Progetto “Master Plan relativo ad opere di collegamento finalizzate

Proponente : Terna SpA
Realizzatore :Terna Rete Italia S.p.A.
POI ENERGIA 2007-2013
Misure 2.4 : “Interventi per il potenziamento e l’adeguamento
delle reti di trasporto ai fini della diffusione delle fonti
rinnovabili e della piccola e micro cogenerazione”
Master plan relativo ad opere di collegamento finalizzate
all’incremento di energia prodotta da FER accoglibile dalla RTN
Progetto Campania : Realizzazione di una nuova Stazione
Elettrica a 380/150 kV denominata “Benevento III”
Progetto Sicilia : Realizzazione di una nuova Stazione di
smistamento a 150 kV da inserire in entra – esce alla linea
“Caltanissetta - Gela” denominata “Butera 150 kV”
1
Sommario
A.
Caratteristiche del soggetto beneficiario e del settore in cui opera ......................................... 3
1.
Presentazione del soggetto beneficiario. .............................................................................. 3
2.
Descrizione del settore di attività. ........................................................................................ 5
3.
Descrizione della struttura organizzativa .............................................................................. 6
3.1
B.
La Struttura Organizzativa ............................................................................................. 6
Gli elementi progettuali........................................................................................................... 8
1.
Finalità e obiettivi primari perseguiti dal Progetto. ............................................................... 9
2.
Effetto di incentivazione della Misura 2.4 del POI Energia 2007-2013 ................................. 11
3.
Descrizione delle motivazioni all’origine dei progetti. ......................................................... 12
4. Progetto Campania: Descrizione dell’intervento realizzativo Stazione Elettrica di Benevento
III 21
5.
Progetto Sicilia: Descrizione dell’intervento realizzativo Stazione Elettrica di Butera .......... 34
6.
Quantificazione economica degli interventi previsti ........................................................... 43
7.
Cronoprogramma realizzativo degli interventi previsti ....................................................... 45
8.
Indicatori di Performance ................................................................................................... 46
9.
Stato di definizione autorizzativa e grado di cantierabilità dei singoli interventi Realizzativi.
48
10. Grado di integrazione e complementarietà degli Interventi Realizzativi con la
Programmazione Comunitaria, con il POI Energia, con la Strategia Energetica Nazionale (SEN) e
con le singole Programmazioni Regionali................................................................................... 49
C.
D.
10.1
Coerenza con la programmazione comunitaria. ....................................................... 49
10.2
Coerenza con il POI Energia ..................................................................................... 50
10.3
Coerenza con Strategia Energetica Nazionale (S.E.N.). ............................................. 52
10.4
Coerenza con la Programmazione Regionale Campana ............................................ 53
10.5
Coerenza con la Programmazione Regionale Siciliana .............................................. 55
Benefici attesi dalla realizzazione del PPA.............................................................................. 58
1.
Benefici attesi. .................................................................................................................... 58
2.
Valutazione di sintesi dei benefici economici ed ambientali derivanti dal progetto ............ 62
4.
Conclusioni ......................................................................................................................... 64
Chiarimenti forniti in fase Istruttoria ..................................................................................... 65
2
A. Caratteristiche del soggetto beneficiario e del settore in cui opera
1. Presentazione del soggetto beneficiario.
Il Gruppo Terna 1 è una realtà di eccellenza italiana, con oltre 3.500 professionisti impegnati
quotidianamente nella sicurezza del sistema elettrico nazionale.
Nasce come Terna - Trasmissione Elettrica Rete Nazionale in seno all'ENEL come una società per azioni il
31 maggio 1999 in seguito alla liberalizzazione del settore elettrico attuata dal cosiddetto Decreto Bersani.
L'ex monopolista elettrico ne cederà il pacchetto di controllo il 23 giugno 2004 con una OPV in Borsa.
Nel mese di novembre 2005 ha acquisito il ramo di azienda del GRTN (Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale) come definito dal D.P.C.M. 11 maggio 2004, unificando così la proprietà e gestione della Rete di
Trasmissione Nazionale.
Oggi Terna con 63.400km di linee elettriche ad alta tensione, 468 stazioni di trasformazione e 22 linee di
interconnessione con l’estero, è il più grande TSO 2 d’Europa e sesto al mondo, è una società quotata in
borsa con risultati eccellenti e che continua ad investire nella Rete di Trasmissione Nazionale con 3,6
miliardi di euro di investimenti previsti nei prossimi 5 anni.
In Italia Terna, in regime di concessione governativa (decreto del 20 aprile 2005 - G.U. n.98 del 29/04/2005
modificato dal decreto 15 dicembre 2010 – G.U. n.4 del 7/1/2011), è responsabile della trasmissione e del
dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad Alta e Altissima Tensione (AT e AAT) sull’intero territorio
nazionale. Terna è inoltre responsabile delle attività di pianificazione, realizzazione e manutenzione della
rete.
Gli elementi costitutivi della mission di Terna sono:
-
gestire la trasmissione di energia elettrica in Italia garantendone la sicurezza, la qualità e
l’economicità nel tempo;
-
assicurare parità di condizioni di accesso a tutti gli utenti della rete;
-
sviluppare attività di mercato e nuove opportunità di business con l’esperienza e le competenze
tecniche acquisite nella gestione di sistemi complessi;
-
creare valore per gli azionisti con un forte impegno all’eccellenza professionale e con un
comportamento responsabile verso la comunità, nel rispetto dell’ambiente in cui opera.
Terna S.p.A. è quotata sulla Borsa Italiana dal giugno 2004.
Il capitale sociale di Terna S.p.A., alla data di approvazione della Relazione Finanziaria Annuale (Consiglio di
Amministrazione del 15/3/2013) ammonta a 442.198.240 euro ed è rappresentato da 2.009.992.000 azioni
ordinarie del valore nominale di 0,22 euro.
1
T.e.r.na - acronimo di Trasmissione Elettricità Rete Nazionale, in analogia con il gergo tecnico in cui con “terna” si
identifica l’insieme delle tre fasi che costituiscono una linea elettrica
2
T.S.O. – acronimo di Transmission System Operator, operatore indipendente per la trasmissione dell’energia elettrica
3
In base alle risultanze del libro soci e di altre informazioni raccolte, alla stessa data l’azionariato di Terna
S.p.A. risulta così ripartito:
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. (CdP)3 29,85%
Retail 21%
Investitori Istituzionali 49%
Figura 1 - Azionariato Terna SpA per tipologia
In base alle periodiche ricognizioni effettuate dalla Società, si ritiene che le azioni Terna S.p.A. siano
detenute per il 64% da Azionisti Italiani (CdP 29,85%, Retail 26,5%, Investitori Istituzionali 7,5%) e per il
restante 36% da Investitori Istituzionali esteri, prevalentemente europei e americani.
3
Azionisti che, sulla base delle informazioni a disposizione e delle comunicazioni Consob ricevute, partecipano al
capitale sociale di Terna S.p.A. in misura superiore alle soglie di rilevanza indicate dalla delibera Consob n. 11971/99.
4
2. Descrizione del settore di attività.
La principale attività di Terna è la trasmissione dell’energia elettrica in Italia.
La filiera del sistema elettrico italiano si compone di quattro segmenti: la produzione, la trasmissione, la
distribuzione e la vendita di energia elettrica.
In questa filiera, Terna si occupa della gestione del sistema elettrico attraverso l’esercizio della rete ad Alta
ed Altissima tensione (380 kV - 220 kV - 150 kV), della manutenzione delle infrastrutture e dello sviluppo
della rete (pianificazione e realizzazione).
La rete di trasmissione permette il trasporto dell’energia elettrica prodotta nelle centrali fino alla rete di
distribuzione, quella a cui sono collegati gli utenti finali; si tratta di linee elettriche che collegano punti
distanti fra loro centinaia di chilometri, costituite da conduttori lineari isolati: le classiche linee aeree,
oppure cavi interrati.
Terna gestisce in sicurezza la rete di trasmissione nazionale e i flussi di energia elettrica necessari all’Italia
attraverso il dispacciamento, bilanciando, cioè, l’offerta e la domanda di energia 365 giorni l’anno, 24 ore al
giorno.
La gestione in tempo reale del nostro sistema elettrico, interconnesso con quello europeo, viene svolta
attraverso un sistema di controllo altamente tecnologico, che fa capo al Centro nazionale di controllo, il
cuore del sistema elettrico italiano.
Il dispacciamento è l’attività di regolazione del sistema elettrico e di gestione della rete di trasmissione che
garantisce l’adeguata fornitura a tutti i clienti finali e riduce al minimo le dispersioni; si tratta di un’attività
resa necessaria dalle particolari caratteristiche dell’energia elettrica e dalle sue modalità di consumo e
distribuzione. L’elettricità, infatti, e’ un bene:
immagazzinabile solo in minima parte;
la cui domanda varia nel tempo (ad esempio in funzione della stagione e della fascia oraria);
soggetto a vincoli fisici ben precisi.
Il dispacciamento perciò è l’insieme di attività, basate sulle analisi storiche e sulle previsioni di consumo e
produzione di energia elettrica, volto a coordinare la produzione e il trasporto dell’elettricità. La sua
funzione è garantire che l’energia prodotta venga consegnata “istantaneamente” agli utilizzatori finali.
5
3. Descrizione della struttura organizzativa
3.1 La Struttura Organizzativa
Il Gruppo Terna è una realtà di eccellenza italiana, con circa 3.500 professionisti impegnati
quotidianamente nella sicurezza del sistema elettrico nazionale. La Società è responsabile della
programmazione, sviluppo e manutenzione della Rete di Trasmissione, coniugando competenze, tecnologie
e innovazione in linea con le best practices internazionali.
Come annunciato alla comunità finanziaria nel 2011, Terna ha messo a punto una nuova organizzazione con
un rinnovato assetto societario: dall’aprile 2012 il Gruppo Terna è costituito da una holding, Terna SpA, da
cui dipendono quattro società operative interamente controllate. L’assetto è progettato con l’obiettivo di
massimizzare l’efficienza nella gestione e realizzazione di grandi opere infrastrutturali e la conoscenza del
mercato elettrico.
L’assetto delle partecipazioni del Gruppo Terna al 30 giugno 2014 è il seguente:
Figura 2- Assetto delle partecipazioni di Terna SpA
e include:
società italiane controllate direttamente, con quota di possesso pari al 100%, Terna Rete Italia
S.p.A., Terna Rete Italia S.r.l., Terna plus S.r.l., Terna Storage S.r.l., SunTergrid S.p.A. e, attraverso
quest’ultima, Rete Solare S.r.l;
6
la società montenegrina controllata direttamente con quota di possesso pari al 100%, Terna Crna
Gora d.o.o.;
società collegate CESI S.p.A. (partecipata al 42,406%), CORESO S.A. (società di diritto belga
partecipata al 22,485%); CRNOGORSKI ELEKTROPRENOSNI SISTEM AD - “CGES” (società
montenegrina partecipata al 22,0889%) e la società tunisina a controllo congiunto ELMED ÉTUDES
Sarl (partecipata al 50%).
