Di Cecilia Gatti, Regulatory & Institutional Affairs Director Axpo Italia
Mentre a fine giugno il Consiglio Energia ha approvato l’aumento dei target al 2030 proposto dalla Commissione Europea nel pacchetto FIT for 55, con le fonti rinnovabili che dal 32% arrivano al 40% e i consumi che dovranno essere ridotti del 9% rispetto al 2020, le più recenti previsioni italiane elaborate da Terna stimano al 2022 l’incremento di 5,1 GW da nuovi impianti FER in esercizio.
Anche i dati relativi alle nuove autorizzazioni sono in continua crescita, con aumenti percentuali che paiono impressionanti rispetto agli ultimi anni: Elemens rileva un + 46% rispetto ai primi 5 mesi del 2021 e un +400% rispetto ai valori del 2019 e del 2020. Incrementi riconducibili più alle pressioni esercitate dai numerosi soggetti promotori che alle misure di semplificazione degli iter autorizzativi adottate in diversi provvedimenti normativi dell’ultimo anno. In ogni caso, ad una prima lettura può, quindi, sembrare che il percorso verso la transizione energetica italiana sia ormai avviato di gran passo.
Tuttavia, vi sono alcuni elementi che devono tenere desta l’attenzione, se davvero si vogliono raggiungere gli obiettivi tanto auspicati e solennemente dichiarati. e alcuni – su cui non ci si sofferma – sono anche relativi alle specificità delle autorizzazioni rilasciate.
Un primo elemento di attenzione, nonché di rischio e incertezza, è riconducibile al tema dell’individuazione delle “aree idonee” per la realizzazione degli impianti FER. Il dlgs. n.199/2021 aveva previsto che entro il 15 giugno il MITE, il MiC e il Mipaaf avrebbero dovuto definire i criteri per l’identificazione delle aree idonee, che dovranno poi essere individuate della Regioni nei successivi 6 mesi. Il decreto non ha ancora visto la luce, ma nel frattempo altri provvedimenti (DL Energia, DL Taglia Prezzi, DL Aiuti) sono intervenuti sul tema. Il Parlamento, con la presentazione di numerosi emendamenti da parte dei suoi rappresentati, si è quindi sostituito ai Ministeri – che intanto risultano impegnati al riguardo – nell’emanazione della normativa di riferimento. Nello stesso tempo le Regioni hanno proceduto autonomamente con il rischio che venga meno la coerenza rispetto ai criteri nazionali di prossima definizione.
Un secondo elemento di attenzione è rappresentato dal tema delle connessioni, che riguarda sia i distributori che Terna. La crescita delle autorizzazioni implica la realizzazione dell’impianto, ma anche la connessione dello stesso alla rete: operazione che può a sua volta richiedere interventi sulla rete stessa. Oltre che considerare la numerosità degli impianti da connettere (che peraltro, si concentrano in particolare in alcune regioni e persino in alcuni specifici comuni) è necessaria una riflessione circa la tenuta delle reti stesse, ossia se le reti siano in grado di dispacciare efficacemente la nuova energia prodotta in modo che il mercato elettrico possa beneficiarne. In tal senso, un punto di riflessione può riguardare gli ulteriori costi che il sistema potrebbe dover sostenere qualora, a fronte del mancato sviluppo della rete, si dovessero remunerare gli impianti nascenti con forme di regolazione asimmetrica (es. regime di essenzialità) o con altri strumenti (es. mancata produzione da impianti eolici).
Da tempo l’Arera, con memorie e segnalazioni (da ultimola Memoria 406/2021/I/com), ha ricordato la necessità che si conosca ex-ante la dislocazione dei nuovi impianti da fonti rinnovabili sul territorio, proprio per valutare il conseguente effetto sui mercati, sul dispacciamento e sulle reti elettriche, in modo da poter intervenire per massimizzare la penetrazione della generazione da fonti rinnovabili, minimizzando, nel contempo, i costi sistemici. Tuttavia tale monito non è ancora stato recepito e non vi è ancora alcuna integrazione tra piani di sviluppo delle reti (di trasmissione e di distribuzione) e individuazione delle aree idonee.
Tale necessità risulta ancora più rilevante se si considera un terzo elemento di attenzione. Nelle scorse settimane, quando la temperatura ha registrato picchi di caldo particolarmente alti, alcune città sono state coinvolte da black-out, che hanno evidenziato le criticità che molte reti di distribuzione presentano quando si verificano crescite dei carichi per effetto dell’aumento della domanda. È lecito domandarsi cosa succederà quando alla domanda si aggiungeranno le richieste legate alla mobilità e all’elettrificazione dei consumi, e sulle reti locali si dovrà dispacciare anche tutta l’ulteriore generazione dei piccoli impianti che saranno realizzati.
Da ultimo, preme ricordare che, per una vera transizione, occorre che non solo si realizzino impianti FER, ma anche sistemi di accumulo in grado di compensare l’aleatorietà delle fonti rinnovabili. Ma, al momento, la proposta di progressione temporale del fabbisogno di capacità di stoccaggio, articolato per le zone rilevanti della rete di trasmissione, e le procedure competitive volte a promuovere la realizzazione di tali impianti, che dovranno scontare l’assenso dell’Europa, non sono ancora definite. E, intanto, in Parlamento c’è chi ha proposto di assegnare al gestore della rete la realizzazione e l’esercizio di impianti per motivi di urgenza e sicurezza, superando così le previsioni normative e le direttive europee, che invece prevedono un ruolo per il gestore della rete solo in caso di fallimento delle procedure competitive.