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PRESIDENZA DEL PRESIDENTE
TOMMASO ANTONINO CALDERONE

La seduta comincia alle 8.45.

Sulla pubblicità dei lavori.

PRESIDENTE. Buongiorno a tutti. Avverto che la pubblicità dei lavori della seduta odierna sarà assicurata anche mediante l'attivazione degli impianti audiovisivi a circuito chiuso e la trasmissione diretta sulla web-tv della Camera dei deputati.

(Così rimane stabilito).

Audizione in videoconferenza, nell'ambito dell'indagine conoscitiva sull'individuazione degli svantaggi derivanti dalla condizione d'insularità e sulle relative misure di contrasto, del Dott. Francesco Del Pizzo, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A.

PRESIDENTE. Dottor Del Pizzo, buongiorno. Grazie per essere presente e per aver recepito il nostro invito. L'argomento di cui oggi si occuperà la Commissione che presiedo è relativo al progetto Tyrrhenian Link, quindi le chiedo di concentrare il suo intervento su questo progetto e di illustrare alla Commissione, ovviamente in maniera breve e succinta, le caratteristiche di tale progetto.

FRANCESCO DEL PIZZO, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A. Buongiorno, certo Presidente. Tyrrhenian Link è la più grande opera che Terna realizzerà nei prossimi anni ed è un doppio collegamento tra la Sicilia e la Campania e tra la Sicilia e la Sardegna.
È un collegamento di grande potenza in corrente continua. Ciascuno dei collegamenti sarà di 1000 megawatt ed è un'opera strategica al fine della decarbonizzazione del sistema elettrico in Italia e anche della sicurezza degli approvvigionamenti e dell'efficienza dei sistemi, sia insulari che del continente.
In particolare, per quello che riguarda la Sardegna, il Tyrrhenian Link è un'opera fondamentale al fine di superare la situazione di generazione dell'isola sarda, che prevede una generazione termoelettrica a carbone, che ha un obiettivo di spegnimento al più presto e l'indirizzo da parte dello Stato italiano di dismissione di tale generazione nel 2025. Quindi si inquadra nella prospettiva della decarbonizzazione dell'isola e anche del superamento di inefficienze del mercato, tenuto conto che tutta la generazione dell'isola sarda ha un trattamento non di mercato, ma in condizioni di essenzialità per la sicurezza del sistema elettrico.
Questo vuol dire che gli impianti non vengono remunerati secondo i princìpi di efficienza stabiliti dal mercato, ma sono regolati attraverso il meccanismo dell'essenzialità da parte del regolatore dell'Arera che riconosce tutti i costi fissi oltre ai costi variabili della generazione.
Quindi il Tyrrhenian Link si configura come opera fondamentale per superare questa condizione dell'isola sarda, evitare lo sviluppo delle rinnovabili, in generale nel Sud dell'Italia e nelle isole maggiori, e anche quello di superare il vincolo dell'accelerazione termoelettrica a carbone che, come sappiamo, è l'obiettivo complessivo ai Pag. 3fini del REPowerEU e del Fit for 55 che sono gli obiettivi della regione.
Nel corso dell'interlocuzione di tipo tecnico che abbiamo avuto con il Presidente nei giorni scorsi, è stata avanzata anche qualche ulteriore riflessione in relazione non soltanto alla decarbonizzazione delle isole maggiori – Tyrrhenian Link è chiaramente un'opera fondamentale – ma anche in relazione alle isole minori, per le quali invece sussiste ancora una condizione di isolamento dal punto di vista elettrico. Ovvero, in particolare le isole degli arcipelaghi siciliani che risultano non interconnesse al sistema elettrico italiano e che pertanto vivono una condizione di esercizio che è tipica dei sistemi insulari, ovvero una generazione e una distribuzione di carattere locale che in alcuni casi tiene conto della fragilità di questi sistemi, si può tradurre in una minore disponibilità del servizio elettrico, una condizione di minor ambientalizzazione della generazione, essendo questa guidata da sistemi molto tradizionali (sono generatori a gasolio). Si tratta quindi di impianti che hanno un'impronta carbonica particolarmente pesante su tutti questi ecosistemi particolarmente pregiati che determinano un impatto di carattere ambientale che ci si pone l'obiettivo di superare.
Negli anni noi abbiamo operato degli studi in relazione al superamento delle condizioni di isolamento elettrico di tutte le isole minori, che vanno dall'Arcipelago toscano, alle Ponziane alle Eolie in particolare, e abbiamo considerato quelle che erano le condizioni tecniche minime affinché questa alimentazione potesse essere fornita in continuità e senza la necessità dell'ausilio di impianti di generazione a gasolio di carattere locale.
In particolare, per l'Arcipelago toscano abbiamo identificato degli interventi che sono stati già inseriti nei precedenti piani di sviluppo dell'azienda e saranno completati in accordo con le istituzioni nazionali e locali. Ad oggi il piano di sviluppo 2023 è ancora in fase di consultazione. Mentre per i collegamenti con le altre isole non vi sono ancora interventi pianificati nel piano di sviluppo. Questo principalmente perché le condizioni tecnico-economiche dell'investimento non soddisfano i requisiti minimi previsti anche dal nostro regolatore a cui Terna deve rispondere sia in termini di valutazione della fattibilità, sia in termini di valutazione della parte tecnica, ma anche della convenienza economica dell'investimento stesso.
In particolare, per quello che riguarda le Eolie, abbiamo studiato più soluzioni. Una di carattere minimale, per l'interconnessione tra la Sicilia e le Eolie attraverso un collegamento diretto singolo, in cui la riserva all'alimentazione sarebbe assicurata con i generatori ma soltanto in condizioni emergenziali. In pratica, in questo scenario, l'alimentazione delle isole sarebbe garantita in quasi totale maggioranza dal collegamento elettrico, ma in condizioni di indisponibilità del collegamento, o accidentale (guasto) o programmata (manutenzione), resterebbe comunque necessaria una generazione locale, per sopperire al mancato funzionamento del collegamento, anche soltanto per poche ore.
La seconda soluzione invece ha le caratteristiche tipiche di un sistema completamente interconnesso, cioè doppio collegamento magliato con tutte le isole, cosa che a quel punto può prevedere anche la dismissione completa di tutti gli impianti di generazione delle isole.
Questi progetti purtroppo, per la tipologia della rete e le distanze delle isole dalla Sicilia, hanno una necessità finanziaria che è pari a 150-250 milioni di euro.