7
B. Gli elementi progettuali
Si premette che il presente programma di investimenti viene presentato da TERNA SpA in qualità di
soggetto concessionario delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica nel territorio
nazionale ivi compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale, giusto D.M. del 20 Aprile
2005 come modificato dal D.M. del 15 Dicembre 2010 (pubblicato in GU n.4 del 7 Gennaio 2011).
Il presente programma di investimenti verrà realizzato dalla società Terna Rete Italia SpA che, con
riferimento alle attività direttamente connesse alla realizzazione dell’infrastruttura, opererà in nome
proprio ma per conto di TERNA SpA.
Ciò in quanto :
a) l’art.12 comma 4 del D.M. del 15 Dicembre 2010, che nomina TERNA SpA concessionario, recita:
“La Concessionaria, nel rispetto dei criteri di efficienza organizzativa, può affidare la realizzazione e
la gestione di attività oggetto della presente Convenzione a società da questa controllate. La
Concessionaria è tenuta a darne comunicazione al Ministero”;
b) in ottemperanza al citato art.12 comma 4, TERNA SpA, in data 21 marzo 2012 con atto a rogito
notaio Luca Troili registrato in data 21/03/2012 al n.7479 Serie IT, ha nominato procuratore Terna
Rete Italia Spa;
c) In data 23/03/2012 TERNA SpA ha concesso in affitto a Terna Rete Italia SpA un ramo d’azienda
composto dalle risorse umane, dai beni e dai rapporti afferenti alle attività di esercizio,
manutenzione ordinaria e straordinaria e sviluppo della RTN (Il “Ramo d’Azienda”)
d) In data 03/03/2014 TERNA SpA e Terna Rete Italia SpA hanno stipulato un contratto di servizi,
affinché Terna Rete Italia SpA, in nome proprio e per conto di TERNA SpA ovvero in nome e per
conto di TERNA SpA, possa realizzare, direttamente o tramite propri appaltatori, gli interventi di
manutenzione ordinaria e straordinaria e/o modifica e/o sviluppo sugli impianti di proprietà di
TERNA SpA.
Stante quanto sopra descritto si evidenzia che parte dei documenti giustificativi di spesa che il soggetto
proponente (TERNA SpA) rendiconterà a valere sul programma di investimenti finanziato, risulteranno
intestate a Terna Rete Italia SpA, ma la proprietà dei relativi assets risulterà in capo al proponente TERNA
SpA sin dall’origine ex art.1703 e seguenti c.c.
Ovviamente a tali documenti sarà possibile allegare, se richiesto, anche le fatture che Terna Rete Italia SpA
emetterà a TERNA SpA, esclusivamente per le esigenze legate al funzionamento dell’imposta sul valore
aggiunto4.
Per ciò che concerne invece prestazioni di servizi erogate da Terna Rete Italia SpA direttamente nei
confronti di TERNA SpA e riferite alle attività di progettazione, project management e rendicontazione
svolte per il tramite di personale di Terna Rete Italia e/o di propri fornitori e regolate dal contratto di
servizi, queste verranno rendicontate attraverso le fatture emesse da Terna Rete Italia SpA a TERNA SpA in
considerazione della circostanza che per tali interventi Terna Rete Italia SpA, pur agendo all’interno del
4
C.M. 16/02/1973 n. 15/527164.
8
contratto di servizi, non opera nella qualità di mandatario senza rappresentanza bensì nella qualità di
fornitore di servizi terzo, avendo rapporti direttamente con TERNA SpA.
1. Finalità e obiettivi primari perseguiti dal Progetto.
L’importanza che il tema dell’energia riveste nella politica dell’Unione Europea è stata recentemente
riaffermata dal Consiglio Europeo che ha previsto il raggiungimento entro il 2020 dei seguenti obiettivi:
-
Riduzione minima del 20 per cento delle emissioni di gas effetto serra rispetto ai valori dell’anno
1990;
-
Quota minima di energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 20 per cento rispetto al consumo
totale di energia;
-
Riduzione minima del 20 per cento dei consumi energetici rispetto alle proiezioni per il 2020;
-
Quota minima del 10 per cento di biocarburanti sul totale dei consumi di benzina e gasolio per
autotrazione dell’UE.
Per il conseguimento di tali ambiziosi obiettivi occorre mettere in campo una serie di politiche ambientali
sia a livello nazionale che locale tra cui quella di incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili.
Il POI Energia 2007-2013 delinea un quadro piuttosto complesso da cui emerge il divario delle aree della
Regione rispetto alla situazione del Paese e più in generale a quella europea, proprio in relazione al grado di
penetrazione delle energie rinnovabili.
Sebbene le opportunità di incentivazione offerte dalla politica nazionale abbiano contribuito alla crescita
della produzione di energia da fonte rinnovabile, registrata nell’ultimo quinquennio, persistono nel Sud del
Paese ostacoli di varia natura.
Un importante ambito strategico di analisi e di intervento per la rimozione degli ostacoli allo sviluppo della
produzione da fonti rinnovabili è rappresentato dalle specifiche problematiche che la generazione
distribuita comporta nella gestione delle reti di trasmissione dell’energia elettrica e, più in generale,
nell’ambito dell’interazione con il sistema elettrico.
Lo scopo principale del presente progetto è il miglioramento dell’efficienza della rete elettrica di
trasmissione nelle principali Regione del Sud Italia soprattutto al fine di favorire una maggiore accoglienza
della domanda dei produttori di energia da fonti rinnovabili.
L’integrazione delle fonti rinnovabili nella rete elettrica richiede investimenti importanti e una nuova
visione della gestione e del controllo della rete stessa secondo canoni di affidabilità, accessibilità,
flessibilità ed economicità sia per i consumatori che per i produttori.
9
Va inoltre sottolineato però che gli interventi sulle reti richiedono tempi lunghi e vengono programmati
dagli operatori in funzione della prevista evoluzione della domanda.
In questa ottica l’obiettivo della Misura 2.4 – “Interventi per il potenziamento e l’adeguamento delle reti di
trasporto ai fini della diffusione delle fonti rinnovabili e della piccola e micro cogenerazione” ha, tra l’altro,
lo scopo di introdurre un effetto di incentivazione nei confronti degli operatori di rete tale da consentire
l’anticipazione degli investimenti diretti all’evoluzione della rete di trasmissione non in funzione delle
singole richieste di connessione ma in funzione di una pianificazione territoriale da parte delle Regioni.
La rete di trasmissione di energia elettrica nelle Regioni oggetto del presente intervento necessita di
adeguamenti necessari per consentire in maniera razionale la gestione della rete rispetto alla produzione
già istallata e prevista da fonte rinnovabile.
A fronte di tale scenario, peraltro ancora in evoluzione con ulteriore domanda di connessione di impianti di
produzione, si impone la necessità di efficientare in maniera sistematica e propedeutica le infrastrutture
elettriche, al fine di agevolare la connessione degli impianti da fonti rinnovabili, di velocizzare l’immissione
in rete dell’energia prodotta, di ridurre i tempi di ritorno degli investimenti delle società di produzione e di
prevenire eventuali barriere a nuove iniziative in un’ottica di promozione della produzione diffusa da fonti
rinnovabili.
Si sottolinea inoltre che gli investimenti previsti dal progetto non verranno inseriti tra le componenti che
formano la tariffa e quindi non genereranno entrate a favore di TERNA per tutta la durata di vita utile degli
stessi.
Inoltre, sono state ipotizzate revenue regolatorie da ammortamenti pari a zero, assumendo che possa
verificarsi un allineamento del trattamento regolatorio dei contributi percepiti a quanto già previsto o
ipotizzato per altri settori da parte dell’AEEGSI, in particolare nel settore GAS e Distribuzione elettrica (rif.
DCO 455/2013/R/ELL e deliberazione 607/2013/R/EEL).
10
2. Effetto di incentivazione della Misura 2.4 del POI Energia 2007-2013
Finora gli interventi sulla rete elettrica, che per loro natura richiedono tempi lunghi di realizzazione, sono
stati in prevalenza pianificati dagli operatori come conseguenza dell’evoluzione della domanda e
dell’offerta di energia elettrica ed hanno spesso seguito gli stessi iter amministrativi di autorizzazione degli
impianti di produzione.
Occorre invece creare le condizioni per uno sviluppo intrinseco delle infrastrutture elettriche, che assicuri
le condizioni per un uso razionale del territorio e per un esercizio affidabile della rete elettrica.
In questa ottica la Misura 2.4 ha lo scopo di introdurre un effetto di incentivazione nei confronti degli
operatori di rete tale da consentire l’anticipazione degli investimenti diretti all’evoluzione della rete di
trasmissione non in funzione delle singole richieste di connessione ma in funzione di una pianificazione
territoriale da parte delle Regioni.
Gli investimenti previsti nel presente progetto, perfettamente in linea con le finalità del presente Avviso
pubblico, non sono previsti nel piano industriale 2014-2018 di TERNA e quindi non verrebbero realizzati
nei tempi e nelle modalità indicate in mancanza dell’intervento finanziario pubblico.
Occorre infatti considerare che tali interventi richiederebbero il reperimento di fonti di finanziamento
esterne che accrescerebbero il livello di indebitamento dell’azienda; in considerazione della circostanza che
TERNA SpA è una società quotata in borsa, l’innalzamento del livello di indebitamento per opere non
strategiche comporterebbe effetti in ricaduta sul rating della società, con conseguente riduzione della
valutazione del corso del titolo quotato in borsa. Conseguentemente, in assenza del contributo pubblico tali
interventi verrebbero realizzati solo in parte in presenza di urgenze non procrastinabili al momento non
presenti. (Presenza del requisito dell’aumento significativo della portata del progetto).
Inoltre tali interventi, non essendo considerati prioritari, anche qualora, compatibilmente con il livello di
indebitamento aziendale, venissero realizzati, verrebbero programmati oltre l’anno 2016 mentre, in
presenza di un contributo pubblico gli stessi verranno realizzati entro il 31/12/2015 (Presenza del requisito
della riduzione significativa dei tempi per il completamento del progetto).
