati;
o esplicitare gli OPEX annui associati allo stesso per consentire la verifica di IUS e VAN;
o riportare a livello di scheda intervento maggiori dettagli sull’opera;
• sulla chiarezza e completezza delle analisi dei benefici, ha suggerito di:
o chiarire se i benefici con valori nulli e indicati in grigio nelle tabelle della scheda intervento non sono stati calcolati, oppure sono trascurabili o negativi;
o indicare chiaramente nella scheda intervento l’incremento di capacità di scambio su altre sezioni rispetto a quella oggetto dell’intervento (in questo caso l’incremento sulla sezione Nord – Centro Nord);
o esplicitare un maggiore dettaglio sui costi evitati di MSD, sia relativamente all’origine di questi benefici sia relativamente alla relativa localizzazione;
o indicare, con riferimento al calcolo dell’ENF, i volumi, la distribuzione temporale/numero di eventi, la valorizzazione economica e la localizzazione;
o condividere la scomposizione nelle componenti Consumer Surplus, Producer Surplus e Congestion Rent ed eventualmente avere più dettagli relativamente agli andamenti dei prezzi (costi marginali) e dei flussi orari;
o chiarire l’applicabilità dei diversi anni orizzonte considerati per la stima dei benefici generati dall’intervento;
• relativamente alla robustezza degli scenari utilizzati per la stima dei benefici, l’esperto ha proposto:
o l’utilizzo di scenari di più lungo periodo (oltre il 2030) in modo da aiutare a stimare la profittabilità effettiva dell’intervento durante la vita operativa, anche a fronte del potenziale sviluppo di nuove tecnologie per la flessibilità e/o di capacità di generazione per l’adeguatezza;
18 o di prevedere delle sensitivity sulle diverse assunzioni di scenario in modo da aiutare a capire come i benefici siano da esse dipendenti rafforzando la robustezza delle valutazioni;
Infine, l’esperto ha ritenuto opportuno fornire alcuni suggerimenti all’Autorità, riguardanti la metodologia di Analisi Costi-Benefici; in particolare:
• rivedere l’obbligo di studio di due anni orizzonte se palesemente in contrasto con le tempistiche di realizzazione dell’opera;
• integrare scenari di più lungo termine per avere una maggiore evidenza degli effetti degli interventi nell’arco della loro vita utile (stimata in 25 anni) e consentire così lo studio di almeno due anni coerenti con la realizzazione dell’intervento;
• inserire un grado di incertezza sulla valorizzazione dei CAPEX.
1.4.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Pilo Fabrizio Giulio di nomina TERNA
Il rapporto redatto dall’esperto esamina le ipotesi, la metodologia e gli esiti delle valutazioni di costi e benefici associati all’intervento.
Scopo principale dell’attività di valutazione è stato quello di evidenziare eventuali aspetti su cui sarebbe auspicabile una integrazione a livello di presentazione delle ipotesi e dei risultati ottenuti, o a livello metodologico, al fine di rafforzare la robustezza, la completezza e la chiarezza delle argomentazioni apportate a sostegno della specifica valutazione di investimento.
Per svolgere la verifica l’esperto ha utilizzato le informazioni presenti nei piani di sviluppo, e come conclusione, ha formulato alcune raccomandazioni/suggerimenti per Terna e per l’Autorità.
In particolare, raccomanda a Terna:
• In merito a trasparenza e chiarezza delle ipotesi alla base dell’analisi costi benefici:
o inserire le motivazioni che giustificano la scelta di utilizzare un cavidotto sottomarino per il collegamento Fano-Villanova;
o inserire maggiori dettagli in merito alla tecnologia utilizzata;
o fornire maggiori dettagli sui costi in conto capitale degli impianti HVDC (cavi, stazioni, ecc.) riferendosi a costi sostenuti per impianti simili e a prezzi di mercato oppure a stime tratte da documenti ufficiali;
o fornire indicazioni chiare e giustificate sul valore dei costi operativi utilizzato;
o fornire il valore dell’incertezza dei costi e dei benefici in analogia con quanto viene fatto a livello europeo;
o fornire spiegazioni sulle interrelazioni con altri interventi (Elettrodotto 432-P, elettrodotto Teramo- Fano, HVDC con il Montenegro).
