Alla data del 30 aprile 2025, la capacità delle richieste pendenti di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale (“RTN”) per gli impianti rinnovabili era pari a circa 354.35 GW, di cui quasi la metà relativa alla fonte solare (152.98 GW), una buona percentuale dedicata allo sviluppo di progetti eolici on-shore (109.09 GW) e off-shore (89.16 GW) e la quota residuale (3.12 GW) allocata tra le restanti fonti meno convenzionali[1].
Le Regioni dove si concentra il maggior numero di richieste sono quelle del centro sud e, in particolare, Puglia, Sicilia, Sardegna, Basilicata e Lazio.
Siamo ben oltre gli obiettivi di decarbonizzazione definiti dal PNIEC e in base ai quali l’Italia è tenuta ad installare entro il 2030 “appena” 65 GW di nuova capacità rinnovabile; quindi, appena un quinto della capacità attualmente prenotata sulla rete.
Una notevole percentuale delle pratiche di connessione risulta essere tuttavia ancora in uno stato di avanzamento embrionale o quasi. Difatti:
per 59.47 GW le relative STMG sono ancora da accettare;
per 153.07 GW le STMG sono state accettate (ma il progetto delle opere di rete non è ancora in valutazione);
per 72.63 GW i progetti delle opere di rete sono ancora in valutazione da parte del gestore;
per 57.96 GW i relativi progetti hanno ricevuto il nulla osta (i.e., sono stati “validati” o “benestariati);
per 8.11 GW è stata rilasciata la STMD.
Se si cambiano gli addendi e si prendono in esame unicamente i progetti benestariati e per i quali è stata rilasciata la STMD, il conteggio di cui sopra scende a 66,07 GW, in linea con gli obiettivi PNIEC ma ben al di sotto della potenza attualmente prenotata.
È verosimile che, atteso il loro stato early stage, molte delle iniziative per le quali è stata prenotata la capacità di rete (e non ancora validato il relativo progetto) non vadano a buon fine; per l’effetto, si è dinanzi ad un potenziale sovradimensionamento delle infrastrutture di rete.
In tale contesto, negli ultimi mesi il MASE e Terna si sono messi al lavoro per studiare delle strategie volte a scongiurare potenziali rischi di congestione virtuale della rete legati al considerevole quantitativo di richieste di allaccio correlate a tali progetti embrionali.
Andando per ordine:
il 14 marzo Terna ha pubblicato il piano di sviluppo per la rete 2025 dedicando un apposito capitolo alla programmazione territoriale efficiente e agli interventi di connessione;
nell’ambito della conversione in legge del c.d. DL Bollette, intervenuta il 24 aprile, il MASE ha presentato un emendamento (poi ritirato) volto ad apportare significative modifiche alla disciplina degli iter di connessione tramite l’introduzione di nuove modalità di prenotazione della capacità di rete nonché specifici criteri di priorità;
il 28 aprile è stato dato avvio ad un celere processo di consultazione riservato alle associazioni di categoria sulla nuova disciplina ipotizzata dal MASE;
al principio del corrente mese il Ministro ha dichiarato che la disciplina in questione – che dovrebbe avere i medesimi tratti di quella (quasi) introdotta tramite il DL Bollette – troverà prossimamente espressa regolamentazione mediante un emendamento o un decreto ad hoc (sulla base di recenti dichiarazioni del direttore generale mercati e infrastrutture energetiche del MASE, tale provvedimento dovrebbe entrare in vigore entro la fine del 2025).
Ebbene, dall’analisi congiunta della succitata documentazione e delle informazioni ad oggi disponibili sembrerebbe emergere – con l’eccezione degli impianti off-shore che appaiono esclusi dall’ambito oggettivo di applicazione della norma – un quadro regolatorio in materia di connessione alla RTN pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente e di cui si riepilogano di seguito i principali tratti distintivi di rilievo per gli attuali e futuri investimenti nel settore delle rinnovabili.
Le microzone
Per la definizione delle soluzioni di connessione è previsto il passaggio dalla attuale gestione per “singola” pratica a una gestione basata sul disegno di soluzioni “complessive”.
In quest’ottica, c’è l’esordio del concetto di “microzona”, ovvero una porzione di RTN sub-regionale (e, quindi, sub-zonale) e che, da una prima mappatura svolta da Terna, vede delinearsi 76 diverse microzone.
Il nuovo iter di connessione prevede, quindi, una analisi: (i) inter-microzonale, valutando la capacità accoglibile in ciascuna microzona compatibilmente con i vincoli di scambio tra microzone e con il grado di congestione di quella determinata microzona; e (ii) intra-microzonale, disegnando per ciascuna microzona una soluzione di connessione complessiva in grado di accogliere la capacità stimata sulla base dell’analisi inter-microzonale.
I dati afferenti a ciascuna microzona saranno consultabili dagli operatori tramite il portale telematico TE.R.R.A. gestito da Terna e soggetto ad aggiornamento trimestrale a seconda dell’andamento dello sviluppo dei progetti risultati assegnatari di capacità di rete.
