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Piano di Sviluppo della rete elettrica di trasmissione nazionale - PDF
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Giovanna Guidi
1 Piano di Sviluppo della rete elettrica di trasmissione nazionale 2005
3 Indice pag. PREMESSA 7 1 IL QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO PROVVEDIMENTI DI RECENTE EMANAZIONE UNIFICAZIONE DELLA PROPRIETÀ E DELLA GESTIONE DELLA RTN DPCM IL RIORDINO DEL SETTORE ENERGETICO NAZIONALE - LEGGE 23 AGOSTO 2004, N IL NUOVO SISTEMA TARIFFARIO PER IL SERVIZIO DI TRASPORTO DI ENERGIA ELETTRICA LA REALIZZAZIONE DELLE NUOVE INFRASTRUTTURE DELLA RTN DECRETO LEGISLATIVO 29 DICEMBRE 2003, N INTERVENTI DI SVILUPPO DIRETTO PER IL POTENZIAMENTO DELL INTERCONNESSIONE CON L ESTERO PROVVEDIMENTI IN CORSO DI PREDISPOSIZIONE O DI PERFEZIONAMENTO CODICE DI TRASMISSIONE, DISPACCIAMENTO, SVILUPPO E SICUREZZA DELLA RETE NUOVA CONCESSIONE PER LE ATTIVITÀ DI TRASMISSIONE E DISPACCIAMENTO DELL ENERGIA ELETTRICA CONDIZIONI ECONOMICHE PER L EROGAZIONE DEL SERVIZIO DI CONNESSIONE COMPLETAMENTO DEL QUADRO NORMATIVO SULLA PROTEZIONE DAI CAMPI ELETTRICI E MAGNETICI 17 2 IL PROCESSO DI PIANIFICAZIONE OBIETTIVI DEL PROCESSO DI PIANIFICAZIONE NUOVI INDIRIZZI DEL MAP AL GRTN DATI E INFORMAZIONI ALLA BASE DEL PROCESSO DI PIANIFICAZIONE PREVISIONI DELLA DOMANDA DI ENERGIA ELETTRICA PREVISIONI DELLA DOMANDA DI POTENZA ALLA PUNTA CONNESSIONE ALLA RTN DI IMPIANTI DI IMMISSIONE O PRELIEVO DI ENERGIA ELETTRICA DATI E PROGRAMMI DI SVILUPPO DELLE RETI INTEROPERANTI I SEGNALI PROVENIENTI DAL MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA CRITERI DI PIANIFICAZIONE CRITERI GENERALI INTEROPERABILITÀ E SVILUPPO COORDINATO DELLE RETI PARTICOLARI SOLUZIONI DI SVILUPPO LA VALUTAZIONE AMBIENTALE STRATEGICA RIFERIMENTI NORMATIVI INTEGRAZIONE DELLA PIANIFICAZIONE ELETTRICA CON QUELLA TERRITORIALE E SETTORIALE PROTOCOLLI DI INTESA CON LE REGIONI ED ACCORDI DI PROGRAMMA I RISULTATI DELLA SPERIMENTAZIONE: IL NUOVO PROCESSO DI PIANIFICAZIONE INTEGRATA MEDIANTE LA VAS ULTERIORI SVILUPPI 46 3
4 3 LINEE DI SVILUPPO CONSIDERAZIONI GENERALI CLASSIFICAZIONE DEGLI INTERVENTI DI SVILUPPO ATTIVITÀ SVOLTE NEL CORSO DEL INTERVENTI ULTIMATI SU ELETTRODOTTI E STAZIONI INTERVENTI ULTIMATI PER LE CONNESSIONI INTERVENTI IN FASE DI REALIZZAZIONE ED APPROVVIGIONAMENTO FORNITURE INTERVENTI IN FASE DI AUTORIZZAZIONE INTERVENTI IN FASE DI CONCERTAZIONE STUDI DI FATTIBILITÀ ATTIVITÀ DI COMMITTENZA PIANO DI SVILUPPO DI BREVE-MEDIO TERMINE INTERVENTI DI SVILUPPO PER LA SICUREZZA INTERVENTI DI SVILUPPO PER LA RIDUZIONE DELLE CONGESTIONI DI RETE INTERVENTI PER IL POTENZIAMENTO DELL INTERCONNESSIONE CON L ESTERO INTERVENTI DI SVILUPPO PER LA QUALITÀ PIANO DI RIFASAMENTO DELLA RETE PIANO DI SVILUPPO DI LUNGO TERMINE INTERVENTI DI SVILUPPO PER LA RIDUZIONE DELLE CONGESTIONI DI RETE INTERVENTI PER IL POTENZIAMENTO DELL INTERCONNESSIONE CON L ESTERO INTERVENTI DI SVILUPPO PER LA QUALITÀ ULTERIORI IPOTESI DI SVILUPPO DELLA RETE POTENZIAMENTI INTERNI DELLA RTN IN VALUTAZIONE FUTURE INTERCONNESSIONI CON L ESTERO ALLO STUDIO RAZIONALIZZAZIONI ALLO STUDIO ACQUISIZIONE DI ELEMENTI DI RETE ESISTENTI NELL AMBITO DELLA RTN IL DECRETO DI AMPLIAMENTO DELL AMBITO DELLA RTN CRITERI PER L ACQUISIZIONE DI ELEMENTI DI RETE NELL AMBITO DELLA RTN PROPOSTE DI ACQUISIZIONE NELLA RTN DI ELEMENTI DI RETE ESISTENTI 86 4 RISULTATI ATTESI INCREMENTO DI CONSISTENZA DELLA RTN INCREMENTO DELLA CAPACITÀ DI IMPORTAZIONE DALL ESTERO RIDUZIONE DEI POLI PRODUTTIVI LIMITATI MIGLIORAMENTO ATTESO DEI VALORI DELLE TENSIONI RIDUZIONE DELLE PERDITE DI TRASMISSIONE 95 4
5 ALLEGATO 1 ~ DETTAGLIO DEGLI INTERVENTI PREVISTI NEL BREVE-MEDIO TERMINE A1-1 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: VALLE D AOSTA, PIEMONTE E LIGURIA A1-3 INTERVENTI PREVISTI NELLA REGIONE LOMBARDIA A1-15 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: TRENTINO A. A., VENETO E FRIULI V. G. A1-23 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: EMILIA ROMAGNA E TOSCANA A1-33 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: MARCHE, UMBRIA, LAZIO, ABRUZZO E MOLISE A1-47 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: CAMPANIA, PUGLIA, BASILICATA E CALABRIA A1-55 INTERVENTI PREVISTI NELLA REGIONE SICILIANA A1-65 INTERVENTI PREVISTI NELLA REGIONE SARDEGNA A1-71 ALLEGATO 2 ~ DETTAGLIO DEGLI INTERVENTI PREVISTI NEL LUNGO TERMINE A2-1 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: VALLE D AOSTA, PIEMONTE E LIGURIA A2-3 INTERVENTI PREVISTI NELLA REGIONE LOMBARDIA A2-7 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: TRENTINO A. A., VENETO E FRIULI V. G. A2-11 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: EMILIA ROMAGNA E TOSCANA A2-19 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: MARCHE, UMBRIA, LAZIO, ABRUZZO E MOLISE A2-25 INTERVENTI PREVISTI NELLE REGIONI: CAMPANIA, PUGLIA, BASILICATA E CALABRIA A2-31 INTERVENTI PREVISTI NELLA REGIONE SICILIANA A2-35 INTERVENTI PREVISTI NELLA REGIONE SARDEGNA A2-41 ALLEGATO 3 ~ DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI NEL PIANO DI SVILUPPO A3-1 LEGENDA A3-3 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN VALLE D AOSTA, PIEMONTE E LIGURIA A3-5 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN LOMBARDIA A3-17 5
6 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN TRENTINO A. A., VENETO E FRIULI V. G. A3-21 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN EMILIA ROMAGNA E TOSCANA A3-25 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN MARCHE, UMBRIA, LAZIO, ABRUZZO E MOLISE A3-35 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN CAMPANIA, PUGLIA, BASILICATA E CALABRIA A3-39 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN SICILIA A3-41 DISEGNI RELATIVI AGLI INTERVENTI PREVISTI IN SARDEGNA A3-45 ALLEGATO 4 ~ CONNESSIONI ALLA RTN A4-1 - TABELLA A - CONNESSIONE DI C.LI TERMOELETTRICHE CON P > 300 MWT A4-3 - TABELLA B - CONNESSIONE DI C.LI CON P < 300 MWT O DA FONTI RINNOVABILI A4-5 - TABELLA C - CONNESSIONE DI C.P. DI DISTRIBUZIONE ED IMPIANTI UTILIZZATORI A4-6 6