• In merito agli scenari utilizzati per la valutazione costi benefici:
19 o eseguire il calcolo dei benefici anche negli scenari denominati SEN (PNIEC) per valutare l’effetto dell’intervento in scenari estremi focalizzati su decarbonizzazione e larga penetrazione di FER;
o la scelta degli anni orizzonte di medio (2025) e lungo termine (2030) non risulta coerente con l’effettiva evoluzione temporale dell’intervento. In particolare, il 2025 non trova giustificazione in quanto il commissioning dell’intervento è previsto non prima del 2027 mentre il 2030 non può essere considerato un orizzonte di lungo termine rispetto alla costruzione dell’elettrodotto.
o la procedura PINT è stata applicata per l’anno 2025 e la TOOT per il 2030. Scenari di più lungo periodo (oltre il 2030) potrebbero aiutare a stimare la profittabilità effettiva dell’intervento durante la vita operativa, anche a fronte del potenziale sviluppo di nuove tecnologie per la flessibilità e/o di capacità di generazione per l’adeguatezza.
o i benefici (SEW, MSD) sono fortemente dipendenti non solo dagli scenari adottati ma dalle ipotesi effettuate in merito a:
- grado di penetrazione dello storage e impatti sulla competitività ed i prezzi di MSD - riforma del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD)
- fornitura e valorizzazione dei servizi di flessibilità offerti dal sistema di distribuzione
- ruolo e valore del Capacity Market per garantire l’adeguatezza a livello zonale - prezzo delle commodities e valore del ETS.
In questo contesto l’analisi delle incertezze e l’analisi di sensitività permette la valutazione della robustezza dei risultati nei diversi scenari.
• In merito alla trasparenza e chiarezza dell’analisi costi benefici:
o chiarire se i benefici con valori nulli e indicati in grigio nelle tabelle della scheda intervento non sono stati calcolati oppure sono trascurabili o negativi;
o fornire dettagli sui modelli utilizzati per valutare i benefici su MSD e la loro localizzazione;
o fornire dettagli sulla quantità di ENF, sulla localizzazione e distribuzione degli eventi e sulla valorizzazione.
o fornire il valore delle componenti del SEW (Consumer Surplus, Producer Surplus e Congestion Rent) e maggiori dettagli in relazione ai prezzi e ai flussi orari. In particolare, si ritiene utile una valutazione dei flussi di energia e delle ore di saturazione calcolate prima e dopo l’intervento calcolati nello stesso scenario;
o giustificare il valore percentuale del costo operativo assunto pari al 1,5% del costo di investimento a fronte del valore 0,5% adottato da ENTSO-E nel TYNDP 2018;
20 o esplicitare le ipotesi dei calcoli per IUS e VAN (ad esempio l’anno zero per
l’attualizzazione).
Infine, l’esperto ha ritenuto opportuno fornire alcuni suggerimenti all’Autorità, riguardanti la metodologia di Analisi Costi-Benefici; in particolare
• l’opportunità di modificare il testo delle deliberazioni che definiscono i benefici in modo da evitare ogni possibile ambiguità e disallineamento con analoghi calcoli eseguiti a livello europeo (ad esempio la “riduzione” riportata nella delibera 627/16 e successive deliberazioni.
• modificare l’allegato A della delibera 627/2016/R/EEL al fine di permettere un calcolo di IUS e VAN allineato con la letteratura economica internazionale che prevede la produzione di benefici nell’anno successivo a quello di entrata in servizio.
• chiarire che gli anni orizzonte di medio termine (2025) e lungo termine (2030) sono solo indicativi. In caso di investimenti che si concretizzino dopo il 2025 si deve tenere in considerazione l’effettivo anno di entrata in servizio. In questo senso il dettato dell’Allegato A della delibera 627/2016/R/EEL può dare luogo a interpretazioni che potrebbero anche giustificare le modalità di calcolo applicate dal gestore nella esecuzione delle analisi costi beneficio per garantire la confrontabilità degli investimenti dei diversi piani di sviluppo.