Sul portale sarà quindi consultabile la fotografia della capacità massima addizionale da fonti rinnovabili e da accumuli – fatta eccezione per quella relativa agli impianti off-shore – assegnabile in ciascuna microzona.
Le procedure di allocazione della capacità
Sulla base del precedente emendamento poi ritirato:
l’allocazione della capacità di rete disponibile e le relative soluzioni di connessione dovrebbero essere rilasciate mediante procedure trasparenti e non discriminatorie da indire secondo modalità procedurali stabilite dall’ARERA entro 180 giorni dall’entrata in vigore della nuova disciplina;
per gli operatori che, all’esito delle procedure competitive, siano risultati assegnatari di capacità di rete e che abbiano già ottenuto la PAS o l’Autorizzazione Unica, la relativa capacità di rete dovrebbe essere assegnata in via definitiva.
L’attuale modalità di analisi delle richieste di connessione prevede un criterio sequenziale di assegnazione delle soluzioni di connessione con valutazioni condotte one to one con gli operatori per ciascuna richiesta.
Diversamente, con le novità in corso di introduzione, sembrerebbe che il gestore faccia una valutazione a monte definendo una soluzione complessiva applicabile alla relativa microzona e proceda all’assegnazione della capacità di rete non mediante procedimenti singoli avviati su istanza degli operatori interessati bensì mediante vere e proprie procedure pubbliche (le quali, in linea con l’obbligo di connessione di terzi alla RTN, almeno in teoria, non dovrebbero essere “competitive” nel verso senso della parola).
Un vantaggio non indifferente sarà riservato ai progetti che hanno ottenuto il titolo autorizzativo, per i quali sarà prevista l’assegnazione in via definitiva della relativa capacità.
I progetti in corso e le STMG già rilasciate
Come anticipato, i principi, i criteri funzionali e le modalità operative di allocazione della capacità di rete tramite le suddette procedure trasparenti dovrebbero essere dettagliate da ARERA tramite un provvedimento ad hoc da emettere entro 180 giorni dall’entrata in vigore della nuova disciplina.
A tal riguardo, tra le novità di maggior rilievo, anche e soprattutto per le iniziative avviate o in fase di avviamento, figura la previsione in base alla quale a far data dalla pubblicazione del provvedimento adottato dall’ARERA, le soluzioni di connessione riferite a progetti rinnovabili o accumuli non abilitati o autorizzati, già rilasciate ma non validate dal gestore di rete, perderanno efficacia.
In poche parole, se si guarda al quadro attuale, laddove tale norma fosse già in vigore e il provvedimento di ARERA già adottato, le pratiche inerenti a circa 202 GW di potenza cadrebbero nel nulla, costringendo gli operatori a dover necessariamente prendere parte alle procedure trasparenti di cui sopra per prenotare la capacità necessaria a portare avanti le proprie iniziative di sviluppo.
Le innovazioni che il MASE si accinge ad introdurre rivestono con tutta evidenza una notevole portata per le attuali e future iniziative di sviluppo di progetti rinnovabili.
Laddove, infatti, le disposizioni previamente inserite e poi ritirate dal DL Bollette dovessero essere integralmente confermate:
diventerà ancora più dirimente accelerare e snellire le procedure autorizzative connesse allo sviluppo delle rinnovabili visto che, in buona sostanza, i progetti che ottengono più velocemente il titolo abilitativo saranno quelli che otterranno per primi la capacità di rete in via definitiva, a discapito dei progetti che vanno a rilento, i quali vedranno aumentare il rischio di perdere la capacità assegnata nel contesto della procedura indetta da Terna in caso di saturazione definitiva della relativa micro-zona;
è verosimile che per le iniziative in stato più avanzato si assista nei prossimi mesi ad una vera e propria corsa al benestare onde tentare di prevenire il rischio di decadenza delle STMG ottenute;
è altrettanto verosimile che – laddove fosse confermata l’assenza di qualsivoglia clausola di salvaguardia per i progetti per i quali la STMG è stata già accettata o il relativo progetto delle opere di rete sia in corso di valutazione dal gestore – si assista al proliferare di molteplici contenziosi da parte degli operatori interessati a causa dell’improvviso venir meno del loro diritto acquisito sulla capacità di rete previamente prenotata. In merito, si precisa che l’eventuale cessazione di efficacia delle STMG non dovrebbe essere immediatamente conseguente all’entrata in vigore della norma, bisognerà infatti attendere la successiva disciplina dell’ARERA (volendo ipotizzare che la normativa entri in vigore entro fine giugno, la conseguente disciplina dell’ARERA dovrebbe essere disponibile entro dicembre 2025 – i.e., entro 180 giorni).
È bene puntualizzare che si è dinanzi a considerazioni meramente preliminari, difatti per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina sarà necessario attendere l’entrata in vigore della normativa e dei successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA.
Saranno inoltre da osservare anche i risvolti applicativi dell’innovazione normativa per valutare se la stessa sarà effettivamente idonea o meno a garantire una programmazione efficiente delle infrastrutture della RTN e, al contempo, a tutelare i player di mercato prevenendo e non creando nuovi colli di bottiglia.
[1] Dati tratti dalla piattaforma econnextion di Terna.