PRESIDENTE. Scusi, non si è sentito bene il costo. Quanti milioni?

FRANCESCO DEL PIZZO, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A. Da 150 milioni di euro a 250 milioni di euro, in funzione della tipologia di collegamento, quello più semplice chiaramente 150 milioni e quello completo 250 milioni.
In entrambe le configurazioni l'analisi costi-benefici che siamo tenuti a fare, ed è guidata dalla metodologia approvata dall'Arera, che è un elemento di approvazione terzo, non permette di realizzare questo investimento in quanto strettamente non Pag. 4profittevole in accordo alla metodologia e pertanto noi non abbiamo potuto inserire questo investimento per i motivi di insostenibilità economica ai sensi del piano di sviluppo. Cosa diversa ovviamente è un intervento parzialmente finanziato attraverso fondi che non vanno a ricadere nella tariffa elettrica, perché in questo caso un intervento pubblico a considerazione della necessità delle popolazioni o di altri benefici, che chiaramente, nella metodologia che noi utilizziamo, non possono essere calcolati. Non abbiamo una metodologia tra virgolette «politica», abbiamo una metodologia di valutazione costi-benefici strettamente tecnica che considera i costi evitati e considera gli investimenti necessari e il ritorno dell'investimento stesso; una metodologia molto tradizionale che chiaramente non riesce a catturare altri benefici che magari possono essere valutati da altri soggetti.
Pertanto, nella misura in cui fosse considerato necessario e opportuno approfondire la necessità di un collegamento diretto, sicuramente Terna può fornire una serie di dettagli dello studio che, sia pur nella sua fase preliminare, è stato condotto proprio per il senso di responsabilità che noi abbiamo nei confronti di tutti gli utenti elettrici, anche quelli che oggi non sono direttamente connessi alla Rete terrestre nazionale (RTN), che ha fatto gli studi preliminari che possiamo rendere disponibili, anche con le considerazioni economiche, con un inciso che ho provato a fare prima. Ovvero, l'eventualità di una realizzazione di queste opere richiede un cofinanziamento, almeno in quota parte, da fondi che non possono ricadere poi nell'onere collettivo, quello della bolletta elettrica pagata dagli italiani, da un punto di vista della remunerazione dell'investimento, che, come sapete, avviene tramite un meccanismo tariffario stabilito dall'Arera.
Questi credo siano gli elementi fondamentali che riteniamo di rappresentare alla Commissione in relazione sia al Tyrrhenian Link come opera strategica per la decarbonizzazione del Paese e in particolare delle isole maggiori, sia quelli che sono gli elementi più puntuali legati al superamento del gap infrastrutturale delle isole minori e in particolare delle Eolie.