• sebbene l’Allegato A della Deliberazione 627/2016/R/EEL esplicitamente suggerisca al gestore l’opportunità di valutare la convenienza di usare un terzo anno di riferimento per investimenti che si sviluppano nel lungo periodo, è auspicabile un rafforzamento del dettato regolatorio al fine di garantire una migliore valutazione dei benefici attesi e delle incertezze associate.
L’esperto alla luce di quanto espresso nel rapporto di verifica conclude che:
• la scheda tecnica sintetica descrittiva dell’intervento 436-N contiene l’analisi costi benefici dell’intervento redatta in conformità all’allegato A della delibera 627/2016/R/EEL a meno dei rilievi sopra indicati.
• Il calcolo indipendente degli indicatori economici eseguito in modo conforme all’allegato A della delibera 627/2016/R/EEL pur giungendo a valori diversi da quelli della scheda sintetica non modifica l’esito dell’analisi economica finale (l’indicatore IUS resta maggiore di uno ma inferiore a due e il VAN resta positivo sebbene inferiore a quello calcolato da Terna).
• risulta necessario verificare i dati pubblicati nel PdS 2018 nelle sezioni dedicate all’intervento di sviluppo 436-N in modo che siano riportati i valori di IUS e VAN calcolati ai sensi della delibera 627/2016/R/EEL.
• sia opportuno completare il PdS 2018 nella sezione dedicata all’intervento di sviluppo 436-N secondo le indicazioni fornite dalla presente relazione.
• sia necessario completare il PdS 2018 nelle sezioni dedicate all’intervento di sviluppo 436-N con un’analisi di sensitività in relazioni alle principali incertezze rilevate.
21
1.5 Collegamento HVDC Campania/Sicilia/Sardegna (progetto codice 723-N)
L’intervento oggetto della verifica è stato inserito per la prima volta nel Piano di Sviluppo 2018 anche per rispondere alle previsioni di sviluppo del sistema energetico disegnate dalla Strategia Energetica Nazionale (SEN 2017). L’intervento è volto a risolvere gli attuali problemi dei sistemi elettrici di Sicilia e Sardegna (pochi impianti termoelettrici di grandi dimensioni e in parte vetusti reti a 220 kV con ridotte potenzialità in termini di capacità di trasporto, elementi di debolezza strutturale), che, in prospettiva, dovranno risultare adeguati per assicurare una maggiore stabilità e sicurezza per il sistema elettrico delle Isole, un’elevata flessibilità e l’integrazione della generazione da fonti rinnovabili, nonché la possibilità di traguardare le Policy nazionali.
1.5.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Clerici Stefano di nomina ARERA
L’esperto ha svolto la propria attività di verifica sull’ACB dell’intervento valutando:• la coerenza della ACB svolta da Terna con le indicazioni della metodologia ACB 2.0 e con alcune delle metodologie di Analisi Costi Benefici più diffuse e consolidate in materia;
• la coerenza degli scenari adottati con le prevedibili evoluzioni del sistema energetico nazionale e internazionale e con le tempistiche di realizzazione e funzionamento del progetto analizzato;
• la trasparenza dei documenti disponibili e la possibilità di comprensione per diverse tipologie di stakeholder.
L’esperto ha elaborato una serie di raccomandazioni per Terna, volte a migliorare la presentazione e la trasparenza della ACB; nello specifico l’esperto ha suggerito almeno per le opere prioritarie di fornire:
• una descrizione esaustiva dell’intervento con tracciato del progetto;
• una descrizione dei principali benefici attesi e indicazione della valorizzazione fisica in aggiunta a quella monetaria;
• indicazione puntuale dell’anno di completamento in luogo del generico Lungo termine, con eventuali annotazioni relative alla possibile variabilità della data;
• indicazioni di possibili interdipendenze con altre infrastrutture, elettriche e non;
• indicazioni di possibili criticità realizzative e autorizzative che possono ritardare i tempi di realizzazione e influenzare i costi di realizzazione e gestione;
• una breve motivazione del perché ogni specifico beneficio è associato all’intervento;
• l’articolazione del Socio Economic Welfare nelle voci che lo compongono ed una breve descrizione del loro significato.