7 Premessa Il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A. (GRTN), in base a quanto previsto all art. 9 del Disciplinare di Concessione (D.M. del ), entro il 31 dicembre di ogni anno predispone il Piano di Sviluppo contenente le linee di sviluppo della Rete elettrica di Trasmissione Nazionale (nel seguito RTN). In base al D. Lgs. 79/99, garantire e migliorare la sicurezza, l affidabilità e la qualità del servizio di trasmissione attraverso lo sviluppo della RTN, è una delle principali missioni del GRTN. La necessità di assicurare l equilibrio tra la domanda degli utenti e l offerta dei produttori in un contesto caratterizzato dalla libera iniziativa dei soggetti operanti nel mercato elettrico, richiede nel medio e nel lungo periodo l adeguamento della rete di trasmissione alle continue variazioni dell entità e della localizzazione dei prelievi e delle immissioni di potenza, in modo da garantire sempre il soddisfacimento delle esigenze dei distributori, degli utenti e dei produttori direttamente connessi o funzionalmente dipendenti dalla RTN. Inoltre, lo sviluppo dell interconnessione fra reti di Paesi confinanti rende possibile l estensione degli approvvigionamenti di energia, consente di disporre di una riserva di potenza aggiuntiva ed offre agli utenti la possibilità di ottenere prezzi più vantaggiosi attraverso il gioco della concorrenza. A tal proposito, la domanda di capacità di trasporto sulla rete di interconnessione è più stringente in Paesi con differenziali di prezzo sfavorevoli come l Italia. Il Piano di Sviluppo risulta anche un utile strumento per rendere note con largo anticipo alle amministrazioni locali le iniziative del Gestore che interessano i diversi ambiti territoriali, consentendo un coordinamento di Piani e politiche energetiche locali coerenti con i programmi di sviluppo del sistema elettrico sul territorio. L anno 2004 ha visto l inizio dell attività di contrattazione nella Borsa dell energia elettrica. In questa prima fase il mercato ha operato come un mercato per l offerta, nel quale cioè è consentito solo ai produttori competere attraverso la formulazione di offerte di vendita. Inoltre, già dal 1 luglio 2004 sono iniziate le prove per la fase successiva, operativa a partire dal 1 gennaio 2005, nella quale il mercato opererà come un mercato per la domanda e per l offerta, in cui potranno essere presentate offerte concorrenziali anche per l acquisto di energia elettrica. L avvio del mercato rappresenta un traguardo importante per il settore elettrico italiano, che risulta ora allineato a quello degli altri Paesi europei e delle più moderne economie mondiali e vede avvicinarsi il completamento del vasto processo di liberalizzazione avviato nel Dal punto di vista dello sviluppo della RTN, il GRTN oltre ad assicurare la continuità degli approvvigionamenti e l efficienza ed economicità del servizio di trasmissione, ha il compito di ridurre le congestioni di rete, sia tra macro aree di mercato sia a livello locale, per migliorare lo sfruttamento del parco di generazione nazionale ed evitare, ove possibile, di condizionare l operato dei produttori e degli acquirenti nel mercato. E comunque significativo rilevare che le attività di sviluppo della RTN già programmate dal GRTN prima dell effettiva operatività della Borsa dell energia elettrica, ma non ancora realizzate soprattutto per problemi di carattere autorizzativo, consentirebbero di superare la gran parte delle inefficienze attribuibili alla rete di trasmissione evidenziate attualmente dal mercato. Infatti, una delle fasi più critiche nella realizzazione di grandi opere infrastrutturali, è l'incertezza dei tempi necessari ad espletare le procedure di autorizzazione, sia a livello nazionale che locale. Affinché gli interventi di rilevanza strategica per il Paese possano essere realizzati nei tempi previsti e possano avere la massima efficacia, è assolutamente necessario che le autorizzazioni vengano rilasciate in tempi definiti e certi. Tale necessità era già stata recepita dalla Legge 290/2003, che prevede un unica autorizzazione per i nuovi impianti della RTN rilasciata dal Ministero delle Attività produttive, previo concerto con il Ministero dell Ambiente e della tutela del territorio e previa intesa con la Regione interessata, 7
8 mediante un procedimento unico che si conclude entro 180 giorni dalla presentazione della domanda. Nel corso del 2004, ulteriori elementi finalizzati al superamento di eventuali fasi di stallo nel percorso autorizzativo sono stati introdotti dalla Legge n. 239/2004. Il provvedimento ha integrato le precedenti disposizioni, prevedendo in particolare che, in caso di mancata definizione dell intesa con le Regioni nel tempi prescritti, lo Stato esercita il potere sostitutivo, nel rispetto dei principi di sussidiarietà e leale collaborazione e autorizza le opere con decreto del Presidente della Repubblica, su proposta del Ministro delle Attività produttive previo concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio. In questo quadro, il GRTN effettua ogni sforzo al fine di pervenire preventivamente ad accordi con Regioni ed enti interessati a livello territoriale dagli interventi di sviluppo della RTN, avvalendosi primariamente dei nuovi strumenti messi a disposizione nell ambito della procedura di Valutazione Ambientale Strategica (VAS), prevista dalla direttiva europea 2001/42 CE. Alla luce del complesso quadro di attori e di regole, il GRTN ha elaborato il nuovo Piano di Sviluppo con l obiettivo di rendere tale strumento più efficace, flessibile e maggiormente in grado di rispondere alle esigenze dei soggetti a cui si rivolge. In particolare, nel presente Piano si è cercato di evidenziare maggiormente l urgenza di alcuni interventi di sviluppo ritenuti essenziali, in quanto in caso di ritardata realizzazione degli stessi potrebbe determinarsi (a seconda dello scenario di sviluppo che verrà effettivamente a concretizzarsi) uno stato di criticità per il sistema elettrico già nel medio termine. Alcuni di essi soprattutto se si tratta di interventi che interessano i livelli di tensione più alti, vengono considerati di particolare rilevanza per il Paese. Si tratta infatti di attività finalizzate a garantire il rispetto delle condizioni di sicurezza sulla rete di trasmissione per il soddisfacimento del fabbisogno nazionale, a ridurre le principali congestioni di rete attese appunto nel breve-medio periodo ed a risolvere le situazioni più critiche in termini di qualità, continuità ed affidabilità del servizio. Altri interventi di sviluppo, funzionalmente analoghi ai precedenti, ma considerati meno urgenti soprattutto dal punto di vista della sicurezza, rispondono invece ad esigenze della RTN di più lungo respiro con una visione che abbraccia un arco temporale di lungo periodo. In alcuni casi tali attività sono espresse attraverso proposte di interventi meno definite nel dettaglio e caratterizzate da una maggiore flessibilità in relazione alla loro adattabilità nel territorio. A differenza delle opere di sviluppo programmate nel breve-medio termine, per le attività di lungo periodo non viene espressa la data di completamento dei lavori, non essendo attualmente possibile prevedere con un grado di approssimazione accettabile i tempi di ultimazione degli interventi. 8
