Tra gli ingredienti base del Green Tonic della transizione energetica rientrano certamente le reti elettriche, l’elettricità rinnovabile e i sistemi di accumulo, tre abilitatori chiave di cocktail da oltre 300 miliardi: sono gli investimenti delle imprese per raggiungere il target del Piano elettrico 2030 di Elettricità Futura, un traguardo che permetterà di creare più di mezzo milione di nuovi posti di lavoro in Italia.

In questa sede, riteniamo importante approfondire un fenomeno che sta notevolmente rallentando la transizione energetica: il problema della saturazione virtuale della rete. Elettricità Futura ha inviato al MASE, ARERA e Terna un documento di proposte - frutto di un importante e approfondito confronto con i principali operatori del settore elettrico di cui restituisce la visione – per risolvere il problema della saturazione virtuale della rete di trasmissione e garantire un efficace meccanismo di gestione delle richieste di connessione.

Il problema della saturazione virtuale della rete è chiaramente visibile nell’ammontare delle richieste di connessione arrivate a circa 336 GW di potenza rinnovabile (al 31 marzo 2024). “Questo dato da una parte dimostra il forte e crescente interesse di operatori solidi a installare nuovi impianti rinnovabili in Italia, dall’altra include anche numerose richieste di connessione per progetti destinati a non essere né autorizzati, né realizzati, ma che tengono “virtualmente” impegnata la capacità di rete” afferma Agostino Re Rebaudengo, Presidente Elettricità Futura. “Pertanto, è irrimandabile l’introduzione di nuovi criteri per le domande di connessione alla rete di trasmissione in grado di garantire che i progetti con basi solide dal punto di vista tecnico e finanziario possano avere certezza di realizzazione, nell’immediato - intervenendo sulle richieste già presentate – e in futuro – intervenendo sugli iter delle nuove richieste di connessione”.

Le proposte di Elettricità Futura per risolvere la saturazione virtuale della rete di trasmissione si concentrano su 5 aree di intervento:

  1. Commisurare il costo della connessione non solo alla capacità impegnata, ma anche alla durata dell’impegno.
  2. Determinare la decadenza delle richieste di connessioni non supportate da ragionevoli aspettative di conferma e attivazione.
  3. Prevedere per le richieste future criteri più stringenti e selettivi.
  4. Intervenire sui corrispettivi delle connessioni.
  5. Intervenire sul funzionamento dei Tavoli tecnici.

In particolare:

1) Commisurare il costo della connessione non solo alla capacità impegnata, ma anche alla durata dell’impegno. La proposta muove dal presupposto che l’impegno di capacità della rete è (o è divenuto) un bene raro, il cui costo deve essere proporzionale non solo alla capacità impegnata, ma anche alla durata dell’impegno, nella prospettiva di assicurare il rispetto del principio della doverosità della connessione per le FER ed anche un corretto funzionamento del meccanismo di concorrenza fra gli operatori, oggi alterato dalla rendita di posizione dei titolari di soluzione di connessione risalenti e di implausibile attivazione.

Elettricità Futura propone che il costo della connessione non sia più commisurato soltanto alla capacità impegnata, ma anche alla durata dell’impegno, una misura che certamente corrisponde alle più attuali esigenze del sistema. L’impegno deve avere un costo correlato a lassi di tempo predeterminati - per esempio un trimestre, un semestre o un anno – in modo che, al momento della accettazione della (Soluzione Tecnica minima Generale (STMG) l’operatore acquisti una durata predeterminata dell’impegno di capacità (acquisti, per esempio, uno o più semestri/annualità secondo le sue esigenze e previsioni) alla cui scadenza si abbia una vera e propria decadenza della soluzione, oppure il suo rinnovo oneroso per un altro periodo.

In tal modo, gli operatori sarebbero incentivati a rinnovare solo le connessioni collegate a progetti con concrete possibilità di successo e ad abbandonare le altre, e cesserebbe di accadere che la STMG rilasciata per progetti, il cui iter autorizzativo non è stato nemmeno avviato, rimanga attiva per anni, impegnando capacità di rete che sarebbe più opportuno destinare a progetti concretamente realizzabili. A propria volta il gestore di rete potrebbe meglio programmare la propria attività.

Un simile sistema risponderebbe ai criteri di proporzionalità e adeguatezza: alla diversificazione del costo per gli utenti della connessione, corrisponderebbe, infatti, una diversificazione del servizio in termini di durata, cioè in relazione a una caratteristica del servizio che il fenomeno della “saturazione” ha reso non più “neutra” e che, pertanto, deve doverosamente essere remunerata in modo differenziato. Il passaggio dal regime attuale al nuovo potrebbe – se oculatamente regolato - consentire di “liberare” molta della capacità oggi impegnata.

