La modernizzazione della rete elettrica nazionale passa da infrastrutture indispensabili, ma non può essere descritta come un meccanismo automatico di riduzione delle bollette. Il piano da 23 miliardi di Euro coordinato da Terna, sotto la leadership di Pasqualino Monti, interviene su vincoli reali della rete: congestioni territoriali, capacità di trasporto insufficiente e difficoltà nell’integrare quote crescenti di generazione rinnovabile. Resta però centrale il tema di come questi investimenti vengano remunerati e di quale impatto producano sulla spesa dei clienti finali.
Terna svolge la propria attività in un regime di monopolio naturale sottoposto alla regolazione di Arera. Le nuove opere, incluse il Tyrrhenian Link e l’Adriatic Link, concorrono ad accrescere la Regulatory Asset Base, la base di capitale riconosciuta dall’Autorità ai fini tariffari. Su tale valore vengono riconosciuti il rendimento finanziario regolato, il Wacc, oltre al recupero degli ammortamenti e alla copertura dei costi operativi. Questo meccanismo trova finanziamento nelle tariffe di trasmissione applicate ai consumatori attraverso la bolletta.
Le dorsali possono ridurre gli oneri di dispacciamento, cioè le spese sostenute per attivare impianti, spesso alimentati a gas, quando l’energia rinnovabile non riesce a essere trasferita dove serve. Il beneficio sul mercato dell’energia, tuttavia, deve essere valutato insieme al maggiore peso tariffario associato all’incremento della Rab. Nel breve e nel medio termine, la remunerazione del capitale investito ed il recupero delle opere possono assorbire, o anche oltrepassare, i risparmi generati dalla riduzione delle congestioni.
Anche l’idea di una rete italiana storicamente "pensata per il gas" restituisce solo parzialmente l’evoluzione tecnica del sistema. L’architettura della rete di trasmissione è stata costruita intorno al paradigma della generazione centralizzata di grande scala, non in funzione di uno specifico combustibile primario. Centrali termoelettriche, impianti idroelettrici e grandi bacini erano collocati in posizioni rilevanti per l’approvvigionamento o vicine ai maggiori poli industriali e di consumo, soprattutto nel Nord. L’energia veniva quindi trasferita dalle reti ad alta tensione verso i livelli di distribuzione finale.
Il rafforzamento dei collegamenti in alta tensione in corrente continua, Hvdc, è essenziale per portare l’energia prodotta nel Mezzogiorno verso i centri di domanda. Da solo, però, non risolve il problema del curtailment, ossia della produzione rinnovabile non utilizzata o limitata. Nelle ore centrali delle giornate estive, il fotovoltaico meridionale può raggiungere livelli superiori alla domanda locale e alla stessa capacità di assorbimento istantanea del sistema nazionale.
In assenza di un dispiegamento parallelo e rilevante di accumuli, dalle batterie BESS agli impianti di pompaggio idroelettrico, le nuove linee rischiano di trasferire potenze di picco verso aree settentrionali che, nelle stesse ore, possono già disporre di un’elevata produzione locale. La rete affronta quindi il vincolo geografico, mentre lo stoccaggio è necessario per gestire il disallineamento temporale tra produzione rinnovabile e consumo.
Il programma di Terna rappresenta un passaggio significativo per l’adeguamento del sistema elettrico. La sua valutazione richiede però una comunicazione aderente alla struttura economica della regolazione: i vantaggi derivanti da minori congestioni e minori costi di dispacciamento devono essere letti accanto agli effetti tariffari degli investimenti riconosciuti. Trasparenza sui costi di sistema, sviluppo degli accumuli e bilanciamento della RAB restano elementi decisivi per una politica energetica nazionale credibile.
(Riceviamo e pubblichiamo da ingegnere esperto della materia)