9 1 Il quadro normativo di riferimento Alla fine del 2003 e nel corso dell anno 2004 si è avuta una evoluzione del quadro normativo di riferimento, che ha visto la definizione di provvedimenti complementari, ma di fondamentale importanza per l attuazione delle precedenti disposizioni. Rimangono tuttavia ancora da definire alcune normative essenziali per una corretta determinazione dei ruoli, delle modalità attuative e degli oneri, in particolare in materia di risanamenti, connessioni, sviluppo ed interoperabilità delle reti interconnesse. 1.1 Provvedimenti di recente emanazione Tra i nuovi provvedimenti adottati alla fine del 2003 e nel corso dell anno 2004 vanno menzionati: il Dlgs n. 387 del 29 dicembre 2003 che prevede tra l altro semplificazioni delle procedure autorizzative per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, il DPCM che definisce le modalità ed i tempi per l unificazione della proprietà e della gestione della RTN, la Legge n.239/2004 per il riordino del settore energetico nazionale che tra l altro introduce ulteriori elementi volti ad accelerare l autorizzazione delle nuove infrastrutture della RTN. Per quanto concerne la materia tariffaria, si ricorda inoltre la Deliberazione AEEG 05/04, che fissa il nuovo sistema tariffario per il servizio di trasporto di energia elettrica Unificazione della proprietà e della gestione della RTN DPCM L unificazione della proprietà e della gestione della RTN, che allinea l Italia alla maggioranza degli altri Paesi europei, è stata considerata dal legislatore una misura urgente per assicurare la sicurezza e l economicità del servizio di trasmissione e del sistema elettrico nazionale. In questi anni la separazione delle funzioni è stata spesso fattore di criticità anche con riferimento allo sviluppo della RTN (costi di coordinamento, allungamento dei tempi e delle procedure per la realizzazione delle opere di rete). Dopo quasi cinque anni di attività del GRTN è risultata pertanto chiara la complessità del sistema prescelto nel decreto n. 79/99, la non facile gestione dello stesso e, quindi, la necessità di riportare ad unitarietà la gestione e la proprietà della rete elettrica di trasmissione. Il DPCM , predisposto di concerto tra il Ministero dell Economia e Finanze ed il Ministero delle Attività Produttive in attuazione dell art.1 ter comma 1 della Legge n. 290/2003, definisce i criteri, le modalità e le condizioni per l unificazione della proprietà e della gestione della Rete elettrica nazionale di trasmissione. Il provvedimento prevede due fasi per l unificazione: - la prima, che vedrà la fusione entro il 31 ottobre 2005 delle due società GRTN e TERNA (quest ultima, attualmente, proprietaria della quasi totalità della RTN) in un unico soggetto Gestore con disponibilità degli asset di trasmissione; - la seconda, finalizzata a promuovere la successiva aggregazione nel nuovo Gestore anche degli altri soggetti, diversi da TERNA, attualmente proprietari delle restanti porzioni della Rete elettrica di trasmissione nazionale. L obiettivo della governance del soggetto derivante dall unificazione dovrà essere comunque quello di garantire la terzietà della gestione della RTN rispetto agli operatori del settore. Pertanto il DPCM dispone che: 9
10 - la gestione della Rete sia basata su principi di neutralità ed imparzialità, senza discriminazione di utenti o categorie di utenti; - nessun operatore del settore della produzione, importazione, trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica possa esercitare diritti di voto nella nomina degli amministratori della nuova società per una quota superiore a quella corrispondente al 5% del capitale sociale della stessa. Ai fini della privatizzazione del soggetto derivante dall unificazione, sono inoltre previsti: - in generale un limite di possesso azionario del 5%; - la riduzione della partecipazione di ENEL S.p.A. nel capitale della nuova società Gestore ad una quota non superiore al 20% entro il 1 luglio 2007; - la costituzione di un nucleo stabile formato da uno o più azionisti nel capitale, tale da garantire la tutela delle caratteristiche di servizio di pubblica utilità delle attività svolte. Il Decreto assegna infine al GRTN il compito di predisporre entro il il Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete, contenente le regole tecniche, di carattere obiettivo e non discriminatorio, per l accesso e l uso della RTN, per l interoperabilità delle reti, per l erogazione del servizio di dispacciamento, nonché i criteri generali per lo sviluppo, la manutenzione e la sicurezza della rete elettrica nazionale di trasmissione (cfr. par ). Il Codice, approvato dal Ministero delle Attività Produttive e dall AEEG, dovrà prevedere l istituzione di un Comitato di consultazione in cui sono presenti rappresentanti degli utenti della Rete, con il compito di aggiornare le regole contenute nel Codice ed agevolare la risoluzione delle eventuali controversie derivanti dall applicazione delle regole stesse Il riordino del settore energetico nazionale - Legge 23 agosto 2004, n.239 Un importante provvedimento approvato nel corso del 2004, con importanti riflessi in merito allo sviluppo della RTN, è la Legge n. 239 riguardante il riordino e la riforma dell intero settore energetico italiano. Con tale disposizione regolamentare il Governo ha inteso completare il processo di liberalizzazione del settore secondo criteri di sicurezza, flessibilità ed economicità degli approvvigionamenti. Gli obiettivi primari sono infatti la riduzione dei prezzi e la sicurezza della fornitura, la semplificazione delle procedure e la certezza del quadro regolamentare. Il provvedimento, che prevede un solo articolo composta da 122 commi, contenenti alcune disposizioni innovative ed altre ricognitive, si articola in tre direttrici principali: - definizione delle competenze dello Stato e delle Regioni, secondo il dettato costituzionale vigente; - misure per la liberalizzazione dei mercati energetici; - disposizioni per il mercato interno. Viene ribadito che: - le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia ai clienti idonei sono libere su tutto il territorio nazionale, nel rispetto degli obblighi di servizio pubblico derivanti dalla normativa comunitaria e dalla legislazione vigente; - la gestione di infrastrutture di approvvigionamento di energia connesse alle attività di trasporto e dispacciamento dell energia a rete è di interesse pubblico ed è sottoposta agli obblighi di servizio pubblico derivanti dalla normativa comunitaria, dalla legislazione vigente e da apposite convenzioni con le autorità competenti; - le attività di trasmissione e dispacciamento di energia elettrica sono attribuite in concessione secondo le disposizioni di legge. 10
