Camera dei deputati

Interrogazione n. 5-02547 Ghirra: Sui criteri di quantificazione di potenza aggiuntiva da FER per raggiungere gli obiettivi del PNIEC e sui criteri di ripartizione tra regioni e Province autonome.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Con riferimento al quesito posto, si rappresenta che per il 2030 l'Italia intende perseguire un obiettivo di copertura del 39,4 per cento del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili, delineando un percorso di crescita ambizioso con una piena integrazione nel sistema energetico nazionale.
  Come previsto all'articolo 5 del Regolamento 2018/1999 sulla governance dell'Unione dell'energia, per la definizione del contributo dell'Italia agli obiettivi del 2030 si applica un complesso modello di simulazione energetica, ambientale ed economica. Si è tenuto conto, tra l'altro, dei consumi, dell'andamento del Pil, della capacità di interconnessione della rete elettrica, nonché della potenza già istallata e delle misure che sarà possibile mettere in atto.
  Per quanto riguarda il cosiddetto «DM aree idonee», l'obiettivo è stato individuato a partire dal valore indicato nella bozza di aggiornamento del PNIEC e opportunamente incrementato per tenere conto delle flessibilità necessarie a garantire il raggiungimento degli obiettivi europei. Tale valore traduce in termini di potenza gli obiettivi espressi in termini di produzione, ma resta soggetto alle variabilità connesse alla natura intermittente delle fonti rinnovabili e del mix di generazione cui si perverrà.
  Nel premettere che gli scenari del «DM aree idonee» sono stati condivisi con le Regioni nell'ambito del gruppo di lavoro appositamente costituito nel 2020, si rammenta che la cosiddetta metodologia di burden sharing ha lo scopo di definire un criterio omogeneo per ripartire l'obiettivo nazionale di potenza da FER elettriche tra Regioni e Province autonome. Il processo programmatorio definitivo rimane, in ogni caso, affidato alle Regioni e Province autonome, ciascuna sul proprio territorio di competenza.
  Segnatamente, la metodologia di ripartizione regionale adottata si basa sul presupposto che l'obiettivo di potenza aggiuntiva da rinnovabili elettriche da ripartire sia pari a 80 GW, con un'ipotesi di 11 GW da impianti eolici on-shore e 69 GW da impianti fotovoltaici. Resta fermo che la scelta del mix energetico è demandata alle Regioni e alle Province autonome.
  Alla luce di quanto su esposto, la tabella del decreto citata dall'interrogante traccia una traiettoria incrementale di ciò che ci si aspetta sarà installato in ogni singola Regione e Provincia autonoma, a fronte dell'individuazione delle aree idonee.
  Si aggiunge, inoltre, che la ripartizione è stata attuata in linea con i criteri del citato Regolamento sulla governance dell'Unione dell'energia, già utilizzati per ripartire l'obiettivo europeo sulle FER fra Stati Membri, in considerazione del potenziale teorico di sviluppo (80 per cento), della domanda elettrica (10 per cento) e della situazione economica, ossia del PIL (10 per cento).
  Per la ripartizione dell'obiettivo di potenza eolica on-shore al 2030 è, invece, stato applicato il solo criterio sul potenziale teorico di sviluppo. Ciò in quanto la fonte eolica presenta, per sua natura, una distribuzione altamente disomogenea sul territorio nazionale e l'applicazione degli altri due criteri avrebbe portato a situazioni paradossali in cui una regione avrebbe potuto avere un obiettivo su eolico, pur in assenza di risorsa sfruttabile a tali fini sul territorio.

Interrogazione n. 5-02550 Squeri: Interventi di competenza volti a favorire il pieno sviluppo delle Comunità energetiche rinnovabili.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Con riferimento al quesito posto, giova rappresentare che, ai sensi dell'articolo 4.2 del Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA), Terna e le imprese distributrici definiscono e pubblicano sui propri siti internet la mappa delle reti in alta e altissima tensione, nonché delle cabine primarie AT/MT, al fine di fornire indicazioni (qualitative) aggiornate, in relazione alle disponibilità di capacità di rete.
  Più in particolare, nel caso di rete in alta e altissima tensione, Terna individua le aree e le linee critiche sulla Rete di Trasmissione Nazionale, tenendo conto dei preventivi accettati e delle valutazioni effettuate dalle Regioni in merito agli impianti che potrebbero essere realizzati. In caso di media e bassa tensione, il gestore di rete individua le aree servite dalle cabine primarie in situazione di normale esercizio, dando anche evidenza delle aree critiche.
  Giova segnalare che le predette informazioni possono essere utili per le CER, sia nella fase di programmazione che in quella di progettazione delle iniziative, potendo contare su dati costantemente aggiornati, da Terna ogni otto mesi e dal gestore di rete ogni tre mesi.
  Inoltre, entro il 28 febbraio di ogni anno e con riferimento all'anno solare precedente, il gestore di rete rende disponibile sul proprio sito internet e trasmette all'ARERA l'elenco delle sezioni AT/MT delle cabine primarie per le quali è stata riscontrata l'inversione di flusso per almeno: – l'1 per cento delle ore annue nella situazione attuale; – il 5 per cento delle ore annue nella situazione attuale.
  Con riferimento al tema posto e relativo alla saturazione delle cabine primarie, si fa presente che il Ministero sta valutando, anche confrontandosi con ARERA e i distributori, le più opportune iniziative per garantire il pieno sviluppo delle CER.
  In tal senso, assumono rilevanza anche le misure di semplificazione, correlate agli investimenti del PNRR, per lo sviluppo delle infrastrutture di rete di recente introduzione. Tra queste si rammentano quelle contenute nel decreto-legge n. 181 del 2023 (cosiddetto «DL energia») che, all'articolo 9 – oltre a prevedere la realizzazione, da parte di Terna, di un Portale digitale che consenta alle varie amministrazioni coinvolte di accedere ai dati e alle informazioni sugli interventi di sviluppo della rete elettrica di trasmissione nazionale e sulle relative richieste di connessione – introduce un quadro estremamente semplificato per la realizzazione delle cabine primarie e degli elettrodotti fino a 30 kV e delle opere accessorie.