L’esperto, infine, ha voluto indirizzare qualche suggerimento anche ad ARERAper la modifica dei requisiti minimi della metodologia ACB 2.0, in particolare:
22
• prevedere la presentazione della ACB attraverso un report più articolato soprattutto per le opere prioritarie o di elevata complessità tecnica o con investimenti importanti;
• definire con maggior chiarezza il ruolo e le regole per una corretta analisi di sensitività;
• con riferimento al costo di investimento, rivedere le regole di imputazione distribuendo il valore su più anni, coerentemente con la durata del cantiere.
1.5.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Canazza Virginia di nomina Terna
Nello svolgere la propria attività di verifica, l’esperto ha fatto riferimento principalmente alle schede relative all’intervento contenute nei PdS 2018 e 2019. A valle della verifica, lo stesso ha ritenuto utile formulare una serie di raccomandazioni, allo scopo di favorire il miglioramento di future analisi, focalizzandosi su tre aspetti principali, che vengono di seguito elencati insieme ai relativi commenti:
• relativamente alla trasparenza e completezza delle informazioni, l’esperto ha rilevato che sarebbe utile e opportuno:
o avere maggiori informazioni di dettaglio dell’intervento (ad esempio sulle modalità di collegamento dei due cavi HVDC da 1000 MW ciascuno alla stazione di connessione in Sicilia e la potenza della stessa);
o includere le informazioni sui prezzi degli HVDC (cavi, stazioni, etc..), sulla base di collegamenti simili già esistenti in modo da completare il panorama dei costi di riferimento e avere una maggiore trasparenza sulla valorizzazione dei CAPEX presentati;
o un maggiore dettaglio sui benefici derivanti dal collegamento con la Sicilia (indicato da Terna come vantaggio accessorio derivato da ragioni logistiche dato che il percorso di un eventuale HVDC con il sud della Sardegna sarebbe comunque dovuto passare vicino alla Sicilia per ragioni di profondità dei fondali tirrenici) e sui costi aggiuntivi per la realizzazione della stazione di conversione in Sicilia e i tratti di collegamento addizionali necessari a raggiungere l’isola rispetto al collegamento diretto Continente Sardegna;
o verificare modalità e criticità connesse alla gestione coordinata dei due rami del COSISA in considerazione della presenza dei diversi collegamenti HVDC dell’area.
• Riguardo la chiarezza e completezza delle analisi dei benefici, propone di:
o chiarire se i benefici con valori nulli e indicati in grigio nelle tabelle della scheda intervento non sono stati calcolati, oppure sono trascurabili o negativi;
o esplicitare un maggiore dettaglio sui costi evitati di MSD, sia relativamente all’origine di questi benefici sia relativamente alla relativa localizzazione. Anche per l’ENF andrebbero indicati in modo esplicito volumi, distribuzione temporale/numero di eventi, valorizzazione economica e localizzazione;
23 o condividere la scomposizione nelle componenti Consumer Surplus, Producer Surplus e Congestion Rent ed eventualmente avere più dettagli relativamente agli andamenti dei prezzi (costi marginali) e dei flussi orari;
o elaborare degli stress test rispetto a variabili chiave data la grande variabilità fra gli scenari analizzati che porta l’investimento ad essere considerato ad elevata utilità o addirittura priorità di sviluppo solo negli scenari con de-carbonizzazione;
o esplicitare tutte le componenti (OPEX) che portano al calcolo di IUS e VAN;
o spingersi, anche in considerazione della portata rilevante del caso in oggetto, a verificare le sinergie cross-settoriali estendendo l’analisi dei benefici ottenibili con il tri-terminale al confronto con quelli potenzialmente derivanti dallo sviluppo di infrastrutture nel settore del gas.