11 La legge 239/2004 introduce tuttavia dal 1 luglio 2007 l obbligo per le società a controllo pubblico, anche indiretto, operanti direttamente nei medesimi settori, a non detenere quote superiori al 20% del capitale delle società che sono proprietarie e gestiscono reti nazionali di trasporto dell energia elettrica. Viene inoltre chiarito nel provvedimento che lo Stato e le Regioni garantiscono fra l altro: - l assenza di vincoli, ostacoli o oneri, diretti o indiretti, alla libera circolazione dell energia all interno del territorio nazionale e della UE; - procedure semplificate, trasparenti e non discriminatorie per il rilascio di autorizzazioni in regime di libero mercato e per la realizzazione delle infrastrutture. In particolare, lo Stato esercita compiti e funzioni amministrative relativi: - all articolazione territoriale delle reti infrastrutturali energetiche dichiarate di interesse nazionale ai sensi delle leggi vigenti e alla programmazione di grandi reti infrastrutturali energetiche dichiarate di interesse nazionale ai sensi delle leggi vigenti; - alla stipula di convenzioni per il trasporto dell energia elettrica sulla rete nazionale, all approvazione degli indirizzi per lo sviluppo e la manutenzione della rete di trasmissione nazionale e dei dispositivi di interconnessione; - alla definizione dei criteri generali per l autorizzazione alla costruzione e all esercizio degli impianti di generazione di energia elettrica di potenza termica superiore a 300 MW. Per quanto riguarda l autorizzazione per la costruzione e l esercizio di nuovi elettrodotti della rete di trasmissione nazionale, la Legge 239/2004 prevede un autorizzazione unica, rilasciata entro 180 giorni, dal Ministero Attività produttive, previo concerto con Ministero Ambiente, attraverso una procedura semplificata. Le regioni e gli enti locali territorialmente interessati dalla localizzazione di nuove infrastrutture energetiche ovvero dal potenziamento o trasformazione di infrastrutture esistenti hanno comunque diritto di stipulare accordi con i soggetti proponenti che individuino misure di compensazione o riequilibrio ambientale. Il provvedimento specifica anche i termini temporali per la presentazione, prevista dalla legge n. 36/2001, dei Piani di Risanamento degli elettrodotti, subordinata all individuazione da parte del legislatore dei relativi criteri (cfr. par.1.2.4). La Legge dispone inoltre: - la fissazione di limiti temporali per l espressione dei pareri di competenza dell AEEG e, in caso di mancato rispetto di tali termini, l esercizio dei poteri sostitutivi da parte dello Stato; - il superamento delle precedenti soglie di consumo per la qualifica dei clienti idonei ai fini della partecipazione al mercato dell energia elettrica (dal 1 luglio 2007 è idoneo ogni cliente finale); - il trasferimento all Acquirente Unico dei contratti di importazione in capo ad Enel S.p.A. in essere alla data di entrata in vigore del Decreto Legislativo n. 79/99 e destinati al mercato vincolato, a partire dalla data di assunzione delle responsabilità della funzione di garante della fornitura di energia elettrica al mercato vincolato da parte del medesimo AU; - il compito per il Gestore o per l impresa distributrice di ritirare, previa richiesta del produttore, l energia prodotta da impianti (collegati rispettivamente alla rete di trasmissione nazionale o alla rete di distribuzione) di potenza inferiore a 10 MVA, CIP 6 e da fonti rinnovabili; - la possibilità per i produttori nazionali di energia elettrica di realizzare ed esercire, anche in compartecipazione con altre società, impianti localizzati all estero, anche al fine di importarne l energia prodotta; 11
12 - la riduzione a 0,05 GWh/a dell unità di energia prodotta da fonti rinnovabili o in cogenerazione (limitatamente alla quota di energia termica utilizzata per il teleriscaldamento), ai fini dell emissione dei certificati verdi. - Il provvedimento contiene infine la delega al Governo ad adottare, entro 24 mesi dalla data di entrata in vigore della presente legge, uno o più decreti legislativi di attuazione per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia Il nuovo sistema tariffario per il servizio di trasporto di energia elettrica In data l Autorità per l energia elettrica e il gas ha emanato la Deliberazione recante il Testo integrato delle disposizioni dell Autorità per l energia elettrica e il gas per l erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell energia elettrica per il periodo di regolazione e disposizioni in materia di contributi di allacciamento e diritti fissi (Del. 05/04, modificata dalla successiva Del. 17/04). Il provvedimento si inserisce nell ambito del procedimento avviato con deliberazione AEEG 1 aprile 2003 n. 30/03, per la formazione dei provvedimenti in materia di tariffe per il servizio di trasporto e di corrispettivi per i servizi di misura e vendita dell energia elettrica, ai sensi dell articolo 2, comma 12, lettere d) ed e), della legge 14 novembre 1995, n. 481, per il periodo di regolazione 1 febbraio dicembre La predisposizione del provvedimento è stata preceduta, a partire dal 1 luglio 2003, da tre fasi di consultazione dei soggetti interessati. La manovra tariffaria predisposta dalla AEEG correla i costi del servizio con la qualità erogata, e definisce i livelli minimi garantiti delle prestazioni corrispondenti alla spesa sostenuta dai consumatori e si è posta l'obiettivo di stabilire livelli tariffari, vantaggiosi per i consumatori, che riflettano i reali costi del servizio reso, salvaguardando la capacità di investimento delle imprese. La salvaguardia degli investimenti dovrà riflettersi nell'aumento della sicurezza del sistema, nel miglioramento ulteriore della qualità e la promozione dell'uso razionale dell'energia. A differenza del metodo di calcolo delle tariffe in vigore negli scorsi quattro anni, basato sui valori delle reti e sugli ammortamenti annuali dichiarati dalle imprese e ricavati dai bilanci civilistici, il metodo ora in vigore fa riferimento al costo storico delle infrastrutture rivalutato anno per anno. Il valore della vita utile delle reti, preso a riferimento per la manovra tariffaria, è stato incrementato per adeguarlo alla realtà tecnica delle infrastrutture, in linea con quanto prevalentemente fatto in Europa. Ciò ha determinato minori costi annuali riconosciuti per gli ammortamenti, ridotti coerentemente all'allungamento nel tempo della loro corresponsione. Il minore riconoscimento dei costi per gli ammortamenti nei prossimi quattro anni ha contribuito a ridurre le tariffe a vantaggio dei consumatori La realizzazione delle nuove infrastrutture della RTN Una delle fasi più critiche nella realizzazione di grandi opere infrastrutturali, è l'incertezza dei tempi necessari ad espletare le procedure di autorizzazione, sia a livello nazionale che locale. Affinché gli interventi di rilevanza strategica per il Paese possano essere realizzati nei tempi previsti e 1 Con particolare riferimento ai seguenti ambiti ed obiettivi: articolazione della normativa per settori; adeguamento della normativa alle disposizioni comunitarie e agli accordi internazionali; promozione della concorrenza nei settori energetici per i quali si è avviata la procedura di liberalizzazione; promozione dell innovazione tecnologica e della ricerca in campo energetico. 12