PRESIDENTE. Grazie. Prima di passare la parola ai colleghi per osservazioni e domande, desidero porle io una domanda.
Questo progetto, sto parlando ovviamente di Tyrrhenian Link, di cui ho visto il tracciato se così posso chiamarlo – mi perdoni se non utilizzo termini prettamente tecnici – questa sorta di cavo sottomarino (ne ho anche parlato con ENEL) secondo gli studi di fattibilità che avete certamente fatto e che ci ha testé menzionato, è conveniente sotto tutti i punti di vista, dal punto di vista tecnico e dal punto di vista economico. Sto parlando dell'arcipelago delle Eolie, che venga fatta una sorta – non so come chiamarlo – di bypass: ho visto il tracciato, che possa portare direttamente alle isole Eolie con le cabine che poi ho visto nei vostri progetti. Oppure, tecnicamente ed economicamente, conviene una linea diretta San Filippo del Mela o comunque Valle del Mela-Milazzo-Arcipelago delle Eolie?

FRANCESCO DEL PIZZO, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A. Dal punto di vista tecnico, l'intercettare il percorso di Tyrrhenian Link, il ramo che va verso la Campania, per alimentare le Eolie sconta due elementi che lo fanno diventare non fattibile.
Il primo è di carattere tecnico, perché questo è un collegamento in corrente continua in alta potenza – sono 500 megawatt a collegamento – e quindi non è compatibile rispetto alla potenza delle Eolie, e dall'altro costituirebbe un costo più alto rispetto alla prosecuzione; quindi sia da un punto di vista tecnico che da un punto di vista economico è sconsigliabile perseguire quella strada. Quindi la soluzione è quella di un collegamento diretto dall'isola siciliana attraverso il collegamento in corrente alternata diretto, che non prevede conversioni, e quindi rende più agevole la realizzazione dell'opera, sia pur nella sua complessità.
Quindi la risposta sintetica è che Tyrrhenian Link non può essere uno strumento Pag. 5per alimentare le Eolie: bisogna immaginare un progetto ad hoc che a quel punto preveda un cavo di collegamento o due cavi di collegamento, in funzione del tipo di configurazione a cui accennavo prima, che partono direttamente dalla parte siciliana, probabilmente dalla zona di San Filippo, che sembra quella più vocata a questo tipo di collegamento diretto e arrivare diretti con l'alimentazione all'arcipelago.

PRESIDENTE. È molto chiaro. Ha detto bene lei, è San Filippo del Mela il punto che era stato individuato.
Da un punto di vista economico si pone lo stesso problema, cioè cercare di non far ricadere l'onere sulla collettività, cioè sulle bollette. Dico meglio, è la stessa problematica che lei ha evidenziato prima, cioè la necessità di fondi.

