Arera ha posto in consultazione gli orientamenti dell'Autorità per l'identificazione di priorità e indicatori di performance per uno sviluppo maggiormente selettivo degli investimenti nelle reti di distribuzione dell'energia elettrica e per la progressiva introduzione di disposizioni per la consultazione e la predisposizione dei Piani di sviluppo delle reti di distribuzione.
“Il processo di transizione energetica vede come elemento centrale e abilitante lo sviluppo delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica – si legge nel documento di Arera -. Per entrambe le reti è previsto un trend di investimenti crescenti a fronte di molteplici esigenze, che variano dall’integrazione di generazione da fonti rinnovabili agli impatti dell’elettrificazione e della conseguente crescita del carico atteso, all’integrazione dei veicoli elettrici, solo per citare alcuni esempi. Un rapporto preparato a inizio 2021 da due associazioni europee di imprese distributrici1 ha indicato investimenti compresi tra 375 e 425 miliardi di euro (inclusi 30-35 miliardi di euro per lo smart metering) per il periodo 2020-2030 nei 27 paesi dell’Unione Europea e Regno Unito, con una crescita stimata degli investimenti del 50%-70% rispetto alla media su base annua. Questi investimenti sono correlati a differenti driver: elettrificazione degli edifici e dell’industria, mobilità elettrica, integrazione rinnovabili, modernizzazione, digitalizzazione e automazione, incremento della resilienza”.
Per quanto riguarda la priorità per gli investimenti nelle reti di distribuzione, Arera chiede una selezione individuando se possibile un livello di importanza basato su vari driver. “L’Autorità ha previsto che le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti, entro il 30 giugno di ogni anno, pubblichino e trasmettano all’Autorità e al Ministero i propri piani per lo sviluppo delle reti, anche tenendo conto dello sviluppo atteso della produzione di energia elettrica. In particolare, devono essere resi pubblici e trasmessi i piani di realizzazione o potenziamento di linee in alta tensione o cabine primarie di trasformazione AT/MT, oltre che i piani di intervento più significativi relativi alle linee in media tensione, ivi inclusa l’eventuale elettrificazione di nuove aree”.
Oltre ai driver di miglioramento del servizio sottesi agli interventi regolatori (ossia l’incremento della resilienza della rete a eventi estremi, l’ammodernamento delle colonne montanti condominiali e il contributo al controllo della tensione e alla gestione degli scambi di energia reattiva), “se ne possono identificare numerosi altri, quali ad esempio: a) incremento della hosting capacity (frequentemente riferita alle sole iniezioni di potenza attiva e quindi particolarmente connesso con l’integrazione delle fonti rinnovabili); b) crescita del carico/elettrificazione sia in aree già ampiamente servite, sia in aree di nuova urbanizzazione (o nuova elettrificazione di aree industriali e nuove utenze, come nell’ambito dei porti con il cold ironing); c) miglioramento della continuità del servizio; d) miglioramento della qualità della tensione; e) accelerazione del ripristino del servizio a fronte di eventi estremi; f) integrazione di veicoli elettrici; g) riduzione delle perdite di rete; h) armonizzazione dei livelli di tensione MT e razionalizzazione delle reti; i) adeguamento a prescrizioni e standard tecnici di riferimento, inclusa la sostenibilità e la tutela dell’ambiente”, si legge nel documento.
“Oltre a questi driver, più immediatamente riferibili ai livelli di servizio percepiti dagli utenti finali o dal sistema elettrico nel suo complesso (c.d. output), sono da tenere presenti altre attività delle imprese distributrici non direttamente correlabili al livello di servizio percepito dagli utenti finali (talvolta indicate con il termine throughput), quali ad esempio l’osservabilità degli utenti connessi, la protezione da rischi cyber, l’automazione, la digitalizzazione, lo scambio dati”.
Inoltre, è da ricordare che il PNRR ha previsto lo stanziamento di significative risorse economiche per interventi di potenziamento delle reti elettriche di distribuzione dell’energia elettrica, pari a quasi 4 miliardi di euro complessivi (2,61 miliardi di euro per “elettrificazione”, 1,00 miliardi di euro per “smart grid” e 0,35 miliardi di euro per “resilienza”).
Tali stanziamenti si riferiscono alla missione 2, componente 2, misure M2C2I2.1 e M2C2I2.2 del PNRR e corrispondono a prestiti (loans). I vincoli legati all’utilizzo tempestivo delle risorse per investimenti che beneficiano di questi finanziamenti (30 giugno 2026) potrebbero influenzare le azioni delle imprese distributrici nei prossimi anni, modificando il livello di priorità di alcune attività rispetto ad altre.
Per quanto concerne i piani di sviluppo delle imprese distributrici con almeno 100 mila clienti finali l’orientamento dell’Autorità a partire dai piani di sviluppo 2025 prevede “a) le imprese distributrici presentino i piani di sviluppo (nella versione pre-consultazione) all’Autorità entro il 31 gennaio degli anni dispari; b) le imprese distributrici conducano una consultazione pubblica della durata di almeno 30 giorni; c) le imprese distributrici trasmettano i piani di sviluppo (nella versione a valle della consultazione), le osservazioni ricevute e le proprie contro-osservazioni, con indicazioni delle modifiche apportate, all’Autorità entro il 30 aprile degli anni dispari.
Per l’anno 2023, l’Authority è orientata a prevedere che le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti finali “accompagnino il proprio piano di sviluppo con alcuni primi elementi in risposta ai requisiti di legge: a) identificazione delle criticità e delle esigenze per lo sviluppo delle reti di distribuzione, incluso quanto richiesto in merito dall’articolo 18, comma 3 del decreto legislativo 28/11; b) verifica della coerenza con i contenuti del Piano di sviluppo 2023 della rete di trasmissione nazionale”.