Con riferimento al primo quesito posto dall'interrogante, relativamente a «come si addivenga alla stima dei margini di riserva riportati da Terna sul “Piano strategico 2019-2023”», rispondo, anche sulla base degli elementi forniti dalla stessa Società Terna s.p.a., rappresentando quanto segue.
  La metodologia finalizzata a ricostruire la capacità del sistema elettrico nazionale al fine di soddisfare il fabbisogno di energia è indicata nel cosiddetto Codice di rete (Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete) al Capitolo 3^o (paragrafo 3.7.4) relativo ai «Margini di adeguatezza previsionali».
  Quest'ultimi, detti anche «margini di riserva a salire» rappresentano la differenza tra la capacità di generazione disponibile e il fabbisogno di energia elettrica, aumentato del relativo fabbisogno di riserva operativa.
  Il fabbisogno di riserva operativa è, invece, la capacità di regolazione a salire (e a scendere), da mantenere disponibile sulle unità di produzione e/o sulle unità di consumo abilitate, al fine di garantire la copertura del fabbisogno in caso di eventi accidentali (es. fuori servizio non programmate) o di significativi scostamenti dai programmi, ed è determinato sulla base delle regole tecniche nazionali ed europee.
  La riserva operativa è dimensionata, oltre che a copertura della perdita accidentale dei gruppi termoelettrici, anche in funzione dell'incertezza del carico e della generazione rinnovabile non programmabile.
  Ad oggi, raggiunge valori prossimi ai 4GW ma tenderà ad aumentare al crescere dell'installato eolico e fotovoltaico. Il fabbisogno di energia elettrica, infatti, può raggiungere in estate, in caso di ondate di caldo molto intense, con valori superiori ai 60 GW.
  La capacità di generazione disponibile è pari alla somma della capacità di generazione disponibile interna e dell’import.
  Quanto alla capacità di generazione interna, essa è data dalla somma dei contributi, in termini di capacità disponibile, provenienti dalle diverse fonti, classificate in base alla tecnologia: impianti termoelettrici (incluso il geotermoelettrico e le biomasse), impianti idroelettrici e di pompaggio e infine le rimanenti fonti rinnovabili (eolico e solare).
  È importante evidenziare che esiste una significativa differenza tra «potenza disponibile» e «potenza installata», risultando la prima molto inferiore alla seconda per una serie di vincoli tecnici per il termoelettrico, e vincoli legati alla effettiva producibilità dipendente dalle condizioni meteorologiche per quanto riguarda le fonti rinnovabili.
  Il contributo netto dell'importazione dall'estero è sempre più variabile in inverno (fino a valori nulli in caso situazioni di simultanea scarsità come quella del gennaio 2017 o indisponibilità delle interconnessioni come quella in essere sulla frontiera Svizzera) e leggermente più costante in estate (tra 3 e 8 GW).
  A titolo di esempio, la situazione sul fronte dell'adeguatezza al 31 luglio 2018 alle ore 21:00 è stata la seguente:
   1. capacità di generazione disponibile pari a 58.5 GW, di cui 53,7 GW di capacità di generazione disponibile interna (pari alla somma delle diverse fonti) e 4,8 GW di import;
   2. fabbisogno pari a 47,5 GW;
   3. riserva operativa pari a 4,0 GW.

  Dalla differenza dei valori sopra riportati risulta un valore del margine pari a 7 GW.
  In merito alla capacità di generazione interna, evidenzio ancora che la progressiva decrescita della capacità termoelettrica disponibile verificatasi negli ultimi anni ha influito negativamente sul margine di riserva, aumentando conseguentemente la dipendenza dall'importazione di energia elettrica dall'estero, il cui contributo risulta oggi indispensabile.
  Pertanto, tenuto conto degli impegni assunti nell'ambito della proposta di Piano Nazionale Integrato Energia e Clima circa l'incremento di generazione rinnovabile eolica e fotovoltaica e degli obiettivi di decarbonizzazione (con conseguente ulteriore diminuzione della capacità disponibile), al fine di evitare una ulteriore riduzione del margine di riserva, è indispensabile mettere in campo tutte le azioni programmate sul fronte degli accumuli di energia, del ruolo attivo della domanda, dell'investimento infrastrutturale nelle reti e della realizzazione di nuovi impianti termoelettrici di punta, con tecnologie a basso impatto ambientale, anche attraverso il meccanismo del capacity market, in modo da coordinare la transizione energetica con la sicurezza del sistema.
  Relativamente al secondo quesito posto dall'On. Interrogante, su «quale sia, secondo il Ministero dello sviluppo economico, il valore o la percentuale di un margine di riserva congruo rispetto agli impianti installati e disponibili a produrre, al fine di garantire al Paese la sicurezza del sistema elettrico nazionale», si segnala quanto segue.
  Ai sensi del decreto legislativo n. 93 del 2011 e della convenzione stipulata con il Ministero dello sviluppo economico per la disciplina della concessione relativa alle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica (decreto MAP 20 aprile 2005 e s.m.i.), TERNA predispone annualmente le analisi generali di adeguatezza del sistema elettrico nazionale e, con cadenza semestrale, le analisi previsionali sui picchi stagionali e sulla potenza disponibile al fine di individuare i possibili scenari di rischio, programmare per tempo le misure necessarie e consentire l'adozione tempestiva delle ulteriori misure per assicurare la sicurezza e l'adeguatezza del sistema elettrico.
  Nell'ambito di tale attività la medesima società effettua, oltre alla verifica del margine a livello nazionale, anche un calcolo zonale nel quale si tiene conto della capacità di scambio tra le zone di mercato.
  Le simulazioni condotte negli ultimi anni hanno mostrato una riduzione della capacità di generazione interna e, conseguentemente, l'incremento della dipendenza dall'importazione di energia elettrica dall'estero, specialmente in caso di condizioni meteo estreme, sia sul fronte delle temperature sia sul fronte delle precipitazioni e della conseguente disponibilità della risorsa idrica.
  Ciò premesso, il valore di riserva congrua per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale è commisurato a parametri di tipo probabilistico in linea con i valori utilizzati a livello europeo che prevedono tipicamente un rischio di distacco di carico involontario per ragioni di adeguatezza (Loss Of Load Expectation – LOLE) non superiore ad una media di 3 ore/anno per l'intero sistema elettrico nazionale, che si può approssimare come corrispondente ad un margine di riserva superiore ad almeno il 20 per cento della punta di carico, (in sostanza dell'ordine di circa 12 GW) in funzione della distribuzione della generazione, dei carichi e della capacità di scambio disponibile tra le varie aree del Paese.
  Ciò detto, il Ministero dello sviluppo economico continuerà a monitorare e valuterà con Terna i citati valori, per garantire l'adeguatezza del sistema soprattutto nella fase di transizione.