FRANCESCO DEL PIZZO, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A. Sì. Era proprio in relazione agli studi che dicevo prima, sono due configurazioni che possono andare dai 150 ai 250 milioni di euro, per poterle rendere realizzabili, con l'intervento di fondi diversi dalla tariffa elettrica, che appunto devono essere fondi pubblici; non sono un tecnico dell'argomento, possono essere quelli del Fondo di sviluppo e coesione. Ma c'è bisogno di un intervento che limiti l'impatto sull'utente elettrico italiano, perché l'opera da un punto di vista dell'analisi strettamente costi-benefici non sarebbe giustificata e anche il nostro regolatore, l'Arera, non lo approverebbe in senso stretto. Perché la metodologia che dobbiamo utilizzare per la valutazione della fattibilità economica delle opere non lo giustifica.

PRESIDENTE. Molte grazie. La parola ai colleghi che intendono fare osservazioni e domande. Do la parola al senatore Nicita.

ANTONIO NICITA. Intanto ringrazio il Presidente e ringrazio chi è intervenuto all'audizione.
Volevo capire una prima cosa tecnica. Rispetto alle ipotesi prospettate, se capisco bene, nelle prime ci sarebbe una caratteristica tecnica diversa del cavo, che costa ovviamente di più. Volevo capire, in parole semplici e comprensibili per i non esperti, qual è la differenza.
In secondo luogo, se individuando un capitolo aggiuntivo su REPowerEU, quanto tempo occorrerebbe per realizzare una di queste ipotesi, cioè sarebbe compatibile con la tempistica del 2026 della scadenza del PNRR e quindi anche di REPowerEU?
Terza domanda, se questo tipo di investimento fatto in questo modo, diciamo «chiavi in mano», potrebbe risolvere le questioni di Arera sul maggior costo rispetto agli oneri di servizio pubblico e quindi in bolletta per altri utenti di altri luoghi.
E, quarta domanda, sempre in separata sede anche con richiesta del Presidente, noi ovviamente oggi abbiamo un focus sulle isole Eolie, però giustamente occorre far riferimento anche a tutte le altre isole, quindi se ci può inviare un documento su tutte le altre isole, sia siciliane sia sarde, sia comunque delle coste italiane.

FRANCESCO DEL PIZZO, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A. Parto dall'ultima domanda. Assolutamente, tutti gli studi che abbiamo già sviluppato li rendiamo disponibili alla Commissione per le valutazioni e, tramite gli uffici per le relazioni istituzionali, provvederemo a trasferirli al Presidente.
Per quello che riguarda la configurazione, era un po' quello che provavo a rappresentare prima.
L'alimentazione elettrica di una zona, quindi il sottosistema, in termini di qualità e affidabilità dipendono dalla tipologia del collegamento. Se è un collegamento singolo o un collegamento con due cavi, questo vuol dire che, se uno va in avaria oppure va in manutenzione, con l'altro si continua ad alimentare l'area.
Io credo che siano entrambe valide e che richiedano una valutazione puntuale. In particolare, nel caso di soluzioni più semplici, che costano di meno, c'è comunque la necessità di mantenere disponibile sulle isole la generazione per condizioni di emergenza o di indisponibilità del collegamento,Pag. 6 con la generazione presente sull'isola si continua a fornire il servizio elettrico all'utenza. Invece, con collegamenti doppi, ovviamente, si può dismettere completamente, proprio demolire gli impianti che sono presenti sull'isola perché non risultano essere necessari in condizioni anche di emergenza, tenuto conto che con due collegamenti rientriamo in uno standard che è quello continentale alla fine.
Per quello che riguarda il tema dell'intervento pubblico, in termini di finanziamento per rendere l'opera fattibile e accettabile anche da parte dell'Arera – questo è un procedimento già seguito per altre opere da parte del nostro regolatore – che ha subordinato la propria valutazione positiva sull'economicità a un minimo di finanziamento pubblico.
Ad esempio, per raccontarvi qualche opera più significativa, posso citarvi l'esempio dell'utilità del collegamento tra l'Italia e la Tunisia: il nostro regolatore ha dato parere positivo alla realizzazione dell'opera, subordinandolo a una quota minima di finanziamenti di carattere pubblico, e in questo caso abbiamo ricevuto il fondo CEF, il fondo della Commissione europea che finanzia le interconnessioni in quota parte per renderlo poi economicamente sostenibile, estendendo la quota che verrà finanziata pubblicamente non a carico dell'utente pubblico.
Quindi, il punto su qual è il valore minimo che deve essere finanziato o meglio, quali sono i fondi minimi necessari affinché una configurazione del genere possa essere considerata valida dal nostro regolatore, dipenderà dalla bontà del business plan e anche dai costi finali che potranno essere definiti dopo la prospettazione nel dettaglio, ed è l'argomento che bisogna verificare anche con l'Arera. Cioè, qual è il livello minimo di finanziamento pubblico che richiede un parere esplicito del nostro regolatore, che in questo caso, guardando le prime evidenze numeriche, riteniamo debba essere sostanziale, tenuto conto del fatto che nelle Eolie è presente un piccolo sistema elettrico, sono 60 GWh all'anno di fabbisogno elettrico, che quindi non rappresenta un valore significativo per la sostenibilità economica dell'investimento a fronte dei benefici elettrici generati (l'isola di Lipari, che è la più grande, ha un fabbisogno alla punta di 10 megawatt).
Ma se la Commissione ritiene di voler approfondire questo argomento, credo che il percorso migliore sia quello da una parte di trasferirvi le analisi preliminari dei costi e dall'altra probabilmente anche avere un'interlocuzione con il nostro regolatore, che a quel punto può anche dare un parere preliminare in relazione alla sostenibilità dell'investimento e quant'è la quota pubblica che debba essere prevista.