• Sulla robustezza degli scenari utilizzati per la stima dei benefici, l’esperto commenta che:
o Un maggior rigore nelle ipotesi relative alle tempistiche di realizzazione e, eventualmente, una esplicitazione delle variabili di rischio incidenti su tali tempistiche, contribuirebbero a fare chiarezza sulla applicabilità dei diversi anni orizzonte considerati alla stima dei benefici generati dall’intervento;
o Scenari di più lungo periodo (oltre il 2030) potrebbero aiutare a stimare la profittabilità effettiva dell’intervento durante la vita operativa, anche a fronte del potenziale sviluppo di nuove tecnologie per la flessibilità e/o di capacità di generazione per l’adeguatezza;
Infine, l’esperto elenca una serie di raccomandazioni, rivolte sia a Terna che all’Autorità, riguardanti la metodologia ACB; in particolare:
• rivedere l’obbligo di studio di due anni orizzonte se palesemente in contrasto con le tempistiche di realizzazione dell’opera;
• integrare scenari di più lungo termine per avere una maggiore evidenza degli effetti degli interventi nell’arco della loro vita utile (stimata in 25 anni) e consentire così lo studio di almeno due anni coerenti con la realizzazione dell’intervento;
• inserire un grado di incertezza sulla valorizzazione degli investimenti;
• prevedere degli stress test (analisi di sensitività) sulle diverse assunzioni di scenario che aiuterebbero a capire come i benefici siano da esse dipendenti e rafforzerebbero la robustezza delle valutazioni. In particolare, l’esperto suggerisce possibili analisi complementari su:
o sviluppo del parco di generazione in Sardegna con valutazioni della necessità di capacità di generazione per garantire l’adeguatezza in assenza del triterminale;
o grado di penetrazione dello storage e impatti sulla competitività ed i prezzi di Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) e coerente riforma del MSD;
24 o sviluppo di infrastrutture per il trasporto del gas naturale e per il GNL;
o presenza del Capacity Market per garantire l’adeguatezza a livello zonale;
o Variazione dei prezzi delle commodity.
1.6 Secondo polo dell’interconnessione HVDC Italia – Montenegro (progetto codice 401-P)
L’intervento oggetto della verifica è compreso nell’intervento “interconnessione HVDC Italia – Montenegro”, che è stato inserito per la prima volta nel Piano di Sviluppo 2007 di Terna.
A tale intervento è associato un incremento netto della capacità di trasmissione pari a 1200 MW, ai quali il II polo, oggetto di verifica, contribuisce per una quantità pari a 600 MW.
L’obiettivo principale dell’intervento è quello di favorire gli scambi energetici tra i paesi balcanici e il mercato elettrico Europeo, incrementando al contempo la sicurezza di esercizio dei sistemi energetici interconnessi.
1.6.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Delfanti Maurizio di nomina ARERA
La verifica condotta dall’esperto è stata basata su un’analisi puntuale del contenuto del documento
“Analisi Costi – Benefici del secondo polo dell’interconnessione HVDC Italia – Montenegro”, rev. n 01 del 26/04/20187, a valle della quale lo stesso ha ritenuto opportuno formulare alcune osservazioni di seguito elencate:
• distinguere, all’interno della scheda di descrizione dell’intero intervento, i costi (già sostenuti o presunti) di ciascuna opera principale, specificando anche i costi operativi (OPEX) associati a ciascuna opera;
• inserire un ulteriore anno studio di lungo termine;
• inserire un’analisi della sensitività dei benefici e dei parametri economici calcolati rispetto:
o ai coefficienti utilizzati per la monetizzazione delle emissioni di CO2 e di altri gas non GHG (NOx, SO2, PM10, PM2.5);
o alla presenza (o meno) dell’interconnessione HVDC tra la zona Centro Nord e la zona Centro Sud;
o alla presenza (o meno) degli interventi di rinforzo della rete elettrica previsti nell’area Balcanica, già motivo di procrastinamento della realizzazione e del completamento dell’interconnessione HVDC tra Italia e Montenegro;
• giustificare la mancata valorizzazione dei benefici B4, B5 e B6;
7 Pubblicato sul sito ARERA al seguente link
https://www.arera.it/allegati/operatori/pds/ACB%202%20polo%20Interconnessione%20MONITA%20270420 18.pdf
25
• evidenziare la variazione delle perdite di rete rispetto all’applicazione del metodo TOOT nei diversi scenari e anni studio;
• indicare il valore dell’energia non fornita risultante dall’applicazione del metodo TOOT nei diversi scenari e anni studio, nonché il valore del VOOL preso come riferimento per la valorizzazione del beneficio B3a;
• indicare le quantità movimentate per il dispacciamento a salire e a scendere risultanti dall’applicazione del metodo TOOT nei diversi scenari e anni studio, nonché i prezzi utilizzati per valorizzarle ai fini del calcolo del beneficio B7;
• aggiornare i valori del costo sociale della CO2 alle stime più recenti effettuate dalla BEI, con particolare riferimento all’aggiornamento di tali valori all’anno 2015 e giustificare in maniera esauriente la scelta effettuata per i valori di costo relativi sia alla CO2 sia alle sostanze inquinanti (SO2, PM10, PM2.5, NOx);
• fornire separata evidenza dei valori di IUS e VAN comprendendo i soli benefici da B1 a B7, e successivamente anche i benefici B18 e B19.