Per implementare le nuove misure alle richieste di connessione già accettate, si potrebbe prevedere che, entro 3 mesi dalla loro adozione, tutti i proponenti, la cui soluzione di connessione sia stata accettata da più di 210/270 giorni lavorativi, debbano confermare o meno l’interesse all’iniziativa, nei termini che seguono: 

  • rinunciare immediatamente e gratuitamente alla connessione, con restituzione dell’anticipo versato, oppure
  • assoggettarsi al nuovo regime e rinnovare la connessione a tempo determinato e a titolo oneroso, dietro versamento di un corrispettivo proporzionato sia alla capacità (in modo da sollecitarne le riduzioni) che alla durata del rinnovo, oppure
  • subire la decadenza della STMG in caso di mancata risposta al gestore entro il termine assegnato e comunque nel caso in cui non siano in grado di dimostrare di aver presentato la richiesta di avvio del procedimento autorizzatorio unico o di aver incardinato la diversa procedura.

Tale provvedimento dovrebbe dapprima essere oggetto di un intervento del Parlamento modificativo dell’art. 14 c. 2 del D.lgs. 387 del 2003, che vi aggiunga una lettera b-bis del seguente tenore: “i costi a carico del produttore per la prenotazione di capacità devono essere commisurati sia alla capacità che alla durata dell’impegno del gestore di rete”.

Successivamente ARERA potrebbe approvare la disciplina attuativa, sotto forma di emendamento e modifica del TICA (Testo Integrato per le Connessioni Attive).

2) Rendere effettiva la decadenza delle richieste di connessioni non supportate da ragionevoli aspettative di attivazione e aggiornarne i termini di validità. Allo stato la disciplina delle connessioni prevede che, in caso di inutile superamento dei termini entro i quali conseguire il rilascio dell’autorizzazione alla realizzazione dell’impianto, la soluzione di allacciamento divenga meramente indicativa e debba/possa essere confermata al momento del rilascio della autorizzazione.

Sarebbe, invece, opportuno correlare, alla scadenza del periodo di durata della STMG la sua effettiva decadenza con conseguente riallocazione della capacità da parte del gestore di rete. Il gestore di rete potrebbe pubblicare le capacità tornate disponibili e indicare un termine entro il quale gli operatori possono chiedere la modifica della propria connessione, accedendo alla nuova capacità e, nel caso in cui più operatori chiedano gli stessi MW di capacità, il criterio di allocazione dovrebbe essere l’anteriorità della richiesta o della accettazione della STMG.

Inoltre, occorre prendere atto che le tempistiche indicate dal TICA sono sicuramente insufficienti per arrivare alla conclusione degli iter autorizzativi, la cui durata è, in molte Regioni, mediamente superiore ai 3 anni per impianti fotovoltaici e 4 anni per impianti eolici (non è raro che un operatore riesca a ottenere l’autorizzazione quando ormai la STMG accettata è divenuta irrealizzabile).

Oggi l’iter di connessione prevede che ciascuna delle fasi principali della procedura si svolga entro tempistiche massime - per impianti di potenza superiore ad 1 MW la STMG rimane valida per 210 o 270 giorni lavorativi nel caso, rispettivamente, di connessioni in media tensione (MT) e in alta tensione (AT) e altissima tensione (AAT)- che tuttavia spesso, in concreto, non possono essere rispettate, a causa della condizione di sistematico ritardo in cui versano le procedure autorizzative e ambientali.

Dunque sarebbe opportuno aggiornare i termini di validità della STMG, e renderli più coerenti con la reale durata delle procedure autorizzative, per esempio graduandoli a seconda che il progetto sia o meno sottoposto a screening o VIA, e/o sia oggetto di autorizzazione regionale o nazionale, e calcolandola al netto dei ritardi imputabili ai GdR.

3) Intervenire sui requisiti soggettivi. Per disincentivare indirettamente dinamiche speculative, un ulteriore intervento potrebbe riguardare la 1) dimostrazione del possesso di requisiti soggettivi e 2) il set documentale richiesto all’atto della richiesta di connessione, ad oggi di livello estremamente ridotto.

  • Di seguito alcune proposte di requisiti soggettivi, al cui possesso potrebbe essere subordinata la possibilità di accedere al servizio di connessione alla rete. Presupposto giustificativo dell’introduzione di tali requisiti si rinviene nel TICA, laddove è previsto che il soggetto richiedente la connessione “intende rivestire la qualifica di “produttore di energia elettrica”, qualifica alla quale possono essere ricondotti requisiti di serietà, professionalità e adeguatezza.
  • Dichiarazione di un istituto bancario che attesti la capacità finanziaria ed economica del soggetto richiedente in relazione alla entità dell’intervento, tenuto conto della redditività attesa dell’intervento e della capacità finanziaria ed economica del gruppo societario di appartenenza,

ovvero, in alternativa,

  • dichiarazione di un istituto bancario che attesti la capacità finanziaria ed economica del soggetto richiedente, definita in termini generali in base a parametri di redditività standard calcolati su tecnologia e taglia,