Conseguentemente si dichiara che la concessione dell'aiuto richiesto soddisfa i seguenti criteri previsti
all'art. 8, comma 3, del Reg. (CE) n. 800/2008 e dell’art.6, comma 3, del Reg. (UE) N. 651/2014 :
vi è un aumento significativo, per effetto dell'aiuto, delle dimensioni del progetto o dell'attività;
vi è una riduzione significativa dei tempi per il completamento del progetto o dell'attività interessati.
11
3. Descrizione delle motivazioni all’origine dei progetti.
Negli ultimi anni si è assistito ad uno sviluppo molto rapido della capacità di produzione di energia elettrica
in Campania attribuibile per lo più alla realizzazione e connessione di impianti alimentati da fonti rinnovabili
non programmabili (FRNP).
In particolare, tale sviluppo ha riguardato gli impianti eolici, prevalentemente connessi alla rete di
trasmissione nazionale in alta tensione, che ha portato a fine 2012 la totale capacità installata a circa 1213
MW e gli impianti fotovoltaici, prevalentemente connessi alle reti di distribuzione in media e bassa
tensione, con una totale capacità installata di oltre 577 MW .
1.797
404
3
3
396
1.517 0
15
0
1.368
Eolico
8.041 MW
1.666
1
14
Fotovoltaico
16.572 MW
21
968
47 73
638
87
411
1
2
607
1.068
2.491
231
1.930
367 150
51
1.213
577 366 336
987
587
968
380
1.749
1.123
Figura 3 - Potenza eolica e fotovoltaica installata al 2012 (MW)
Tale trend si è confermato anche nel corso dell’anno 2013. In particolare la fonte eolica, che già ora
costituisce una cospicua parte del parco rinnovabile, è risultata ancora in crescita nelle regioni del
Mezzogiorno.
Nel corso dell’ultimo anno si è inoltre confermato l’aumento della capacità produttiva da impianti
fotovoltaici anche se con un trend più contenuto rispetto a quello degli ultimi due anni, con un incremento
di circa 1,5 GW nel 2013.
12
Figura 6 - Potenza eolica e fotovoltaica installata al 2013 (MW)
Tale trend è stato, attraverso opportune simulazioni, proiettato nel prossimo futuro.
I criteri di definizione degli scenari di sviluppo a livello nazionale e regionale della capacità futura da fonte
eolica e fotovoltaica sono differenziati in funzione dell’orizzonte considerato. Per il breve termine, a partire
dalle capacità attualmente installate, la costruzione delle previsioni è basata sullo sviluppo in grid parity del
fotovoltaico (essendosi il V Conto Energia esaurito il 5 luglio 2013) e sulle normative vigenti (DM 6 Luglio
2012) nonché sulle iniziative produttive già autorizzate per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili
diverse dal solare, in particolare per l’eolico. Per il medio e lungo termine, invece, l’evoluzione del
fotovoltaico in grid parity ed eolico è stata sviluppata in coerenza con gli obiettivi della SEN al 2020.
Da notare che lo scenario di sviluppo della capacità fotovoltaica, si basa sull’ipotesi di fattibilità della grid
parity. Tale considerazione si fonda su analisi tecnico-economiche che tengono conto della taglia degli
impianti, della macro zona (Nord, Centro e Sud) nonchè dell’evoluzione del quadro normativo in tema di
sistemi elettrici di utenza. Sulla base delle analisi svolte, è stato valutato che in un contesto che valorizzi la
copertura dei consumi propri da parte dei Titolari degli impianti, il raggiungimento delle condizioni di grid
parity sarebbe possibile per installazioni di taglia minore (<20 KW). Ciò ha portato ad una previsione di
installato fotovoltaico nel breve medio termine pari a circa 22 GW e un valore pari a circa 28 GW nel lungo
termine.
Per quanto riguarda lo scenario di crescita della produzione eolica, sempre partendo dalla potenza
installata, il trend di crescita nel medio termine è stato valutato sulla base delle disposizioni del Decreto
Ministeriale del 6 Luglio 2012, relativo al sistema incentivante delle fonti rinnovabili diverse dal solare. Nel
13
lungo termine, in coerenza con gli obiettivi al 2020 della SEN, si è ipotizzata la prosecuzione degli attuali
schemi incentivanti per ulteriori due trienni. In particolare, sulla base dei contingenti massimi di potenza
previsti per gli impianti ad asta e a registro nonchè sulla base degli esiti dei bandi già effettuati (2013 e
2014), si è ottenuto una previsione di installato eolico nel breve-medio termine pari a circa 12 GW. Per
quanto riguarda, invece, le previsioni di lungo termine il trend di crescita previsto determina una capacità
installata pari a circa 15 GW. I dati di sintesi delle proiezioni ottenute per il breve-medio termine (a cinque
anni) e per il lungo termine a dieci anni) sono riportati nella seguente Tabella.
Potenza Cumulata (MW)
Fotovoltaico
Eolico
Di cui off-shore
Totale
Breve-Medio Termine
22.295
12.010
170
34.305
Lungo Termine
28.495
14.945
0
43.440
Infine, le proiezioni dello sviluppo di potenza installata fotovoltaica ed eolica sono state ripartite anche per
singole regioni:
- per il fotovoltaico, sulla base del raggiungimento della grid parity e delle potenze attualmente
installate all’interno di ciascuna classe di potenza;
- per la fonte eolica, sulla base degli esiti delle aste e registri e della conseguente distribuzione sul
territorio della potenza entrante.
Dall’analisi di tali dati risulta particolarmente significativa la situazione del Mezzogiorno, dove si prevede
già nel medio termine una capacità disponibile da fonte eolica e fotovoltaica pari a circa 20 GW, che
corrisponde a circa il 58% della capacità totale prevista a livello nazionale.
Figura 7 – Previsione al breve-medio periodo di capacità produttiva da fonte eolica e fotovoltaica (MW)
14
L’incremento della potenza installata da fonte eolica e fotovoltaica nelle Regioni Sicilia e Campania nel
breve periodo viene riassunto nella seguante tabella :
SICILIA
Eolico
Fotovoltaico
CAMPANIA
Eolico
Fotovoltaico
Dati
2013
1752
1295
Dati
2013
1206
675
Previsioni
breve-medio
periodo
2380
1870
Previsioni
breve-medio
periodo
1620
1010
Incremento
%
35,8%
44,4%
Incremento
%
34,3%
49,6%
Sulla base di tali dati si è ritenuto di investire, attraverso il presente progetto, nella realizzazione di due
nuove stazioni elettriche ubicate a Benevento (Campania) e Butera (Sicilia) allo scopo di poter consentire
l’accoglimento sulla RTN della nuova energia prodotta dagli impianti FER (eolico e fotovoltaico).
Inoltre la stazione di raccolta di Benevento III contribuirebbe anche alla risoluzione delle criticità sulla rete a
150 kV, normalmente preposta alla connessione degli impianti da fonti rinnovabili, permettendo
l’interconnessione con la rete a 380 kV, dimensionata per una maggiore capacità di trasmissione e per
trasferire il surplus di energia.
15
3.1 Progetto Campania : Realizzazione della nuova Stazione Elettrica a 380/150 kV Benevento III
A Novembre 2014 risultano attive presso gli archivi Terna, iniziative di impianti da FER ricadenti
nell’area della Provincia di Benevento, per una potenza totale di connessione pari a ca. 1.200 MW,
di cui risultano già autorizzate iniziative per un totale di circa 215 MW, per le quali è stata richiesta a
Terna la connessione alla RTN.
Per tali impianti, tenendo conto delle condizioni di esercizio della porzione di rete interessata e
dell’elevata concentrazione di iniziative produttive presenti nelle aree in questione, è stata prevista
la realizzazione di future SE RTN da collegare ad una futura SE RTN a 380/150 kV denominata
Benevento 3, in modo da permettere la evacuazione della produzione da FER sul livello di tensione a
380 kV.
I suddetti interventi RTN si rendono necessari al fine di:
evacuare in condizioni di sicurezza la piena potenza prodotta dagli impianti FER non
programmabile, con riferimento sia a quelli da collegare direttamente su rete AT sia a
quelli da allacciare sulle reti MT/BT;
far fronte alle nuove richieste di connessione, ovvero al repowering degli impianti
esistenti.
Gli schemi di allacciamento sopra rappresentati individuano una soluzione di connessione comune a
tutti i soggetti richiedenti che insistono nella stessa area geografica, mediante il metodo dei
collettori di potenza, che consiste nell’individuare macrozone di produzione e punti di raccolta
baricentrici.
Figura 8: Metodo dei collettori di potenza
Nel metodo dei collettori di potenza, il processo di individuazione delle nuove Opere necessarie allo
sviluppo delle iniziative rinnovabili coinvolge i diversi richiedenti la connessione interessati alle
medesime infrastrutture, nonché nell’ambito del procedimento autorizzativo, le Amministrazioni
16
locali e in particolar modo le Regioni che sono chiamate ad esaminare congiuntamente le iniziative
di sviluppo legate alle rinnovabili e le infrastrutture di rete necessarie alla loro connessione.
Le modalità di connessione individuate (stazioni RTN comuni a più impianti e interventi
infrastrutturali sulla rete AT prospiciente l’area oggetto di richieste di connessione) permettono:
la connessione di un’elevata capacità di generazione alla rete AAT che date le sue
caratteristiche tecniche ha una capacità di trasporto dell’energia elettrica di molto
superiore alle reti a tensione inferiore;
di ridurre le congestioni sulla rete a tensione inferiore (AT), che hanno capacità di
trasporto inferiore;
assicurare un minor impatto ambientale, andando a concentrare la connessione delle
iniziative ricadenti nell’area su un’unica stazione invece di realizzarne una per ogni
iniziativa sulle reti AT con conseguenti problemi di congestione e necessità di ulteriori
interventi di rinforzo sulla RTN per eliminare tali problemi.
Dettaglio impianti per i quali è stata prevista la realizzazione della
SE RTN 380/150 kV Benevento III
A titolo prudenziale viene in questa sede considerato che grazie alla realizzazione della nuova stazione
elettrica di Benevento III verranno connessi alla RTN ulteriori nuovi 214,5 MW di energia prodotta da FER e
relativi ai seguenti impianti già autorizzati:
17
Nome Produttore
Tipologia
MW
Eolica S. Lupo
Eolico
42,5
Eolica P.M.
Eolico
46.0
Dotto Morcone
Eolico
57,0
COGEIN
Eolico
48,0
COGEIN
Eolico
21,0
Totale
18
214,5
3.2 Progetto Sicilia : Realizzazione della nuova stazione di smistamento a 150 kV da inserire in entra
– esci alla linea “Caltanissetta - Gela” denominata “Butera 150 kV
A Novembre 2014, risultano autorizzate due significative iniziative da fonte eolica, concentrate nel comune
di Butera per un totale di circa 40 MW.