13 possano avere la massima efficacia, è assolutamente necessario che le autorizzazioni vengano rilasciate in tempi definiti e certi. Tale necessità era già stata recepita dalla Legge 290/2003, che prevede un unica autorizzazione rilasciata dal Ministero delle Attività produttive, previo concerto con il Ministero dell Ambiente e della tutela del territorio e previa intesa con la Regione interessata, mediante un procedimento unico secondo i principi di cui alla Legge n.241/90. Il citato provvedimento specifica che: - l autorizzazione viene rilasciata entro 180 giorni dalla presentazione della domanda e contempla le prescrizioni e gli obblighi informativi a carico del soggetto proponente e la dichiarazione di pubblica utilità; - per il rilascio si fa obbligo di richiedere il parere motivato degli enti locali nel cui territorio ricadano le opere; - la VIA a cura del Ministero dell ambiente e tutela del territorio costituisce parte integrante dell autorizzazione; laddove non sia richiesta la procedura di valutazione di impatto ambientale il procedimento deve essere concluso entro 120 giorni dalla presentazione della domanda. Come accennato, la Legge n. 239/2004 ha integrato le precedenti disposizioni, introducendo ulteriori elementi finalizzati al superamento di eventuali fasi di stallo nel percorso autorizzativo. In particolare, si prevede che, in caso di mancata definizione dell intesa con le Regioni nel tempi prescritti, lo Stato esercita il potere sostitutivo, nel rispetto dei principi di sussidiarietà e leale collaborazione e autorizza le opere con decreto del Presidente della Repubblica, su proposta del Ministro delle Attività produttive previo concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio. Tali disposizioni si applicano anche: - ai procedimenti in corso per i quali ancora non è stato concluso il procedimento di VIA; - a tutte le linee di interconnessione a tensione maggiore o uguale a 150 kv qualora per esse vi sia un diritto di accesso a titolo prioritario; - alle opere connesse e alle infrastrutture per il collegamento alle reti nazionali di trasporto dell energia delle centrali termoelettriche di potenza superiore a 300 MW termici, già autorizzate secondo la normativa vigente. La legge 239/2004 sancisce infine che Stato e Regioni garantiscano un adeguato equilibrio territoriale nella localizzazione delle infrastrutture energetiche, nei limiti consentiti dalle caratteristiche fisiche e geografiche delle singole Regioni. Possono essere inoltre previste eventuali misure di compensazione e di riequilibrio ambientale e territoriale qualora esigenze connesse agli indirizzi strategici nazionali richiedano concentrazioni territoriali di impianti ad elevato impatto territoriale (ad eccezione degli impianti da fonti rinnovabili) Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 Il Decreto legislativo, di attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità è stato pubblicato sul Supplemento Ordinario alla G.U. n. 25 del 31 gennaio Il provvedimento è finalizzato a promuovere nel nostro Paese una crescita significativa della quota di elettricità generata da fonti energetiche rinnovabili. Le principali disposizioni di interesse del GRTN contenute nel decreto sono le seguenti: - incremento, di 0,35 punti percentuali, della quota minima di elettricità prodotta da fonti rinnovabili a partire dal 2004 fino al 2006 (art. 4, comma 1); 13
14 - rilascio da parte del GRTN, per l elettricità prodotta utilizzando fonti rinnovabili, di una garanzia d origine che ne attesti la provenienza (art. 11); - semplificazione delle procedure autorizzative degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (art. 12). In particolare, in merito a quest ultimo punto, è previsto che gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all esercizio degli stessi, sono dichiarate opere di pubblica utilità e sono soggette ad autorizzazione unica, rilasciata dalla Regione (o altro soggetto istituzionale delegato dalla medesima) nell ambito di un unico procedimento, al quale partecipano tutte le Amministrazioni interessate che dovrà concludersi entro il termine massimo di 180 giorni. Il provvedimento conferma inoltre quanto stabilito all art. 3, comma 3, e art. 11, comma 4, del D. Lgs. n. 79/99 in relazione all'obbligo di utilizzazione prioritaria e al diritto alla precedenza nel dispacciamento dell'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili (art. 13) Interventi di sviluppo diretto per il potenziamento dell interconnessione con l estero In materia di nuove linee private di interconnessione, va ricordato il quadro legislativo di riferimento definito dalla legge 290/03 del 27 ottobre 2003, di conversione del DL n.239 del 29 agosto 2003 Disposizioni urgenti per la sicurezza e lo sviluppo del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica. All art. 1 quinquies comma 6, si afferma infatti che i soggetti non titolari di concessioni di trasporto e/o distribuzione di energia che realizzino a proprio carico nuove linee elettriche di interconnessione con i sistemi elettrici di altri Stati, in corrente continua o tecnologia equivalente, possono richiedere [ ] un esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi, per la quota di incremento della capacità di interconnessione risultante dal nuovo assetto di rete. Tale esenzione sarà accordata dal MAP, caso per caso, sentito il parere dell AEEG, per un periodo fra 10 e 20 anni dalla data di entrata in servizio delle nuove linee e per una quota compresa fra il 50% e l 80% delle nuove capacità di trasporto realizzate. Si dice inoltre che..in casi eccezionali, sentito il Gestore della rete di trasmissione nazionale, l esenzione si applica altresì ai dispositivi in corrente alternata, a condizione che i costi ed i rischi degli investimenti in questione siano particolarmente elevati.. rispetto a quelli sostenuti normalmente per il collegamento di due reti nazionali limitrofe. Il provvedimento specifica che, qualora la capacità di nuova realizzazione derivi da un'interconnessione con uno Stato membro dell'unione europea, l'esenzione e' accordata previa consultazione delle autorità competenti dello Stato interessato. La stessa Legge prevede infine che il MAP, con apposito decreto attuativo, definisca modalità e criteri per il rilascio dell'esenzione, nel rispetto di quanto previsto dalle disposizioni comunitarie in materia. 