Interrogazione n. 5-02549 Peluffo: Sulla revisione degli obiettivi di produzione di energia idroelettrica.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Con riferimento al quesito posto, si rappresenta che il PNIEC recentemente trasmesso alla Commissione europea contiene gli obiettivi che l'Italia si è posta per raggiungere i target europei di decarbonizzazione al 2030. Gli scenari contenuti nel PNIEC tengono conto sia dall'attuale contesto di sviluppo delle varie fonti, sia delle evoluzioni prevedibili a medio termine (anche sulla base delle misure di incentivazione adottabili).
  La fonte idroelettrica sconta certamente il peso delle questioni legate alla procedura di infrazione, risoltasi nel 2021 dopo un decennio, e, più in generale, di quelle legate al mancato avvio delle procedure di gara per la riassegnazione delle concessioni.
  Come noto, situazioni di stallo suscettibili di incidere sulla valorizzazione del potenziale dell'idroelettrico sono destinate a cessare anche per effetto del PNRR.
  È ragionevole ipotizzare, dunque, che un maggiore e ancor più significativo contributo della fonte idroelettrica sia un obiettivo realizzabile in uno scenario post 2030, scenario che va oltre l'orizzonte temporale del PNIEC trasmesso in questi giorni alla Commissione europea.
  Si rinnova, quindi, in considerazione della strategicità della fonte idroelettrica – tanto per esigenze di sicurezza energetica quanto per la realizzazione degli obiettivi di decarbonizzazione – l'intendimento di questo Ministero a porre in essere ogni iniziativa utile a sbloccare gli investimenti in un settore che, da solo, è in grado di garantire quasi il 20 per cento del fabbisogno elettrico nazionale.

Interrogazione n. 5-02551 Benzoni: Misure di competenza volte a rafforzare l'adeguatezza del sistema elettrico nazionale anche al fine di evitare blackout.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Con riferimento all'interrogazione in oggetto, è opportuno considerare alcuni elementi di contesto relativi alla specifica annualità 2022, cui l'Onorevole interrogante fa espresso riferimento. L'anno in questione si è dimostrato, in effetti, fortemente critico: oltre che per le note ragioni connesse alla crisi russo-ucraina, con le gravi conseguenze in termini di sicurezza degli approvvigionamenti di gas, si sono verificate condizioni meteorologiche eccezionali, caratterizzate da una forte siccità, con impatti diretti in termini di produzione idroelettrica, da cui è conseguita la crisi estiva oggetto del quesito.
  Le temperature estive molto elevate hanno altresì determinato un forte aumento del picco di domanda, ed hanno imposto ulteriori vincoli al funzionamento delle centrali termoelettriche, in ragione dei limiti alle temperature di scarico nei mari delle acque utilizzate nei circuiti di raffreddamento di predette centrali. Al riguardo, si segnala che, proprio in considerazione di tali problemi, nel 2023 con il decreto-legge n. 181 sono state previste misure di semplificazione per l'installazione di impianti di raffreddamento.
  È utile precisare, inoltre, che il margine di riserva indicato da Terna, è definito come la capacità di generazione in «eccesso» rispetto a quella necessaria a garantire la copertura non solo del carico, ma anche di un quantitativo di riserva operativa pari a circa 3/4 gigawatt. Pertanto, anche quando il margine risulta prossimo a 0, è sempre disponibile anche una quota parte di riserva operativa, che ha lo scopo di garantire la sicurezza anche in caso di eventi imprevisti.
  L'integrazione con i mercati esteri consente inoltre di rendere disponibile l'energia laddove essa è più necessaria, offrendo ai diversi paesi europei una possibilità di mutuo soccorso, con un vantaggio in termini di maggiore sicurezza e di minori costi per il consumatore.
  È necessario precisare che negli ultimi anni il livello di adeguatezza del sistema elettrico nazionale è mediamente aumentato. Segnatamente, per il 2024 il margine di riserva è stimato da Terna superiore a 3 GW. Nei prossimi anni tale margine è destinato ad accrescere ulteriormente, in ragione del progressivo ingresso capacità di generazione contrattualizzata nelle aste del mercato della capacità 2022, 2023 e 2024, nelle quali Terna si è approvvigionata di complessivi 10 GW di nuova capacità programmabile, nonché del progressivo aumento di capacità rinnovabile, con oltre 9 gigawatt dal primo gennaio 2023 e oltre 12 gigawatt dal primo gennaio 2022. Grazie a tali operazioni, sarà peraltro possibile la completa dismissione degli impianti a carbone e olio.
  Si segnala infine che, sulla base di un atto di indirizzo del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, Terna è chiamata svolgere ulteriori aste per il mercato della capacità per gli anni compresi tra il 2025 e il 2028, che garantiranno un livello di adeguatezza sufficiente anche per prossimi anni.