Nell’ottica di razionalizzare la rete elettrica ovvero condividere il più possibile le infrasttrutture della rete di
trasmissione nazionale, così come previsto nel Codice di rete e nella normativa vigente è stata prevista la
realizzazione di un’unica opera di connessione denominata stazione 150 kV di Butera da inserire in entra –
esce sulla linea RTN 150 kV “Gela – Caltanissetta”.
CP Caltanissetta
Nuova SE di Butera 150 kV
La modalità di connessione individuata (stazione RTN comune a più impianti) permette di:
minimizzare le opere di infrastrutture esistenti con benefici
assicurare un minor impatto ambientale, andando a concentrare la connessione delle iniziative ricadenti
nell’area su un’unica stazione invece di realizzarne una per ogni iniziativa sulle reti AT con conseguenti
problemi di congestione e necessità di ulteriori interventi di rinforzo sulla RTN per eliminare tali problemi.
La soluzione di connessione consentirebbe l’allaccio alla RTN di due nuovi impianti eolici già dotati di
autorizzazione e, precisamente:
19
Iniziative di connessione su Butera 150 kV
SOCIETA'
MW
STATO
Energia Pulita
22
STMD richiesta
Solarwind 2
18
STMD richiesta
AUTORIZZAZIONE COMUNE
D.R.S. n. 136 del
21.04.2011
D.R.S. n. 258 del
20.05.2014
BUTERA
BUTERA
I due impianti fanno capo a due società
- la società Energia Pulita, proponente di una iniziativa di produzione da fonte rinnovabile (impianto
eolico da 22 MW) è titolare di un preventivo (STMG) che prevede il collegamento in antenna a 150
kV su una nuova stazione di smistamento a 150 kV da inserire in entra – esci alla linea
“Caltanissetta - Gela”; l’impianto eolico e opere di rete sono stati autorizzati dalla Regione Siciliana
con decreto autorizzativo D.R.S. N.136 del 21.04.2011. A valle dell’esito del procedimento
autorizzativo, la società ha inoltrato a Terna secondo le modalità previste, la richiesta di STMD
(soluzione di dettaglio) in data 30.05.2011, avvalendosi della facoltà di progettare e realizzare le
opere RTN. La STMD è stata rilasciata da Terna in data 05.07.2011 e accettata dal produttore in
data 05.09.2011.
- La società SolarWind 2, proponente di una iniziativa di produzione da fonte rinnovabile (impianto
eolico da 18 MW) è titolare di un preventivo (STMG) che prevede il collegamento in antenna a 150
kV su una nuova stazione di smistamento a 150 kV da inserire in entra – esci alla linea
“Caltanissetta - Gela”; l’impianto eolico e opere di rete sono stati autorizzati dalla Regione Siciliana
con decreto autorizzativo D.R.S. n. 258 del 20.05.2014. La Società Solarwind 2 ha presentato
ufficiale richiesta di STMD in data 10.06.2014 ed anch’essa si è avvalsa della facoltà di realizzare in
proprio anche le opere RTN.
Conseguentemente viene in questa sede considerato che, grazie alla realizzazione della nuova stazione
elettrica di Butera 150 kV, verranno connessi alla RTN ulteriori 40 MW di energia prodotta da impianti
eolici.
20
4. Progetto Campania: Descrizione dell’intervento realizzativo Stazione Elettrica di
Benevento III
L’intervento descritto, da collocare nell’ambito degli interventi per la razionalizzazione “della locale rete AT
in accesso alla stazione di Benevento”, ha il fine di ridurre le congestioni sulla rete primaria, che limitano i
poli di generazione di Foggia e Brindisi verso la zona Sud, riducendo l’efficienza e l’economicità del sistema.
Tra le possibili soluzioni è stata individuata l’ubicazione più funzionale che tenga conto di tutte le esigenze
tecniche di connessione della stazione alla rete elettrica nazionale e delle possibili ripercussioni
sull’ambiente, con riferimento alla legislazione nazionale e regionale vigente in materia.
La stazione elettrica di trasformazione 380/150 kV di Benevento III è ubicata nel Comune di Benevento
(BN), circa 6 km a nord-est dell’abitato cittadino, lungo la Contrada La Francesca, che sarà opportunamente
adeguata e sistemata, nei tratti necessari,al fine di consentire il passaggio dei mezzi pesanti per il trasporto
delle apparecchiature di stazione.
La nuova Stazione Elettrica interesserà il territorio comunale di Benevento (BN) per un’area di circa 46.230
m2 interessando suoli ad uso prettamente agricolo.
L’area sarà interamente recintata ed accessibile mediante un cancello carrabile che accede sulla contrada
La Francesca.
L’individuazione del sito è riportata di seguito ed interessa il solo comune di Benevento.
21
Al fine di minimizzare l’impatto sul territorio, la stazione si svilupperà su due livelli, con un dislivello fra il
primo ed il secondo livello di circa 3 metri, seguendo il normale declino del territorio.
22
4.1 DESCRIZIONE E CARATTERISTICHE TECNICHE DELL’OPERA
La progettazione dell’opera oggetto del presente documento è stata sviluppata tenendo in considerazione
un sistema di indicatori sociali, ambientali e territoriali, che hanno permesso di valutare gli effetti della
pianificazione elettrica nell’ambito territoriale considerato, nel pieno rispetto degli obiettivi della
salvaguardia, tutela e miglioramento della qualità dell’ambiente, della protezione della salute umana e
dell’utilizzazione accorta e razionale delle risorse naturali.
La nuova Stazione Elettrica di Benevento III sarà composta da una sezione a 380 kV, una sezione a 150 kV e
sarà installato n°1 ATR 380/150 kV, come riportato nella “Planimetria Generale” doc. n. PEMO-STR-0006 e
di seguito dettagliato:
La sezione 380 kV avrà 2 stalli linea ed avrà complessivamente 6 passi sbarre;
Sarà installato 1 ATR 380/150 kV da 400 MVA;
La sezione 150 kV avrà 3 stalli linea e avrà complessivamente 4 passi sbarre;
Saranno inoltre realizzati gli edifici di Comando e Controlli, Servizi Ausiliari e Generali, Magazzino e Punto di
Consegna MT, le cui caratteristiche sono descritte nei successivi paragrafi.
Per ogni stallo o per ogni coppia di stalli ove possibile, sarà installato un chiosco, di tipo prefabbricato, che
accoglierà i sistemi di comando e controllo e sarà collegato, mediante appositi cunicoli, all’edificio
contenente tutte le apparecchiature di controllo di stazione ed all’edificio dei Servizi Ausiliari e Generali.
Per ogni collegamento è prevista la ridondanza, in modo da garantire una maggior sicurezza all’impianto
nel caso in cui una linea sia interrotta per cause imprescindibili.
L’altezza massima dei portali lato 380 kV è di 21 metri, mentre i portali 150 kV arriveranno fino a 15 metri.
La stazione sarà delimitata da una recinzione esterna, di altezza pari a 2,5 metri fuori terra.
Intorno alla recinzione sarà realizzata una strada, al fine di consentirne un miglior controllo dall’esterno e
non bloccare il raggiungimento di alcun luogo, nonostante il sito scelto non abbia strade pubbliche o
private interferenti.
Nel caso in cui si renda necessario modificare la strada di accesso alla stazione, ad esempio nel caso in cui la
strada sia troppo stretta per i mezzi speciali (trasporto Autotrasformatori), sarà cura Terna studiarne il
progetto, condividerlo con le amministrazioni locali e provvedere alla sistemazione della strada stessa.
Al fine di minimizzare i movimenti di terra ed impattare in maniera minima sulla configurazione del
territorio, si è deciso di realizzare la stazione elettrica su due livelli, con una differenza di tre metri l’uno
rispetto all’altro.
Dalla planimetria, ma ancor più dalla sezione longitudinale, si evince come l’intera sezione 150 kV sia più
alta della sezione 380 kV ed ATR di tre metri.
La strada di collegamento interna alla stazione avrà quindi la pendenza adeguata al fine di consentire un
agevole accesso alle parti in tensione e trasporto e movimentazione dei materiali AT.
La piazzola avrà invece un muretto con un parapetto in acciaio zincato, al fine di garantirne la sicurezza.
Le strade all’interno della stazione variano dai quattro ai sette metri: la strada più larga è necessaria per i
tratti nei quali dovrà transitare il mezzo che trasporterà l’ATR.
La stazione sarà dotata di un sistema di illuminazione sia normale che di emergenza.
23
4.1.1
Disposizione elettromeccanica
La sezione a 380 kV sarà del tipo unificato TERNA con isolamento in aria e sarà costituita da:
n° 1 sistema a doppia sbarra;
n° 2 stalli linea;
n° 1 stallo per parallelo sbarre;
n° 1 stallo per primario ATR.
La sezione a 150 kV sarà del tipo unificato TERNA con isolamento in aria e sarà costituita da:
n° 1 sistema a doppia sbarra;
n° 3 stalli linea;
n° 1 stallo per secondario ATR.
Sarà inoltre installato un ATR 380/150 kV da 400 MVA.
Ogni “montante linea” (o “stallo linea”) sarà equipaggiato con sezionatori di sbarra verticali, interruttore
SF6, sezionatore di linea orizzontale con lame di terra, TV e TA per protezioni e misure.
I “montanti parallelo sbarre” saranno equipaggiati con sezionatori di sbarra verticali, interruttore in SF6 e
TA per protezione e misure.
Le linee afferenti la sezione 380 kV si attesteranno su sostegni portale di altezza massima pari a 21 m
mentre l’altezza massima delle altri parti d’impianto (sbarre di smistamento a 380 kV) sarà di 12 m.
Le linee afferenti la sezione 150 kV si attesteranno su sostegni portale di altezza massima pari a 15 m
mentre l’altezza massima delle altri parti d’impianto (sbarre di smistamento a 150 kV) sarà di 7,5 m.
Ogni “montante autotrasformatore” (o “stallo autotrasformatore”) sarà equipaggiato con sezionatori di
sbarra verticali, interruttore in SF6, scaricatori di sovratensione ad ossido di zinco e TA per protezioni e
misure.
4.1.2
Servizi Ausiliari
I Servizi Ausiliari (S.A.) della nuova stazione elettrica saranno progettati e realizzati con riferimento agli
attuali standard delle stazioni elettriche A.T. Terna, già applicati nella maggior parte delle stazioni della RTN
di recente realizzazione.
Saranno alimentati da trasformatori MT/BT derivati dalla rete MT locale ed integrati da un gruppo
elettrogeno di emergenza che assicuri l’alimentazione dei servizi essenziali in caso di mancanza di tensione
alle sbarre dei quadri principali BT.