1.2 Provvedimenti in corso di predisposizione o di perfezionamento Tra i provvedimenti rilevanti ai fini dello sviluppo della RTN, dei quali si attende l emanazione, si ricordano: l approvazione del Codice di Trasmissione, Dispacciamento, Sviluppo e Sicurezza della Rete, le determinazioni economiche da predisporre a cura dall AEEG conseguenti all emanazione della Deliberazione 50/02 e il completamento del quadro normativo inerente la Legge quadro sulla esposizioni ai campi elettromagnetici del 22 febbraio 2001 n
15 Di seguito si riporta una breve descrizione dei provvedimenti citati e degli altri di prossima definizione Codice di Trasmissione, Dispacciamento, Sviluppo e Sicurezza della rete Come accennato, il DPCM prevede all art.1 comma 4 che il GRTN predisponga entro il un documento integrato, denominato codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete (di seguito Codice), contenente le regole tecniche, di carattere obiettivo e non discriminatorio, per l accesso e l uso della RTN, per l interoperabilità delle reti, per l erogazione del servizio di dispacciamento, nonché i criteri generali per lo sviluppo, la manutenzione e la sicurezza della rete elettrica nazionale di trasmissione. La redazione del Codice di Rete, che si inserisce nel quadro degli interventi che regolano il processo di riunificazione della proprietà e della gestione della rete di trasmissione nazionale, è risultata l occasione per raccogliere in un unico documento la disciplina più rilevante, in termini di diritti ed obblighi, relativamente alle attività di trasmissione, dispacciamento ed esercizio in sicurezza della RTN e delle altre reti con essa interoperanti. Come disposto dal Decreto, il Codice prevede l istituzione di un organo tecnico, il Comitato di consultazione, comprendente anche rappresentanti degli utenti della Rete 2, con il compito di aggiornare le regole contenute nel Codice ed agevolare la risoluzione delle eventuali controversie derivanti dall applicazione delle regole stesse. Per la prima volta è dunque prevista la creazione di una sede permanente di discussione e confronto con gli utenti della rete, per dar voce alle istanze e agli interessi di categoria di cui gli stessi sono portatori, partecipando attivamente al processo di regolamentazione del settore mediante il ruolo riconosciuto al Comitato nell attività di aggiornamento del Codice. Il documento, predisposto dal GRTN sulla base dello schema di direttive emanato dall AEEG in data 31 dicembre 2004, sarà successivamente inviato ufficialmente al Ministero delle Attività Produttive e all Autorità per l energia elettrica e il gas e dovrà essere da questi approvato, per quanto di rispettiva competenza, verificata la conformità agli indirizzi ed alle direttive da essi emanate. Qualora il Ministero e l Autorità di settore non si pronuncino entro 90 giorni dal ricevimento del Codice, questo si intenderà comunque approvato 3. Il Codice risulta strutturato in modo da rispecchiare il quadro normativo e regolatorio in vigore al momento della sua adozione, tenuto conto del mutato contesto organizzativo che caratterizza la gestione e la proprietà della rete di trasmissione nazionale. Relativamente alla disciplina dell accesso alla rete, l attuale versione del Codice descrive condizioni e principi generali applicabili al soggetto risultante dall unificazione ed agli utenti della rete per l accesso e l uso della rete di trasmissione nazionale, nonché la regolamentazione di carattere tecnico in tema di connessione. A tal fine, espresso riferimento è fatto alle Regole Tecniche di connessione adottate dal GRTN in attuazione dell art. 3, comma 6 del decreto legislativo n. 79/99 e delle Delibere adottate in materia dall Autorità per l energia elettrica e il gas. La regolamentazione delle attività di sviluppo, pianificazione, gestione, esercizio e manutenzione della rete, che ad oggi coinvolge competenze del GRTN e dei proprietari, è inquadrata nel nuovo 2 3 Fino ad un massimo di sette. Una prima proposta di Codice, predisposta dal GRTN già a fine ottobre 2004, è stata trasmessa anticipatamente al MAP ed alla AEEG per una valutazione preliminare. Tale versione non ancora definitiva è stata inoltre pubblicata in data sul sito internet del GRTN per consentire a tutti gli operatori del settore di formulare, entro il suggerimenti ed osservazioni anche in fase di definizione della proposta finale del documento. 15
16 contesto di riunificazione di proprietà e gestione, pur tenendo conto della attuale presenza di altri proprietari di rete diversi dal soggetto risultante dalla unificazione. Sono oggetto di regolamentazione anche i rapporti tra il nuovo concessionario del servizio di trasmissione e gli altri gestori di reti, ai fini dell interoperabilità e dello sviluppo coordinato delle reti elettriche nazionali. In particolare il Codice dispone che i gestori di reti in alta tensione con obbligo di connessione di terzi interoperanti con la RTN trasmettano periodicamente al nuovo TSO le principali informazioni relative ai programmi di sviluppo delle proprie reti. In tema di dispacciamento sono disciplinati diritti ed obblighi degli utenti del dispacciamento, nonché le modalità tecniche, economiche e procedurali di riferimento per l erogazione del servizio di dispacciamento tenendo conto del diverso assetto che il mercato elettrico assumerà a partire dal 2005, con la partecipazione attiva della domanda alla Borsa elettrica. Per il servizio di misura e settlement è fornita una esaustiva descrizione della disciplina attualmente in vigore, con particolare riguardo alle caratteristiche tecniche, comprese le apparecchiature e gli altri componenti del sistema di misura, e ai principi essenziali relativi al servizio di misura. Infine, nel Codice sono indicati i criteri generali e i requisiti fondamentali per la sicurezza del sistema elettrico nazionale, così come espressamente richiesto dal DPCM. Con l adozione del Codice di Rete, l Italia si uniformerà alla maggior parte dei Paesi europei che stanno adottando tale strumento in considerazione del suo apprezzabile apporto in termini di semplificazione e