ovvero, in alternativa,

  • impegno di un istituto bancario - o di un terzo garante – a finanziare la realizzazione dell’impianto.
  • Assenza delle cause di esclusione di cui agli 94 e 95 c. 1, lett. a) ed e) e c. 2 del D.lgs. 36 del 2023 (nuovo codice dei contratti pubblici).
  • Potrebbe essere prevista documentazione progettuale di dettaglio, che, pur comportando per gli operatori maggiori oneri economici e burocratici, potrebbe contribuire a disincentivare la presentazione e la permanenza di domande di connessione non abbastanza solide, ad opera di soggetti non dotati di sufficienti competenze e interesse alla finalizzazione del progetto (peraltro ciò seguirebbe una logica coerente con l’atteggiamento molto più selettivo e attento che, come segnalato da diversi operatori, Terna sta tenendo nel verificare lo stato di avanzamento delle richieste di connessione).

Una previsione che tutelerebbe il sistema anche alla luce del fatto che ormai, grazie alle disposizioni previste dall’art.9-undecies del D.L. Energia, l’Autorità competente può avviare l’iter autorizzativo su istanza del proponente (con progetto delle opere di connessione redatto in coerenza con STMG), anche in assenza del parere di conformità sulla soluzione di connessione alla rete.

4) Interventi sui corrispettivi delle connessioni. Riteniamo che la tariffa di prenotazione delle connessioni in AT non dovrebbe essere inferiore a quella per le connessioni in MT, considerato che l’attuale e ingiustificata modestia del suo importo ha certamente generato delle dinamiche opportunistiche che stanno da tempo inquinando il mercato. Proponiamo, dunque, oltre all’introduzione della quota commisurata alla durata di cui si è detto al punto a), l’aumento del costo delle STMG in AT.

In sintesi, una possibile soluzione potrebbe essere quella di riformare il contributo disarticolandolo in tre componenti:

  • Un contributo fisso di ammontare significativo definito da ARERA.
  • Un contributo variabile legato alla capacità sulla base del CAPEX stimato sul costo dello stallo (come già attualmente previsto).
  • Un contributo variabile legato alla durata: l’operatore potrebbe scegliere di “acquistare” più trimestri o più semestri o più annualità e dovrebbe essere più conveniente acquistarli in fase di accettazione che al momento dell’eventuale rinnovo, per stimolare la programmazione e scoraggiare i rinnovi.

Gli importi versati andrebbero, poi, riassorbiti al momento della revisione dei costi di connessione in fase di STMD, in tal modo, disincentivando richieste di connessione da parte di soggetti non in grado di portare avanti le iniziative, senza incrementare i costi d’investimento per chi realizza effettivamente gli impianti.

5) L’importanza dei Tavoli Tecnici. Un’ulteriore, ma fondamentale, area di miglioramento riguarda la gestione dei Tavoli tecnici per l’individuazione di soluzioni di connessione condivise tra gli operatori richiedenti. È indispensabile che siano definite e rese note procedure chiare sulla conduzione dei tavoli, le modalità di ingaggio e interazione tra i partecipanti, i criteri per l’individuazione e le responsabilità della capofila, le tempistiche di tutte le fasi del Tavolo Tecnico, nonché la condivisione degli elaborati progettuali.

Occorre anche rendere effettiva la disposizione dell’art. 14.10 delle LGN approvate con D.M. 10 settembre 2010, secondo cui “il gestore della rete cui si prevede di connettere l'impianto partecipa alla conferenza di servizi senza diritto di voto” e, allo scopo, potrebbe essere utile introdurre l’obbligo di Terna di nominare un team di responsabili per ciascuna Regione, che possa coordinarne l’apporto istruttorio nei procedimenti ambientali e autorizzativi che si svolgono davanti alle Regioni alle Province, al Ministero dell’Ambiente e alla Presidenza del Consiglio dei Ministri (con particolare attenzione per le procedure autorizzative delle connessioni affidate ai capofila).

A tutte queste misure proposte – di cui sarebbe importante valutare da subito l’introduzione per favorire la razionalizzazione degli iter già in corso – possono aggiungersi ulteriori interventi di affinamento, che auspichiamo possano essere oggetto di confronto tra l’Associazione e Terna nell’ambito del processo in corso di revisione della disciplina delle connessioni. 

Ogni soluzione volta a risolvere la problematica evidenziata, oggi e in futuro, dovrà inoltre necessariamente essere accompagnata da un’azione sinergica di tutti i soggetti coinvolti – operatori, associazioni, TSO, distributori, ARERA ed Enti Autorizzanti – affinché gli iter autorizzativi dei progetti a fonti rinnovabili siano semplificati e velocizzati. È, infatti, inutile ricordare che, se gli iter autorizzativi e ambientali rispettassero i termini legali di durata il fenomeno della saturazione virtuale non si determinerebbe e che, in ogni caso, la proposta qui presentata, rappresenta una generosa proposta degli operatori di farsi sostanzialmente carico dei costi dei ritardi amministrativi.