Le principali utenze in corrente alternata sono: pompe ed aerotermi dei trasformatori, motori interruttori e
sezionatori, raddrizzatori, illuminazione esterna ed interna, scaldiglie, ecc.
Le utenze fondamentali quali protezioni, comandi interruttori e sezionatori, segnalazioni, ecc saranno
alimentate in corrente continua a 110 V tramite batterie tenute in tampone da raddrizzatori.
24
4.1.3
Rete di terra
La rete di terra della stazione interesserà l’area recintata dell’impianto.
Il dispersore dell’impianto ed i collegamenti dello stesso alle apparecchiature, saranno realizzati secondo
l’unificazione Terna per le stazioni a 380 kV e 150 kV e quindi dimensionati termicamente per una corrente
di guasto di 63 kA per 0,5 sec.
L’impianto di terra sarà costituito da una maglia realizzata in corda di rame da 63 mm 2 interrata ad una
profondità di circa 0,7 m e composta da maglie regolari di lato adeguato. Il lato della maglia sarà scelto in
modo da limitare le tensioni di passo e di contatto a valori non pericolosi, secondo quanto previsto dalle
norme CEI 11-1, CEI EN 50522 e CEI EN 61936/1.
Nei punti sottoposti ad un maggiore gradiente di potenziale le dimensioni delle maglie saranno
opportunamente infittite, come pure saranno infittite le maglie nella zona apparecchiature per limitare i
problemi di compatibilità elettromagnetica.
Tutte le apparecchiature saranno collegate al dispersore mediante due o quattro corde di rame con sezione
di 125 mm2.
Al fine di contenere i gradienti in prossimità dei bordi dell'impianto di terra, le maglie periferiche
presenteranno dimensioni opportunamente ridotte e bordi arrotondati.
25
4.1.4
Fabbricati
Nell’impianto è prevista la realizzazione dei seguenti edifici:
26
Edificio Comandi
L’edificio Comandi e Controllo sarà formato da un corpo rettangolare di dimensioni in pianta pari a 22,8 X
14,2 m ed altezza fuori terra di 4,30 m.
L’edificio contiene i quadri di comando e controllo della stazione, gli apparati di teleoperazione e i vettori,
gli uffici ed i servizi per il personale di manutenzione.
La superficie occupata sarà di 323,76 m2 con un volume di 1392,17 m3.
La costruzione potrà essere o di tipo tradizionale con struttura in c.a. e tamponature in muratura di laterizio
rivestite con intonaco di tipo civile oppure di tipo prefabbricato (struttura portante costituita da pilastri
prefabbricati in c.a.v., pannelli di tamponamento prefabbricati in c.a., finitura esterna con intonaci al
quarzo). La copertura a tetto piano, sarà opportunamente coibentata ed impermeabilizzata. Gli infissi
27
saranno realizzati in alluminio anodizzato naturale. Particolare cura sarà osservata ai fini dell’isolamento
termico impiegando materiali isolanti idonei in funzione della zona climatica e dei valori minimi e massimi
dei coefficienti volumici globali di dispersione termica, nel rispetto delle norme di cui alla Legge n. 373 del
1976 e successivi aggiornamenti nonché alla Legge n. 10 del 1991 e successivi regolamenti di attuazione.
Edificio Servizi Ausiliari (S.A.)
L’edificio servizi ausiliari sarà a pianta quadrata, con dimensioni di 19 x 19 m ed altezza fuori terra di 4,15
m. La costruzione sarà dello stesso tipo dell’edificio Comandi ed ospiterà le batterie, i quadri M.T. e B.T. in
c.c. e c.a. per l’alimentazione dei servizi ausiliari ed il gruppo elettrogeno d’emergenza. La superficie
coperta sarà di 361 m2 per un volume di 1498,15 m3.
Per la tipologia costruttiva vale quanto descritto per l’edificio Comandi.
28
Edificio Magazzino
L’edificio magazzino sarà a pianta rettangolare, con dimensioni pari a 16 x 11 m ed altezza fuori terra di 6,4
m. Nel magazzino si terranno apparecchiature di scorta e attrezzature, anche di dimensioni notevoli.
La costruzione sarà dello stesso tipo degli edifici Comandi e S.A.
29
Edificio per punti di consegna MT e TLC
L’edificio per i punti di consegna MT sarà destinato ad ospitare i quadri contenenti i Dispositivi Generali ed
i quadri arrivo linea, ai quali si attesteranno le due linee a media tensione di alimentazione dei servizi
ausiliari della stazione e le consegne dei sistemi di telecomunicazioni.
Si prevede di installare un manufatto, della stessa tipologia degli edifici sopra descritti, delle dimensioni in
pianta di 3 x 15 m ed altezza pari a 3,20 m.
I locali dei punti di consegna saranno dotati di porte antisfondamento in vetroresina con apertura verso
l’esterno rispetto alla stazione elettrica per quanto riguarda gli accessi ai fornitori dei servizi di energia
elettrica e TLC.
30
Chioschi per apparecchiature elettriche
I chioschi sono destinati ad ospitare i quadri di protezione, comando e controllo periferici.
Avranno pianta rettangolare con dimensioni esterne di 2,40 x 4,80 m ed altezza da terra di 3,00 m. Ogni
chiosco avrà una superficie coperta di 11,52 m2 e volume di 34,56 m3. La struttura sarà di tipo prefabbricato
con pannellature.
31
4.1.5
Varie
- Illuminazione
Al fine di garantire la manutenzione e la sorveglianza delle apparecchiature anche nelle ore notturne, si
rende indispensabile l’installazione di un sistema di illuminazione dell’area di stazione ove sono presenti le
apparecchiature ed i macchinari.
Saranno installate quattro torri faro H= 35 m, a piattaforma fissa, realizzata con profilato metallico a
sezione tronco piramidale, zincato a caldo.
Saranno installate un numero adeguato di paline di illuminazione con altezza h = 1,5 m.
- Viabilità interna e finiture
Le aree interessate dalle apparecchiature elettriche saranno sistemate con finitura a ghiaietto, mentre le
strade e piazzali di servizio destinati alla circolazione interna, saranno pavimentate con binder e tappetino
di usura in conglomerato bituminoso e delimitate da cordoli in calcestruzzo prefabbricato.
- Recinzione
La recinzione perimetrale sarà del tipo cieco realizzata interamente in cemento armato o in pannelli in
calcestruzzo prefabbricato, di altezza 2,5 m fuori terra.
- Cancello
Per l’ingresso alla stazione, sarà previsto un cancello carrabile, largo 7,00 metri ed un cancello pedonale,
ambedue inseriti fra pilastri e pannellature in conglomerato cementizio armato.
- Vie cavi
I cunicoli per cavetteria saranno realizzati in calcestruzzo armato gettato in opera, oppure prefabbricati con
coperture asportabili carrabili.
Le tubazioni per cavi MT o BT saranno in PVC, serie pesante.
Lungo le tubazioni ed in corrispondenza delle deviazioni di percorso, saranno inseriti pozzetti ispezionabili
di opportune dimensioni.
- Servizi telecomunicazioni
Sarà installata un’antenna parabolica per i servizi di telecomunicazione sopra la torre faro o, analogamente
posizionata in prossimità dell’ingresso, o posta in vicinanza dell’edificio “p.ti di consegna MT e TLC”.
32
4.1.6
Apparecchiature principali
Le principali apparecchiature costituenti gli stalli 380 kV sono interruttori, sezionatori, trasformatori di
tensione e di corrente, scaricatori, bobine sbarramento onde convogliate per la trasmissione dei segnali.
Le principali caratteristiche tecniche complessive delle nuove installazioni saranno le seguenti:
- Sezione 380 kV
tensione massima sezione 380 kV
420
kV
frequenza nominale
50
Hz
correnti limite di funzionamento permanente
 sbarre 380 kV
4.000 A
 stalli linea 380 kV
3.150 A
 stallo ATR 380 kV
2.000 A
potere di interruzione interruttori 380 kV
63
kA
corrente di breve durata 380 kV
63
kA
condizioni ambientali limite
-25/+40°C
salinità di tenuta superficiale degli isolamenti
40
g/l
- Autotrasformatore (ATR) 380/150 kV
Potenza nominale
400 MVA
Tensione nominale
380/150 kV
Raffreddamento
OFAF
- Sezione 150 kV
tensione massima sezione 150 kV
170
kV
frequenza nominale
50
Hz
correnti limite di funzionamento permanente
o sbarre 150 kV
2.000 A
o stalli linea e ATR 150 kV
1.000 A
potere di interruzione interruttori 150 kV
40
kA
corrente di breve durata 150 kV
40
kA
condizioni ambientali limite
-25/+40°C
salinità di tenuta superficiale degli isolamenti
40
g/l
Si sottolinea che gli investimenti previsti dal progetto non verranno inseriti tra le componenti che formano
la tariffa e quindi non genereranno entrate a favore di TERNA per tutta la durata di vita utile degli stessi.
33
5. Progetto Sicilia: Descrizione dell’intervento realizzativo Stazione Elettrica di Butera
Con D.R.S. N.136 del 21.04.2011, la regione Siciliana ha autorizzato una iniziativa di produzione da fonte
rinnovabile dell’utente ENERGIA PULITA (impianto eolico da 22 MW) e le relative opere connesse RTN
consistenti in una nuova stazione di smistamento a 150 kV da inserire in entra – esci alla linea
“Caltanissetta – Gela”; successivamente con decreto autorizzativo D.R.S. n. 258 del 20.05.2014, la Regione
Siciliana ha autorizzato una variante dei raccordi 150 kV alla linea “Caltanissetta – Gela”; è in fase di
perfezionamento l’iter procedurale di connessione alla rete propedeutico agli adempimenti successivi
ovvero voltura ed acquisto dei terreni (che risultano nella
disponibilità del proponente).
Nell’ottica di razionalizzare la rete elettrica ovvero condividere il più possibile le infrastrutture della rete di
trasmissione nazionale, così come previsto nel Codice di rete e nella normativa vigente è stata prevista la
realizzazione di un’unica opera di connessione denominata stazione 150 kV di Butera da inserire in entra –
esce sulla linea RTN 150 kV “Gela – Caltanissetta”.
I due impianti fanno capo a due società:
La società Energia Pulita, proponente di una iniziativa di produzione da fonte rinnovabile (impianto
eolico da 22 MW)
La società SolarWind 2, proponente di una iniziativa di produzione da fonte rinnovabile (impianto
eolico da 18 MW)
La modalità di connessione individuata (stazione RTN comune a più impianti) permette di:
minimizzare le opere di infrastrutture esistenti con benefici
assicurare un minor impatto ambientale, andando a concentrare la connessione delle iniziative
ricadenti nell’area su un’unica stazione invece di realizzarne una per ogni iniziativa sulle reti AT con
conseguenti problemi di congestione e necessità di ulteriori interventi di rinforzo sulla RTN per
eliminare tali problemi.