razionalizzazione dell articolata e complessa regolamentazione dei sistemi elettrici. Il Codice di Rete del GRTN è stato elaborato anche alla luce delle esperienze maturate negli altri Paesi, in primis la Gran Bretagna, il cui National Grid Code rappresenta un importante riferimento, ferme restando le peculiarità del nostro sistema elettrico e le oggettive differenze strutturali e normative esistenti con il sistema anglosassone Nuova concessione per le attività di trasmissione e dispacciamento dell energia elettrica Il DPCM prevede che - prima della fusione delle due società GRTN e TERNA in un unico soggetto Gestore con disponibilità degli asset di trasmissione (entro il 31 ottobre 2005) - il Ministero delle attività produttive provveda a modificare ed integrare il vigente Decreto ministeriale , concernente la concessione per le attività di trasmissione e dispacciamento dell energia elettrica sul territorio nazionale, rilasciata a favore del GRTN. La nuova concessione sarà strutturata in modo da assicurare la migliore funzionalità con riferimento all esercizio delle attività in capo al nuovo soggetto derivante dalla unificazione Condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione In base a quanto previsto dal D.Lgs. n. 79/99 e dalla Deliberazione della AEEG n. 50/02, la stessa AEEG avrebbe dovuto provvedere a determinare le condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione [ ] tenendo conto dell esigenza di fornire, ai soggetti che producono energia elettrica, la necessità di adeguati segnali economici legati alla presenza di congestioni sulle reti elettriche (art. 8, comma 8.6), prevedendo specifiche condizioni sia per gli impianti di rete per la connessione (progettati e realizzati dai richiedenti), sia per gli impianti di utenza (realizzati dai gestori di rete). 16
17 Anche il Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 (cfr. par ) stabilisce che l AEEG, entro 3 mesi dall entrata in vigore del provvedimento, emani specifiche direttive relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l erogazione del servizio di connessione di impianti alimentati da fonti rinnovabili alle reti elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kv, i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi (art. 14). Si osserva inoltre che la citata Delibera n. 50/02 dell AEEG prevede all articolo 7, comma 7.1, lettera b), che i soggetti richiedenti la connessione siano tenuti alla presentazione, su richiesta del Gestore, di garanzie finanziarie nella forma di fideiussione bancaria che può essere escussa dal Gestore stesso nei casi in cui la connessione non sia realizzata per cause imputabili al soggetto richiedente la connessione, ovvero nei casi in cui il medesimo soggetto risulti insolvente. Anche sull ammontare di tali fideiussioni, l AEEG non si è ancora espressa. Nelle more della determinazione da parte dell AEEG dell importo della suddetta fideiussione e fermo restando l impegno, a seguito dell emanazione di tale deliberazione, ad adeguare, d intesa tra le parti, i termini della garanzia già presentata, il GRTN sta adottando i seguenti criteri: - l ammontare della fideiussione è fissato, in prima istanza, in modo oggettivo e sulla base di soluzioni tecniche convenzionali individuate dal GRTN; - l importo è fissato a copertura degli oneri e dei costi da sostenersi o già sostenuti e degli impegni assunti o da assumersi da parte del GRTN nei confronti dei terzi, relativamente agli interventi di sviluppo costituenti l impianto di rete per la connessione richiesta; - l atto fideiussorio deve garantire il GRTN almeno fino all attivazione in servizio dell impianto di rete per la connessione e lo svincolo dello stesso è subordinato all entrata in esercizio dell impianto da connettere Completamento del quadro normativo sulla protezione dai campi elettrici e magnetici Il quadro normativo previsto dalla Legge 22 febbraio 2001, n. 36 ( Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici ), sarà completato con l emanazione: - del DPCM sui criteri di predisposizione del Piano di risanamento, così come dispone l art. 4, comma 4 della stessa Legge, - della metodologia di calcolo per la definizione delle fasce di rispetto. Decreto sui criteri di predisposizione del Piano di risanamento Al riguardo, un ulteriore contributo interpretativo soprattutto di tipo procedurale, è stato fornito nel corso del 2004 dalla citata Legge n. 239, sul "Riordino del settore energetico, nonché deleghe al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia". Tale provvedimento, in particolare per quanto riguarda la presentazione da parte dei gestori di rete dei Piani di Risanamento degli elettrodotti, precisa che il termine di un anno (stabilito dalla Legge n. 36/2001) decorre dall emanazione del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri che dovrà fissare i criteri per la predisposizione di tali Piani, cioè dall effettivo completamento del quadro normativo. Il DPCM sui criteri di predisposizione del Piano di risanamento individuerà le priorità d intervento, i tempi di attuazione e le modalità di coordinamento degli interventi riguardanti più Regioni, con riferimento alle migliori tecnologie disponibili in relazione alle implicazioni di carattere economico e sanitario. 17
18 Solo a valle della emanazione del DPCM, come pure precisato dalla Legge 239/2004 (art.1 comma 28), i gestori saranno in condizione di predisporre i piani di risanamento degli elettrodotti, in conformità ai criteri esplicitati nel decreto medesimo. Metodologia di calcolo per la definizione delle fasce di rispetto Il riferimento normativo costituito dal DPCM 8 luglio 2003 (uno dei due decreti attuativi della Legge 22 febbraio 2001, n. 36) dispone che, per la protezione da possibili effetti a lungo termine, non deve essere superato il valore di attenzione di 10 µt (art. 3, secondo comma) da intendersi come mediana dei valori nell arco delle 24 ore giornaliere nelle normali condizioni di esercizio, mentre nella progettazione di nuovi elettrodotti, l obiettivo di qualità di 3 µt (art. 4) da intendersi come mediana dei valori nell arco delle 24 ore giornaliere nelle normali condizioni di esercizio. Per quanto riguarda l ampiezza delle fasce di rispetto in prossimità degli elettrodotti il citato DPCM 8 luglio 2003, all art. 6, stabilisce che...l APAT, sentite le ARPA, definirà la metodologia di calcolo per la determinazione delle fasce di rispetto con l approvazione del Ministero dell Ambiente e della Tutela del Territorio.... Lo stesso articolo del citato DPCM stabilisce altresì che i gestori provvedono a comunicare i dati per il calcolo e l ampiezza delle fasce di rispetto ai fini delle verifiche delle autorità. Nelle more della completa definizione della metodologia, il Ministero dell Ambiente e della Tutela del Territorio (al quale il GRTN aveva richiesto la formulazione di uno specifico parere), con lettera del 15 novembre 2004 trasmessa al GRTN ed alle Regioni, riferendosi ad una nota dell APAT, indica una metodologia di calcolo per la determinazione provvisoria delle fasce di rispetto pertinenti ad una o più linee elettriche. Si è comunque in attesa della completa definizione da parte dell APAT della metodologia in oggetto, al fine di consentire il corretto coordinamento della pianificazione elettrica e di quella urbanistica e territoriale. 18