PRESIDENTE. Do la parola al senatore Meloni.

MARCO MELONI. Grazie Presidente. Grazie per la disponibilità a questa audizione al nostro interlocutore.
Io pongo una domanda che esula un po' dall'aspetto tecnico che stiamo trattando in questa sede, ma sono molto curioso e molto preoccupato per quel che vedo, credo in Sardegna in particolare. Si sta generando un'ostilità sociale diffusa nei confronti delle rinnovabili che rischia di far svanire il consenso attorno all'intero progetto del processo di decarbonizzazione. Questi progetti sono comunque visti connessi con un'invasione, un assalto di domande e ci sono domande per oltre dieci volte rispetto al fabbisogno.
Quindi io, anche se ripeto che questa domanda esula rispetto all'oggetto stretto di questa audizione, se il Presidente l'ammette, le chiederei se voi avete ragionato rispetto alla possibilità e all'opportunità di proporre al Governo una diversa regolamentazione, una regolamentazione selettiva che preveda compensazioni o comunque vantaggi per i territori che producono il surplus, in modo tale proprio da mantenere il consenso sociale rispetto a un processo che altrimenti viene frenato, non per ostilità al processo stesso, ma perché non si comprende per quale ragione si debba correre il rischio che un'intera regione sia sottoposta a una pressione e a una concentrazione di strutture per la produzione di energia rinnovabile che sono totalmente Pag. 7superiori fino a un decuplo rispetto al fabbisogno.