SINTESI DEGLI INTERVENTI
Per la realizzazione della nuova stazione RTN sono da prevedersi le seguenti opere ed infrastrutture:
1. provvisionali;
2. civili;
3. elettromeccaniche
4. impiantistiche.
IDENTIFICAZIONE DEL SITO
La nuova stazione elettrica RTN 150kV di Butera sorgerà nel comune di Butera, precisamente in C.da
Strada, su un terreno censito nel nuovo Catasto Terreni del Comune di Butera al Foglio 53, particella 275.
34
Stralcio di planimetria catastale – scala 1:1.000
CARATTERISTICHE DELL’IMPIANTO
La tipologia di stazione prevista di competenza Terna è del tipo tradizionale con isolamento in aria (AIS),
soluzione a doppia sbarra al fine di garantire maggiore affidabilità e flessibilità d’esercizio.
La parte elettromeccanica della stazione è costituita essenzialmente dai seguenti elementi:
N.2 stalli linea 150 kV di collegamento alla RTN
N.2 stalli produttore
N.1 stallo disponibile per future espansioni
N.1 stallo parallelo
Completano la stazione i seguenti sistemi:
Servizi Ausiliari e Generali
Sistema di Protezione Comando e Controllo
L’area su cui insisterà l’impianto sarà delimitata da una recinzione costituita da lastre prefabbricate in c.a.
per una altezza complessiva di circa 2,5 m L’accesso alla stazione avverrà dalla strada in comune con i
produttori tramite un cancello carrabile largo m 7,00 di tipo scorrevole ed un cancello pedonale, ambedue
inseriti tra pilastri e pennellature in conglomerato cementizio armato.
35
Particolare della Recinzione
Cabina di consegna MT e TLC
36
Planimetria e prospetti Edificio Comandi e Servizi Ausiliari (S.A.)
L’area della stazione elettrica RTN occupa una superficie complessiva pari a m2 9.000, all’interno sarà
realizzato:
Un edificio integrato comandi e servizi ausiliari conforme alla specifica tecnica per stazioni a doppia
sbarra, con predisposizione all’interno delle aree riservate a:
Locale sala quadri per il comando e controllo dell’impianto;
Locale per quadri SPCC, SA e SG;
Locali trasformatori MT/BT per i servizi ausiliari;
Locali MT;
Locale per il gruppo elettrogeno di servizio da 100 kW;
Locale teletrasmissioni, armadi batterie, apparati;
Locale quadri BT, distribuzione circuiti luce e f.m di stazione;
Locale servizi igienici;
Magazzino.
Edificio consegna MT e TLC, per la fornitura di due sorgenti indipendenti di alimentazione MT
prevista per i servizi ausiliari;
N. 4 Chioschi prefabbricati per il ricovero dei pannelli periferici del SPCC
Sistema di Sbarre AT
N.1 stallo di parallelo sbarre AT
37
N.2 stalli linea AT ed i relativi raccordi alla linea AT esistente
N.2 stalli produttori
Il confine di proprietà tra i due impianti di rete e di utenza sarà realizzato dalla stessa tipologia di recinzione
utilizzata per delimitare l’intera stazione di trasformazione.
DATI TECNICI PRINCIPALI STAZIONE RTN
La Stazione RTN avrà le seguenti caratteristiche generali:
Tensione di esercizio del sistema 150 kV
Tensione massima del sistema 170 kV
Frequenza nominale 50 Hz
Tensione di tenuta a frequenza industriale 325 kV
Tensione di tenuta ad impulso atmosferico 750 kV
Corrente nominale di breve durata per 1 s 31,5 kA
Corrente di guasto a terra monofase 10 kA
Grado salinità 40 g/l
Le apparecchiature AT saranno posizionate in accordo con la norma CEI 99-2.
Saranno rispettate in particolare le seguenti distanze:
Altezza minima da terra delle parti in tensione 4500 mm
Distanza tra gli assi delle fasi delle apparecchiature 2200 mm
Disposizione elettromeccanica
Pianta elettromeccanica e sezioni longitudinali e trasversali della stazione elettrica
La sezione AT della stazione è composta da:
N. 2 stalli arrivo linea/utente 150 kV così composto:
N. 2 sezionatore tripolare verticale
38
N. 1 interruttore tripolare
N. 3 trasformatori di corrente
N.1 sezionatore tripolare orizzontale con lame di terra
N. 3 trasformatori di tensione capacitivi
N.2 stalli linea AT, ciascuno con:
N. 2 sezionatore tripolare verticale
N. 1 interruttore tripolare
N. 3 trasformatori di corrente
N.1 sezionatore tripolare orizzontale con lame di terra
N. 3 trasformatori di tensione capacitivi
N. 3 scaricatori
Bobine di sbarramento e dispositivi di accoppiamento
N.1 Stallo parallelo sbarre composto da:
N. 2 sezionatore tripolare verticale
N. 1 interruttore tripolare
N. 3 trasformatori di corrente
Tutte le apparecchiature sono conformi alle Specifiche Tecniche di Terna.
REALIZZAZIONE DI RACCORDI STRADALI DI CONGIUNZIONE
È prevista anche la sistemazione delle strade di accesso alla stazione al fine di rendere possibile il
raggiungimento della stessa dei mezzi pesanti necessari al trasporto delle apparecchiature, nonché
renderne agevole il raggiungimento dei mezzi per l’esercizio e la manutenzione dell’impianto.
Da una prima analisi effettuata la strada oggetto di intervento è la strada interpoderale e la strada privata
che dalla SS 190 porta al sito su cui insisterà la stazione.
CONSISTENZA EDILE DELL’EDIFICIO COMANDI E S.A. E DEL LOCALE DI CONSEGNA DELLA SORGENTE MT;
L’edificio Comandi e S.A. sarà realizzato con struttura in calcestruzzo armato e tamponature in muratura di
laterizio, rivestite con intonaco di tipo civile.
La copertura sarà a tetto piano e opportunamente impermeabilizzata e coibentata.
Gli infissi saranno in alluminio anodizzato naturale. Il locale adibito ad accogliere il gruppo elettrogeno sarà
conforme alle direttive di prevenzione incendi.
L’edificio di consegna MT e TLC avrà dimensioni minime 16 m x 3 m in conformità alle prescrizioni
Terna e sarà conforme alla Specifica Enel DG2061.
Elenco dei principali impianti tecnologici previsti nell’edificio comando e S.A.
Nell’edificio Comandi e S.A. saranno realizzati i seguenti impianti tecnologici:
illuminazione e prese F.M.;
riscaldamento, condizionamento e ventilazione;
rilevazione incendi;
controllo accessi e antintrusione;
telefonico.
Gli impianti tecnologici saranno realizzati conformemente a quanto è prescritto dalla Specifica Tecnica
TERNA TINSPUADS010000 ed alle norme CEI e UNI di riferimento. Saranno, inoltre, impiegate
apparecchiature e materiali provvisti di certificazione IMQ o di marchio Europeo internazionale
equivalente.
39
Gli impianti elettrici saranno di norma tutti “a vista”, cioè con apparecchiature, corpi illuminanti, tubazioni
e canaline per i conduttori e scatole di derivazione del tipo “non incassato” nelle strutture murarie.
Fanno eccezione solo alcuni locali dell’edificio (sala comandi, corridoi) ove devono essere di tipo
“incassato”.
L’alimentazione elettrica degli impianti tecnologici è derivata da interruttori automatici magnetotermici
differenziali (secondo norme CEI EN 61009-1) installati nell’armadio SEC ubicato nell’edificio.
Il sistema di distribuzione BT 230 V e 400 V c.a. adottato è il tipo TN-S previsto dalle norme CEI 64-8.
ILLUMINAZIONE ESTERNA.
L’illuminazione normale delle aree esterne della stazione elettrica RTN sarà assicurata tramite un numero
adeguato di armature di tipo stradale con lampade sodio A.P. da 250/400 W su pali in vetroresina con
altezza 10 m circa, per l’illuminazione delle apparecchiature e dell’ingresso della stazione.
L’illuminazione di sicurezza lungo le strade interne della stazione sarà garantita da lampade fluorescenti da
20 W – 230 Vca montate su paline alte 2 m, ogni 22 m circa ed alimentate dal gruppo soccorritore statico
centralizzato SGC. Le lampade di sicurezza si accenderanno automaticamente al mancare
dell’alimentazione; l’autonomia prevista e di almeno 1 ora.
ARCHITETTURA DEI SERVIZI AUSILIARI IN C.A E C.C. E DEL SISTEMA DI COMANDO E CONTROLLO DELLA
STAZIONE RTN
Servizi ausiliari in c.a.
Lo schema di alimentazione dei S.A. in c.a. prevede:
n. 2 linee MT di alimentazione ridondanti al 100%, allacciate a fonti indipendenti, rialimentabili in
caso di black-out entro 4 ore ed escluse dal piano d’alleggerimento di carico;
n. 2 trasformatori MT/BT con potenza nominale definita in funzione delle dimensioni dell’impianto
e dei carichi previsti e comunque non inferiore a 160 kVA;
n. 1 quadro MT protetto, costituito da due semiquadri opportunamente dimensionato. Ad ogni
semiquadro fa capo una linea di alimentazione ed un trasformatore MT/BT. Le sbarre dei due
semiquadri devono essere collegabili fra loro tramite un cavo e sezionatori congiuntori; in caso di
perdita di una delle due linee di alimentazione MT è possibile intervenire localmente per il
ripristino delle alimentazioni tramite entrambi i trasformatori MT/BT;
n. 1 gruppo elettrogeno (G.E.) conforme alla Specifica Tecnica TERNA TINSPULV050100 con
un’autonomia non inferiore a 10 ore e opportunamente dimensionato in funzione delle dimensioni
dell'impianto e dei carichi delle apparecchiature e comunque non inferiore a 100 kW.
Il G.E. sarà munito di serbatoio di servizio con capacità di 120 l e di un serbatoio di stoccaggio con
capacità definita in funzione delle caratteristiche del GE e comunque non inferiore a 3000 l.