Infine, l’esperto ha ritenuto opportuno segnalare all’Autorità di:
• chiarire meglio il fatto che ciascun beneficio possa essere valorizzato sia positivamente che negativamente;
• definire un valore consolidato e condiviso per il costo sociale della CO2 e per il costo delle sostanze inquinanti (SO2, PM10, PM2.5, NOx), al fine di evitare qualsiasi tipo di controversia legata alla scelta degli stessi tra più opzioni disponibili.
Sulla base di quanto sopra riportato, l’esperto ha valutato la presentazione dell’intervento di sviluppo positivamente, essendo essa completa di tutti i riferimenti prescritti dalla delibera 627/2016/R/EEL, a meno di alcune informazioni mancanti (quali ad esempio l’indicazione dei costi per ogni opera principale, il trattamento delle incertezze8, valutazioni specifiche sui fattori di emissione sia per il parco elettrico italiano sia per quello montenegrino); mentre, per quel che riguarda l’ACB, l’esperto suggerisce di aggiornarla ove necessario.
1.6.2 Sintesi del rapporto dell’esperto Napoli Roberto di nomina Terna
La verifica condotta dall’esperto è stata basata sulle informazioni documentali disponibili (acquisendo anche informazioni non strettamente inerenti al tema della ACB oggetto della presente verifica).
Sulla base della documentazione raccolta e analizzata l’esperto ha valutato l’approccio seguito da Terna per la sua analisi corretto e coerente con la metodologia di riferimento.
8come richiesto dall’Art. 5.6 dell’Allegato A alla Deliberazione 627/2016/R/EEL.
26 In particolare, relativamente all’ACB del secondo polo del collegamento, l’esperto ha rilevato che con riferimento alla capacità di produzione montenegrina, le previsioni usate negli scenari utilizzati appaiono poco in linea con la situazione attuale, anche a seguito di ripetuti ritardi e posticipi, e che le potenzialità montenegrine appaiono sovrastimate e suggeriscono un supplemento di cautela nel procedere alla realizzazione completa dell’interconnessione inizialmente ipotizzata.
A tal fine, l’esperto ha suggerito un monitoraggio accurato dello stato e degli sviluppi della capacità e delle infrastrutture elettriche nell’area Balcanica e di conseguenza l’aggiornamento tempestivo dei dati e delle valutazioni di convenienza dell’intervento.
1.7 Riassetto rete area metropolitana di Roma (progetto codice 404-P)
L’intervento oggetto della verifica è stato inserito per la prima volta da Terna nel PdS 2008.
L’intervento ha l’obiettivo di garantire, nell’area urbana di Roma, un'adeguata capacità di trasporto ed assicurare un adeguato livello di continuità e di qualità del servizio elettrico, incrementando la magliatura della rete attuale e garantendone la necessaria ridondanza.
1.7.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Turri Roberto di nomina Terna
Nello svolgere la propria verifica l’esperto ha considerato sia le informazioni contenute nel PdS 2018 che nelle sue edizioni precedenti (a partire dal 2008, anno di introduzione dell’intervento nel PdS TERNA). Sulla base di queste informazioni, l’esperto ha osservato che l’intervento oggetto di verifica è stato adeguatamente dettagliato in termini di caratteristiche, impatto sul territorio, costi, benefici conseguibili e sintesi economica. In particolare, le valutazioni di tipo economico sono aggiornate in relazione alle prescrizioni indicate nell'art, 12 comma 17 della delibera ARERA 692/2018/R/eel del 18 dicembre 2018.
