Spunto S1. Osservazioni sulle modalità di predisposizione del Piano di sviluppo, sul coinvolgimento degli stakeholder (inclusi i promotori di merchant line e organizzazioni non governative) da parte di Terna e sulle presentazioni del Piano di sviluppo rese disponibili. Osservazioni sulle modalità di consultazione del Piano di sviluppo da parte dell’Autorità. Osservazioni sul possibile futuro coordinamento con i piani di sviluppo della rete di distribuzione, anche alla luce delle nuove disposizioni1 previste dal pacchetto di direttive e regolamenti europei “Clean Energy for all Europeans”.
Riteniamo che per il Piani di sviluppo della rete elettrica di trasmissione possa essere previsto un aggiornamento biennale (con la pubblicazione annuale dello stato di avanzamento e con tempistiche sincronizzate all’aggiornamento del PNIEC. Riteniamo inoltre essenziale la previsione di un fast track autorizzativo sia per gli interventi strategici del PdS che per il PdS stesso, che dovrebbe essere considerato una parte integrante del PNEC. A tale proposito, occorrerebbe adeguare la procedura autorizzativa per sincronizzare la procedura VAS del PdS con l’analogo iter autorizzativo della proposta di PNIEC. Oltre ai pompaggi e agli interventi sulla RTN, è fondamentale l’abilitazione delle FERNP a fornire servizi di rete. Senza di essa, secondo le valutazioni di RSE esposte nel workshop del 26/06, la necessità di accumulo raddoppia (da 6 a 12 GW). Inoltre sarebbe auspicabile che nel Piano di Sviluppo fosse rappresentato uno scenario di sviluppo “alternativo”, da proporre laddove non si verificasse l’insieme di assunzioni alla base del Piano stesso ossia: effettiva realizzazione del percorso autorizzativo “accelerato” (c.d. fast track) per determinate opere; installazione della capacità di accumulo ipotizzata, ecc. In merito al coordinamento con altri piani di sviluppo o documenti relativi allo sviluppo della rete elettrica, sarebbe opportuno considerare anche gli interventi riconducibili ai sistemi di Difesa del Sistema Elettrico (art. 11 della Convenzione annessa alla Concessione di trasmissione e dispacciamento) in modo da poter visualizzare nel Piano di Sviluppo l’intero insieme di interventi rilevanti programmati ed in corso di realizzazione da parte di Terna sulla RTN.
Spunto S2. Osservazioni sul documento metodologico per l’applicazione dell’analisi costi benefici al Piano di sviluppo 2019 e su possibili ulteriori miglioramenti dell’analisi costi benefici applicata ai piani di sviluppo. Osservazioni sulla proposta aggiornata di metodologia per un indicatore di resilienza per la rete di trasmissione nazionale, disponibile alle pagine 51-69 del documento metodologico. Osservazioni sulla proposta metodologica per la determinazione di due nuovi indicatori socio-ambientali: Anticipo Fruizione Benefici (B20) e Visual Amenity Preservata/Restituita (B21), presentata alle pagine 91-103 del documento metodologico.
Con riferimento all’indicatore di resilienza, riteniamo necessario che sia ampliato l’insieme degli eventi da considerare per la valutazione della resilienza, includendo fenomeni che, anche a causa dei cambiamenti climatici, sono sempre più frequenti, come ondate di calore, raffiche di vento con velocità maggiori delle soglie attualmente considerate, ecc.
Spunto S3. Osservazioni sul capitolo 2 “la rete oggi” del Piano di sviluppo (pagine 62-95) e in particolare sulle evidenze del funzionamento del sistema elettrico (criticità, congestioni, sezioni critiche) e dei mercati (prezzi nelle borse europee ed italiana, risultati del mercato dei servizi di dispacciamento, impianti essenziali).
Si sottolinea l’importanza dello sviluppo delle reti e delle infrastrutture per favorire l’efficienza dei mercati, evitando asimmetrie e distorsioni; si ritiene che si debba dare adeguata priorità agli interventi finalizzati al superamento dei regimi di essenzialità, cui si è fatto ricorso per limitare il potere di mercato di alcuni soggetti. In merito all’andamento dei mercati dell’energia e dei servizi è molto interessante l’analisi condotta nell’intervallo temporale 2016-2018 per quello che riguarda: i) rendite di congestione, ii) volumi di energia imputabili agli avviamenti suddivisi per zone, iii) volumi e oneri in MSD ex-ante per zone di mercato. Considerato lo scenario di incremento delle energie rinnovabili, la pianificazione degli investimenti sulla rete, la disponibilità dei dati e delle informazioni circa lo stato stesso della rete, si ritiene che questa analisi possa essere approfondita inserendo le evidenze non solo del MSD ExAnte, ma anche del MB. Sarebbe utile inoltre che Terna inserisse nel Piano un’analisi del fabbisogno di adeguatezza del sistema elettrico italiano, ad esempio per gli ultimi due anni di consuntivo e almeno per il primo anno di previsione.
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