Il G.E. sarà alloggiato in apposito locale in aderenza all’edificio Comandi e S.A.;
n. 1 quadro BT (“M”) di distribuzione conforme alla Specifica Tecnica TERNA TINSPULV009300
opportunamente dimensionato, prevedendo gli adattamenti necessari alle effettive esigenze di
impianto. Sarà costituito da due semiquadri le cui sbarre devono essere collegabili fra loro tramite
cavo e interruttori congiuntori, in modo da costituire elettricamente un’unica sbarra. In condizioni
normali, ogni semiquadro è alimentato dal relativo trasformatore MT/BT e alimenta a sua volta una
parte dei carichi di stazione; in caso di avaria di una delle due alimentazioni, sarà prevista una
commutazione automatica che provvede a connettere l'intero quadro alla fonte d’alimentazione
rimasta disponibile e, attraverso il congiuntore di cui sopra, permette di alimentare tutti i carichi
della stazione da un solo trasformatore;
40
n. 1 quadro distribuzione S.A. nei chioschi (pannello S) conforme alla specifica tecnica TERNA
TINSPUTV009600 per ogni unità funzionale periferica del Sistema di Protezione Comando e
Controllo.
Servizi ausiliari in c.c.
L’alimentazione dei S.A. in c.c. è a 110 V con il campo di variazione compreso tra +10%,-15%. Lo schema di
alimentazione dei S.A. in c.c., in conformità alla specifica Terna ING STAZ RTN 01, sarà composto da:
n. 2 complessi raddrizzatore/batteria in tampone, dimensionati ciascuno in modo tale da poter
alimentare l'intero carico dell'impianto in caso di avaria di un complesso (previa commutazione
automatica). Ogni raddrizzatore è quindi dimensionato per erogare complessivamente la corrente
permanente richiesta dall’impianto e la corrente di carica della batteria (sia di conservazione che
rapida); la batteria deve essere in grado di assicurare la manovrabilità dell’impianto, in assenza
dell'alimentazione in c.a., con un’autonomia di 4 ore. Le batterie saranno di tipo ermetico conformi
alla Specifica Tecnica TERNA RQXP040001.
I raddrizzatori devono essere conformi alla Specifica Tecnica TERNA RQXP040010 e devono essere
previsti per il funzionamento in:
- “carica in tampone” con tensione regolabile 110÷120 V;
- “carica rapida” con tensione regolabile 120÷125 V;
- “carica di trattamento” con tensione regolabile 130÷150 V.
n. 1 quadro BT (“N”) di distribuzione conforme alla Specifica Tecnica TERNA TINSPULV009200
opportunamente dimensionato, prevedendo gli adattamenti necessari alle effettive esigenze di
impianto.
Sarà prevista una sbarra sezionata da un congiuntore normalmente aperto ed un complesso
raddrizzatore-batteria per ogni semisbarra. In condizioni normali, ogni complesso raddrizzatorebatteria alimenta una parte dei circuiti di stazione; in caso di avaria di uno dei due, sarà prevista
una commutazione automatica che, attraverso il congiuntore di cui sopra, permette di alimentare
tutti i carichi da un solo complesso.
Sistema di Protezione, Comando e Controllo
Il sistema di Comando Protezione e Controllo sarà di tipo digitale e potrà integrare le funzioni di
acquisizione dati, controllo locale e remoto, protezione ed automazione. Il sistema sarà conforme alla
Specifica Tecnica SAS 2006 ed allegati in essa richiamati.
Il sistema si basa sulla seguente visione di architettura dell’automazione degli impianti:
- adozione di sistemi aperti con distribuzione delle funzioni
- integrazione del controllo locale con quello remoto (teleconduzione)
- comunicazione paritetica tra apparati intelligenti digitali (IED, Intelligent Electronic Device)
- interoperabilità di apparati di costruttori diversi
- interfaccia di operatore standard e comune alle diverse applicazioni
- configurazione, controllo e gestione dei sistemi in modo centralizzato.
L’architettura del sistema si basa sulla logica distribuita delle funzioni in tempo reale per i controllo,
monitoraggio, conduzione e protezione della stazione, per mezzo di unità IED tipicamente a livello di stallo,
unità controller/gateway di stazione ed interfaccia operatore di tipo grafico, le cui peculiarità sono:
- architettura modulare basata su standard “aperti” affermati a livello internazionale;
- flessibilità dell’architettura che permetta l’aggiornamento tecnologico del sistema ed i futuri
sviluppi;
- funzionali con integrazione di apparati IED di diversi fornitori;
- autodiagnosi dei componenti;
41
-
massimo utilizzo di piattaforme hardware e software standard di mercato, modulari e
scalabili
modellazione dei dati “object oriented” per la descrizione degli elementi d’impianto, ai fini
dell’interoperabilità tra i processi interni al sistema e dell’integrazione delle
informazioni in un database di stazione;
semplificazione dei cablaggi derivante dall’uso di comunicazioni digitali nell’area di stazione.
IMPIANTO DI TERRA
L’impianto di terra sarà realizzato con le caratteristiche previste dalla normativa CEI 99-3.
Tutte le apparecchiature verranno connesse alla rete mediante due o quattro conduttori in corda di rame
nudo con sezione di 125 mm2; la rete di terra dell’impianto sarà costituita da conduttori in corda di rame
nudo di diametro 10,5 mm (sezione 63 mm2) interrati ad una profondità di 0,70 m.
42
6. Quantificazione economica degli interventi previsti
Si premette che si è deciso di presentare un unico Master Plan per i 2 singoli interventi regionali, ciascuno
dotato di autonomia funzionale in quanto in grado di generare autonomamente benefici elettrici ed
ambientali indipendentemente dalla realizzazione degli altri interventi e, conseguentemente, da intendersi
quali singoli progetti autonomi.
Il Quadro economico generale di sintesi del Master plan risulta :
43
44
7. Cronoprogramma realizzativo degli interventi previsti
Si riporta qui di seguito il cronoprogramma degli interventi.
7.1 Cronoprogramma Progetto Campania – Realizzazione Nuova Stazione Elettrica Benevento III
S.E. BENEVENTO III
POS
1
2
3
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
7.2 Cronoprogramma Progetto Sicilia – Nuova Stazione Elettrica Butera
S.E. BUTERA
POS
1
2
3
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
45
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
8. Indicatori di Performance
Si indicano qui di seguito gli Indicatori di performance che sono stati determinati per consentire una verifica
a posteriori (a fine progetto) dei parametri indicati, grazie all’utilizzo delle elaborazioni rese attraverso gli
investimenti realizzati attraverso il “Nuovo sistema di analisi e gestione dei siti rilevanti”:
1. Indice di Dispacciabilità in rete della generazione da FER
Questo indicatore di performance (valore percentuale) misura il grado di dispacciabilità della generazione
da FER (DISP_FER). L’indice è definito come segue:
DISP_fer_
=
Pinst_DISP
Pinst_TOT
x 100
Dove
“Pinst_DISP” è la Potenza installata “Dispacciabile” in rete secondo i criteri di Sicurezza stabiliti dal
Codice di Rete, ovvero il valore cumulato della Potenza ammissibile in rete contemporaneamente
da tutti gli impianti generatori alimenti da Fonti Rinnovabili connessi al sistema elettrico (reti RTN e
di Distribuzione).
“Pinst_TOT” è la Potenza installata Totale, ovvero la sommatoria delle Potenze installate degli impianti
generatori alimenti da Fonti Rinnovabili connessi al sistema elettrico (reti RTN e di Distribuzione).
2. Indici di incremento Hosting Capacity della linea RTN
Questo indicatore di performance è un valore percentuale e misura l’incremento della Hosting
Capacity ottenuto grazie ai seguenti provvedimenti:
o Efficientamento di un set prescelto di linee situate in prossimità di centri di produzione da
FER
o Miglior utilizzo degli elettrodotti esistenti, esclusi dal set di cui al precedente punto,
attraverso l’installazione e l’utilizzo di sistemi Dynamic Termal Rathing (DTR).
L’indice è definito come segue:
ΔHC_linee _rtn
=
Pgen_max_rtn_smart - Pgen_max_rtn_base
Pgen_max_rtn_base
x 100
Dove
“Pgen_max_rtn_base” è la Potenza massima iniettabile sulla linea RTN dalla generazione nella situazione
base, ovvero prima della realizzazione di uno dei due provvedimenti sopra citati sulla linea in
esame. Più precisamente, la potenza è quella iniettabile nelle condizioni di minimo carico della
rete, fino al raggiungimento del limite operativo ammissibile dalle Norme vigenti.
46
“Pgen_max_rtn_smart” è la Potenza massima iniettabile sulla linea RTN dalla generazione nella situazione
“smart”, ovvero dopo la realizzazione di uno dei due provvedimenti sopra citati sulla linea in
esame. Più precisamente, la potenza è quella iniettabile nelle condizioni di minimo carico della
rete, fino al raggiungimento del limite operativo ammissibile dalle Norme vigenti.
Il calcolo è svolto da TERNA usando il sistema di telecontrollo ed i tools di calcolo elettrico di uso comune in
azienda (es. SPIRA e CRESO).
47
9. Stato di definizione autorizzativa e grado di cantierabilità dei singoli interventi
Realizzativi.
STAZIONE ELETTRICA DI BENEVENTO III 380/150 kV
Con D.D. n. 256 del 07.06.13, la Regione Campania ha rilasciato in favore della società Eolica San Lupo S.r.l.,
ai sensi e per gli effetti del D.Lgs. 387/03, l’autorizzazione unica alla costruzione e all’esercizio del parco
eolico per la produzione di energia elettrica da ubicare nel comune di San Lupo, per una potenza
complessiva di 42,5 MW, nonché delle relative infrastrutture e delle opere connesse;
Relativamente alle SE Benevento III, in data 28 Luglio 2014 è stato emesso il Decreto di esproprio n. 632 e
sono state eseguite le immissioni in possesso delle aree sulle quali insisterà la SE Benevento III.
E’ al momento in fase di perfezionamento con il produttore Eolica San Lupo la istanza congiunta di voltura
della SE in oggetto da presentarsi alla Regione Campania.
STAZIONE ELETTRICA DI BUTERA 150 kV
Con D.R.S. N.136 del 21.04.2011, la regione Siciliana ha autorizzato una iniziativa di produzione da fonte
rinnovabile dell’utente ENERGIA PULITA (impianto eolico da 22 MW) e le relative opere connesse RTN
consistenti in una nuova stazione di smistamento a 150 kV da inserire in entra – esci alla linea
“Caltanissetta – Gela”.
Successivamente, con decreto autorizzativo D.R.S. n. 258 del 20.05.2014, la Regione Siciliana ha
autorizzato una variante dei raccordi 150 kV alla linea “Caltanissetta – Gela”; è in fase di perfezionamento
l’iter procedurale di connessione alla rete propedeutico agli adempimenti successivi ovvero voltura ed
acquisto dei terreni (che risultano nella disponibilità del proponente)
Non si ravvisano quindi particolari ostacoli di carattere autorizzativo tali da far presumere l’insorgenza di
problematiche idonee a compromettere l’immediata cantierabilità delle opere previste che, come indicato,
verranno integralmente concluse entro 12 mesi dall’avvio delle opere.