19 2 Il processo di pianificazione Nel quadro normativo di liberalizzazione del settore elettrico introdotto dal D.Lgs. n. 79/99, non è più prevista una attività integrata ed unitaria di pianificazione del sistema elettrico 4. Lo sviluppo del parco di generazione viene infatti attuato in piena autonomia da ciascuna società di produzione essenzialmente sulla base delle proprie valutazioni di carattere economico, in modo non coordinato con gli altri competitors e considerando secondarie le esigenze dei sistemi di trasmissione e di distribuzione. D altra parte lo sviluppo della rete di distribuzione in alta tensione viene attuato da ciascuna società di distribuzione con l obiettivo di soddisfare la domanda di carico previsionale delle proprie utenze, nel rispetto delle condizioni di sicurezza, affidabilità e qualità del servizio di distribuzione. In tale contesto, è stata affidata al GRTN la responsabilità dello sviluppo della RTN, con l obiettivo di garantire nel medio-lungo termine il trasporto - in condizioni di sicurezza, economicità ed affidabilità - della potenza prodotta dagli impianti di generazione attuali e previsti in futuro, verso i poli di distribuzione e di carico. Con la descritta separazione delle attività, delle responsabilità e degli obiettivi di sviluppo, l attività di pianificazione della RTN richiede un attenta valutazione delle condizioni al contorno, dettate dalle esigenze spesso mutevoli e discordanti dei diversi operatori. 2.1 Obiettivi del processo di pianificazione Il Decreto legislativo del 16 marzo 1999 n. 79, recependo ed attuando quanto indicato nella Direttiva 96/92/CE, prevede che il GRTN, nel deliberare gli interventi di manutenzione e di sviluppo della RTN, persegua l obiettivo della sicurezza e continuità degli approvvigionamenti. Tale fondamentale obiettivo si attua anche attraverso l azione pianificatoria del GRTN volta all ottenimento della massima efficienza del servizio di trasmissione. Ciò comporta la riduzione dei possibili vincoli rappresentati dalle congestioni di rete, che potrebbero limitare la libera circolazione dell energia elettrica dai poli di produzione (nazionali ed esteri) ai centri di carico. In proposito l art. 4 della Direttiva MAP del 21 gennaio 2000, indica come obiettivi dello sviluppo della RTN: - il miglioramento dell affidabilità e della qualità del servizio di trasmissione; - la riduzione delle congestioni di rete; - l aumento dell efficienza ed economicità del servizio di trasmissione; - il rispetto dei vincoli ambientali e paesaggistici. Vanno inoltre tenuti in evidenza ulteriori obiettivi assegnati al GRTN nei vari provvedimenti emanati successivamente al gennaio 2000: - promuovere la tutela dell ambiente ( Disciplinare di Concessione di cui al D.M. del 17 luglio 2000); - formulare i piani di risanamento della RTN (D. Lgs. 22 febbraio 2001 n. 36). Il Disciplinare di Concessione prevede che il Piano di Sviluppo sia definito anche sulla base: 4 Per sistema elettrico si intende qui l insieme dei sistemi di generazione, trasmissione e distribuzione dell energia elettrica. 19
20 - dell andamento del fabbisogno energetico e della previsione della domanda da soddisfare nel triennio successivo; - della necessità di potenziamento delle reti di interconnessione con l estero, in funzione delle richieste di importazione ed esportazione di energia elettrica formulate dagli aventi diritto nell anno corrente; - delle richieste di connessione alla RTN formulate dagli aventi diritto; - di eventuali richieste di interventi sulla RTN formulate dai proprietari degli impianti che costituiscono la RTN Nuovi indirizzi del MAP al GRTN Con nota del 26 gennaio 2004, il MAP ha definito i principali indirizzi strategici ed operativi a cui il Gestore della RTN è chiamato ad attenersi a partire dal 2004, nell ambito delle proprie funzioni e responsabilità. In particolare, è posto in capo al Gestore il compito di garantire per quanto di propria competenza, la sicurezza, l affidabilità l efficienza ed il minor costo del servizio elettrico e degli approvvigionamenti, gestendo la rete elettrica senza discriminazione di utenti e categorie di utenti e tenendo conto dell esigenza di accrescere la competitività del sistema produttivo Paese in un contesto di sviluppo sostenibile. A tal fine il Gestore contribuisce, tra l altro, alla riduzione dei costi di produzione e delle forniture di energia elettrica, alla diversificazione delle fonti energetiche primarie e allo sviluppo delle infrastrutture, al soddisfacimento della domanda nel rispetto alle finalità di uso efficiente delle risorse e di servizio pubblico. E inoltre disposto che il Gestore, rispondendo agli obiettivi generali ed agli obblighi definiti nel DM 17 luglio 2000, prosegua ed intensifichi le azioni volte all incremento della sicurezza del sistema elettrico, dell efficacia nel coordinamento degli impianti dei soggetti terzi, dell affidabilità e continuità del servizio ai clienti finali. Ulteriori indirizzi sono orientati a ridurre il più possibile il rischio di gravi disservizi con estese disalimentazioni di utenza, a seguito degli episodi verificatisi nel In particolare, dal punto di vista dello sviluppo della RTN, è previsto che il Gestore: - assicuri lo sviluppo e l ammodernamento della rete nazionale di trasmissione; - si adoperi per ridurre i tempi di realizzazione degli impianti di rete per la connessione dei nuovi impianti di produzione. Come azione complementare volta anche promuovere l efficienza del concessionario del servizio di trasmissione, si prevede che il Gestore avvii attività che consentano di tutelare l ambiente e gli interessi delle popolazioni, mediante il ricorso a iniziative di informazione e formazione su scala nazionale, al fine di favorire la realizzazione nei tempi programmati degli interventi previsti nel Piano di Sviluppo della RTN. 20

References: art. 9
 art.1
 articolo 2
 art. 3
 art. 11
 art. 1
 art.1
 art. 3
 articolo 7
 art. 4
 art. 6
 art. 4