L’esperto ha inoltre evidenziato che:
• relativamente ai costi, sebbene l'intervento sia in corso già da un decennio, è apprezzabile lo sforzo profuso per caratterizzarlo opportunamente, per quanto possibile, in termini di costi standard secondo le recenti modalità di effettuazione delle analisi ACB;
• per quanto riguarda i benefici, questi sono in larga misura attribuibili ad una maggiore affidabilità della rete e che l'intervento potrà contribuire ad un contenimento delle perdite;
• sui risultati economici conseguibili dall'intervento sono apprezzabili e giustificano l'intervento in analisi, in quanto a fronte di un investimento stimato di 443 M€ consentono il raggiungimento di un VAN sostanzialmente doppio.
L’esperto ha infine fornito alcune raccomandazioni per la stesura dei futuri PdS, in particolare:
• inserire una rappresentazione grafica dell’intervento alla stregua di quella presente nel PdS 2012 in cui l'intervento era caratterizzato in pianta in relazione ai vincoli paesaggistici, ambientali, sociali e culturali insistenti sulle aree interessate dalle opere, con eventuali aggiornamenti alla rappresentazione grafica delle modifiche che via via potrebbero rendersi
27 necessarie in relazione all'evolversi dell'iter autorizzativo, alla progettazione esecutiva dell'opera e/o alla sua cantierizzazione nei PdS successivi;
• inserire l'opera EL-230 "Realizzazione SE 380 kV di Flaminia ed elettrodotto 380 kV Roma Nord-Flaminia-Roma Ovest" nella scheda intervento 404-P "Riassetto area metropolitana di Roma";
• riportare per tutti i suoi interventi in essere il calcolo dei benefici con la stessa metodologia e le stesse ipotesi (ad esempio, facendo uso degli stessi scenari previsionali), inoltre ritiene auspicabile una caratterizzazione più dettagliata dei risultati economici degli interventi. In particolare, ritiene opportuno inserire una valutazione del VAN riferita all'anno di predisposizione del PdS oltre che dello stesso parametro riferito all'anno convenzionale di entrata in esercizio dell'opera;
• allineare i valori presenti nel documento metodologico (sezione 12.2) con i dati reali di produzione rinnovabile disponibili pubblicamente o, in alternativa, illustrare in modo più chiaro in che modo i dati di producibilità unitaria fotovoltaica ed eolica riportati nel documento metodologico sono implementati nella procedura di valutazione.
1.8 Elettrodotti 380 kV “Chiaramonte Gulfi - Ciminna” e “Assoro - Sorgente 2 - Villafranca” (progetto codice 602-P/604-P/619-P)
Gli interventi oggetto di verifica sono stati inseriti per la prima volta da Terna nel PdS 2005, con l’obiettivo di ridurre i vincoli di esercizio e la limitata capacità di scambio della rete elettrica isolana, caratterizzata da un anello a 220 kV e da un’unica direttrice di trasmissione a 380 kV. La realizzazione dei due interventi consentirebbe di costituire una maglia 380 kV, migliorando l’affidabilità e la sicurezza della fornitura di energia elettrica nella Sicilia occidentale e riducendo il rischio di congestioni sulla rete di subtrasmissione (dovuto anche all’incremento previsto della produzione da fonti rinnovabili).
1.8.1 Sintesi del rapporto dell’esperto Pinnarelli Anna di nomina ARERA
L’esperto nel rapporto di verifica della metodologia e dei dati utilizzati per l’ACB degli interventi - Elettrodotti 380 kV “Chiaramonte Gulfi - Ciminna” e “Assoro - Sorgente 2 - Villafranca” – ha evidenziato la coerenza della metodologia adottata da Terna con le disposizioni riportate nel Titolo 3 dell’Allegato A della delibera 692/2018 e l’utilizzo di dati coerenti con gli scenari evolutivi del sistema elettrico presenti in documenti pubblicati da enti riconosciuti del settore e, ove necessario, frutto di elaborazioni derivanti dell’esperienza nella pianificazione e nella conduzione del sistema elettrico nazionale di cui però non sono state fornite informazioni specifiche e dettagliate nei documenti di PdS.
Inoltre, l’esperto ritiene auspicabile che vengano forniti maggiori chiarimenti metodologici, in particolar modo sui tool di simulazione utilizzati per la stima. L’esperto ha anche verificato i dati economici riportati nelle schede di intervento, attraverso il template per il calcolo dell’ACB fornito da