FRANCESCO DEL PIZZO, responsabile delle strategie di sviluppo rete e dispacciamento della Terna S.p.A. Senatore, provo a dare qualche elemento alla discussione. Proverei a partire un attimo dalle considerazioni tecniche in relazione al sistema elettrico in Sardegna e ai bilanci energetici dell'isola, anche per creare un minimo di consapevolezza sulle questioni di cui stiamo parlando.
La Sardegna oggi è l'area geografica che ha un bilancio energetico tra i più gravosi dal punto di vista dell'emissione di CO₂. Questo perché storicamente il mix tecnologico utilizzato per la generazione alla copertura del fabbisogno dell'isola, come provavo a rappresentare prima, è fortemente carbonico, in quanto la generazione è a carbone; quindi abbiamo due impianti particolarmente importanti, il Sulcis e il Fiume Santo, che storicamente hanno prodotto sempre a carbone e che coprono una quota rilevante del fabbisogno elettrico della Sardegna.
Oltre a questo ci troviamo davanti a un tema di particolare fragilità proprio della struttura del sistema elettrico dell'isola perché questi impianti, che poi sono essenziali per la sicurezza dell'alimentazione e della fornitura del servizio elettrico ai cittadini sardi, hanno una vita lunghissima, sono impianti che hanno oltre quarant'anni e hanno vissuto percorsi di ammodernamento che sono proporzionali, tenuto conto del percorso di eliminazione graduale in atto.
Quindi la condizione della Sardegna, che sicuramente ha tantissime richieste di connessione, la gestiamo noi e conosciamo qual è il valore di queste connessioni, che è particolarmente esuberante, però deve essere confrontato con lo scenario energetico del 2030, quello che è lo scenario nel quale vengono poi valutati gli investimenti. In questa direzione dobbiamo presupporre che tutta la generazione tradizionale in Sardegna sia dismessa perché non è conforme a nessun tipo di direttiva ed esistono obiettivi di demolizione.
In questa direzione vanno le infrastrutture che abbiamo programmato e che devo dire hanno trovato anche l'accordo della politica dell'isola, perché abbiamo ottenuto ad agosto l'intesa regionale per la realizzazione del Tyrrhenian Link e del SACOI 3, che è l'altro collegamento lato nord della Sardegna, che poi si è tradotto nell'autorizzazione da parte del MASE alla costruzione dell'opera, quindi noi oggi abbiamo un'opera completamente autorizzata.
La situazione da un punto di vista tecnico è quella che ho provato a rappresentarvi, tant'è vero che noi per garantire la sicurezza dell'alimentazione in Sardegna, attraverso i meccanismi che sono quelli del capacity market, cioè contratti a termine che Terna sigla con produttori per garantire la sicurezza del sistema del lungo termine, abbiamo imposto un minimo di capacità sull'isola di Sardegna perché in alternativa non avremmo avuto modo di garantire la sicurezza a lungo termine del sottosistema sardo.
Per quello che riguarda invece lo sviluppo delle rinnovabili, mi rendo conto che c'è una discussione ampia da un punto di vista sociale e politico, credo sia in Sardegna ma anche in tante altre regioni con le quale noi interagiamo e che vivono lo stesso tipo di dinamica. Se richiamo gli scenari energetici fatti da Terna, che sono anche ripresi dagli ultimi decreti in relazione alle quantità minime di energia rinnovabile per regione, in Sardegna non sono previsti 60 mila megawatt, sono previsti se ricordo bene 6 mila megawatt di rinnovabile, che è un numero importante, ma non è confrontabile con il numero delle richieste. Quindi già nelle ipotesi programmatiche mi sembra ci sia una definizione di una quantità di riferimento che è una porzione molto piccola rispetto a quelle che sono le richieste di connessione.
Per dare poi la risposta diretta alla sua domanda, se noi abbiamo mai proposto elementi di compensazione a livello regionale della formula del rinnovo, per quanto riguarda le fonti rinnovabili direi di no perché esula un po' dal mandato degli operatori di sistema.Pag. 8
Quello che noi facciamo invece, per le opere di trasmissione, è un percorso di compensazione e consultazione. Abbiamo con le popolazioni locali un percorso consultivo e di condivisione delle nostre opere e facciamo direttamente opere di compensazione per le nostre realizzazioni, quindi compensiamo i territori attraverso un percorso pubblico in cui le compensazioni sono proposte dalle comunità locali e sono accettate da noi. In particolare per il Tyrrhenian link le compensazioni sono particolarmente importanti anche in Sardegna.

PRESIDENTE. Non ci sono altre osservazioni o domande. La ringraziamo per le delucidazioni che ci ha fornito e che hanno reso più chiare le nostre idee. Grazie, buona giornata e buon lavoro.
A questo punto, anche a seguito di qualche sollecitazione di colleghi e sulla scorta di quello che è emerso, io propongo di sentire immediatamente l'ente regolatore. Se voi siete d'accordo anche la settimana prossima, visto e considerato che verrà audito il Ministro Pichetto Fratin, così abbiamo le idee più chiare tutti anche per le iniziative che poi decideremo di intraprendere.
Dichiaro conclusa l'audizione.

La seduta termina alle 9.15.