48
10. Grado di integrazione e complementarietà degli Interventi Realizzativi con la
Programmazione Comunitaria, con il POI Energia, con la Strategia Energetica
Nazionale (SEN) e con le singole Programmazioni Regionali.
L’importanza che il tema dell’energia riveste nella politica dell’Unione europea è stata recentemente
riaffermata Consiglio Europeo che ha previsto il raggiungimento entro il 2020 dei seguenti obiettivi:

riduzione minima del 20 per cento delle emissioni di gas effetto serra rispetto ai valori dell’anno
1990;

quota minima di energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 20 per cento rispetto al consumo
totale di energia;

riduzione minima del 20 per cento dei consumi energetici rispetto alle proiezioni per il 2020;

quota minima del 10 per cento di biocarburanti sul totale dei consumi di benzina e gasolio per
autotrazione dell’UE.
Ciò ha generato la pianificazione di una serie di interventi a livello comunitario, nazionale, interregionale e
regionale tendenti a stimolare investimenti coerenti con tali obiettivi.
10.1
Coerenza con la programmazione comunitaria.
L’esigenza di anticipare l’adeguamento ed il potenziamento delle reti di trasmissione alla luce della
maggiore produzione di generazione distribuita è coerente con gli indirizzi a sostegno della generazione
distribuita, rinvenibili nella direttiva 2003/54/CE (Norme comuni per il mercato interno dell'energia
elettrica), laddove si dispone che in fase di pianificazione dello sviluppo del sistema di trasmissione, il
gestore del sistema di trasmissione prende in considerazione misure di efficienza energetica/gestione della
domanda e/o generazione distribuita che possano supplire alla necessità di incrementare o sostituire la
capacità.
L’integrazione delle fonti rinnovabili nella rete elettrica richiede investimenti importanti e una nuova
visione della gestione e del controllo della rete stessa, su cui la Commissione Europea ha già avviato
iniziative rilevanti.
Le politiche messe in atto dalla Comunità Europea sono tese prevalentemente a migliorare l’efficienza
energetica e ad incentivare l’introduzione di tecnologie con minori emissioni di anidride carbonica.
L’obiettivo principale è quello di ridurre le emissioni di CO2 attraverso l’impiego di tecnologie di
generazione sempre più efficienti e un migliore sfruttamento delle produzioni da fonte rinnovabile.
49
Il sistema di trasmissione dell’energia elettrica si colloca al centro di questo scenario, per la rilevanza dei
problemi inerenti alla sua gestione e al suo sviluppo nonché per la potenziale efficacia delle soluzioni
innovative che consente di adottare.
La pianificazione dello sviluppo di tale sistema, già chiamata a rispondere a molteplici esigenze, assume un
ruolo sempre più importante anche nell’ambito dell’attuazione di queste nuove politiche, principalmente
attraverso:
la riduzione delle perdite di rete;
il migliore sfruttamento delle risorse di generazione mediante lo spostamento di quote di
produzione da impianti con rendimenti più bassi ma necessari per il rispetto dei vincoli di rete verso
impianti più efficienti alimentati da fonti energetiche con minore intensità emissiva (ad esempio il
gas);
la penetrazione sempre maggiore nel sistema elettrico di produzione da fonti rinnovabili.
Grazie agli interventi previsti nel presente programma di investimenti si introdurrà una nuova concezione
della gestione della rete, che richiede la soluzione di problemi nuovi ed investimenti mirati, per assicurare
l’affidabilità, l’accessibilità, la flessibilità e la economicità della gestione sia per i consumatori che per i
produttori.
Conseguire questo risultato richiede di integrare conoscenze di ambiti diversi (dalla Information and
Communication Technology all’ingegneria dei materiali), anche sperimentando soluzioni innovative, valide
per applicazioni mirate a determinate reti o in determinati contesti e capaci di rendere interattive le diverse
componenti della rete, sia sul lato dell’offerta che della domanda.
10.2
Coerenza con il POI Energia
L’elaborazione di un Programma interregionale è dettata non solo dal carattere necessariamente ambizioso
degli obiettivi energetico-ambientali collegati alla crescita ed alla competitività del Paese e dell’Europa nel
suo complesso, ma anche e soprattutto dalle scelte riconducibili ad ambiti in cui il divario di sviluppo e la
scala efficace di intervento riguardano ostacoli comuni e/o una generale condizione di arretratezza
strutturale del Mezzogiorno nel suo insieme.
I dati e le informazioni riportati nell’analisi di contesto del Programma delineano un quadro piuttosto
complesso da cui emerge il divario delle aree Convergenza rispetto alla situazione del Paese e più in
generale a quella europea, in relazione al grado di penetrazione delle energie rinnovabili.
Sebbene le opportunità di incentivazione offerte dalla politica nazionale abbiano contribuito alla crescita
della produzione di energia da fonte rinnovabile, registrata nell’ultimo quinquennio, persistono, nel Sud del
Paese, ostacoli di varia natura che hanno depotenziato l’efficacia degli interventi di policy programmati:
50

gli investimenti realizzati per lo sfruttamento delle energie rinnovabili sono significativamente
inferiori alle potenzialità esistenti, per esempio nel caso del fotovoltaico le Regioni del
Mezzogiorno, pur favorite da migliori condizioni di insolazione e quindi da un migliore ritorno
economico dell’investimento, sono quelle con il minor numero di impianti realizzati;
 le imprese di installazione e manutenzione, possibili proponenti di soluzioni innovative sotto il
profilo energetico e quindi stimolo alla modifica di stili di vita e di consumo verso i cittadini e le
imprese, sono sostanzialmente assenti nelle Regioni Convergenza;
 il potenziale di ricerca e tecnologia presente nell’area, determinato dalla presenza di università e
loro dipartimenti, di centri di ricerca pubblica e privati, non si esprime compiutamente in termini di
potenziale ricaduta industriale;
 la rete di trasmissione e di distribuzione energetica nelle Regioni Convergenza presenta elevate
aree di criticità (livelli di continuità di esercizio inferiori a quelli delle regioni del Centro-Nord,
elevato numero di interruzioni subite dai consumatori, etc).
Inoltre, si rilevano importanti criticità di governance con specifico riferimento ad aspetti amministrativi e di
consenso, ovvero:
 le amministrazioni delle Regioni Convergenza e Mezzogiorno presentano notevoli difficoltà nella
gestione degli aspetti burocratici procedurali legati alla contrattualistica ed alla valutazione
tecnico–economica dei progetti di investimento per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili e ciò
determina tempi di autorizzazione più lunghi;
 manca una adeguata conoscenza delle opportunità derivanti da fonti rinnovabili e risparmio
energetico sia tra i cittadini sia tra la pubblica amministrazione e si registra una generalizzata
percezione delle nuove installazioni come estranee e nemiche al territorio, con crescente difficoltà
all’acquisizione del consenso locale.
Alla luce di questo scenario, lo sforzo compiuto dal programmatore nell’impostare la strategia di intervento
del POI Energia punta a rilanciare la sfida delle rinnovabili e dell’efficientamento quale occasione di
sviluppo, in cui gli investimenti mettano in moto un indotto di lavoro e competenze che porti ad una
crescita reale del reddito.
In relazione agli obiettivi riguardanti la produzione di energia da fonte rinnovabile e la promozione
dell’efficienza energetica le aree di intervento del Programma sono:
1.
la progettazione e la costruzione di modelli di intervento integrati, come ad esempio quelli di filiera,
sia in relazione alla produzione di energia da fonti rinnovabili sia in relazione al risparmio
energetico, in particolare in aree a forte vocazione ambientale;
2.
l’adeguamento dell’infrastruttura di rete necessaria a garantire il trasporto e la distribuzione
dell’energia prodotta da fonte rinnovabile;
3.
il consolidamento, l’accrescimento e la diffusione di informazioni e know how che possano
consentire decisioni consapevoli da parte delle amministrazioni e della popolazione.
Con riferimento al punto 2 il Programma risulta così strutturato:
Asse II – “Efficienza energetica ed ottimizzazione del sistema energetico”
 Azione 2.4 – Interventi per il potenziamento e l’adeguamento delle reti di trasporto ai fini della
diffusione delle fonti rinnovabili e della piccola e micro cogenerazione.
51
o
Attività - Interventi di potenziamento delle reti di trasporto finalizzati a consentire la
progressiva diffusione degli impianti di generazione distribuita, intesi come impianti a fonti
rinnovabili e di piccola cogenerazione.
In considerazione di quanto su esposto gli investimenti che TERNA SpA ha previsto di realizzare nel
presente progetto risultano perfettamente coerenti con quanto stabilito dal Programma Operativo
Interregionale “Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico 2007-2013”.
10.3
Coerenza con Strategia Energetica Nazionale (S.E.N.).
Per raggiungere gli obiettivi la Strategia Energetica Nazionale si articola in 7 priorità, tra le quali possono in
questa sede essere citate:
Lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili. L’Italia intende superare gli obiettivi di produzione
rinnovabile europei (‘20-20-20’), contribuendo in modo significativo alla riduzione di emissioni e
all’obiettivo di sicurezza energetica. Nel fare ciò, è però di grande importanza contenere la spesa in
bolletta, che grava su imprese e famiglie, allineando il livello degli incentivi ai valori europei e spingendo lo
sviluppo dell’energia rinnovabile termica, che ha un buon potenziale di crescita e costi specifici inferiori a
quella elettrica. Occorrerà inoltre orientare la spesa verso le tecnologie e i settori più virtuosi, ossia con
maggiori ritorni in termini di benefici ambientali e sulla filiera economica nazionale. Le rinnovabili
rappresentano infatti un segmento centrale di quella green economy che è sempre più considerata anche a
livello internazionale un’opportunità per la ripresa economica.
Lo sviluppo delle infrastrutture e del mercato elettrico. Il settore elettrico è in una fase di profonda
trasformazione, determinata da numerosi cambiamenti; solo per citare i più evidenti: la frenata della
domanda, la grande disponibilità (sovrabbondante) di capacità di produzione termoelettrica e l’incremento
della produzione rinnovabile, avvenuto con un ritmo decisamente più veloce di quanto previsto nei
precedenti documenti di programmazione. In tale ambito, le scelte di fondo saranno orientate a mantenere
e sviluppare un mercato elettrico libero, efficiente e pienamente integrato con quello europeo, in termini
sia di infrastrutture che di regolazione, e con prezzi progressivamente convergenti a quelli europei. Sarà
inoltre essenziale la piena integrazione, nel mercato e nella rete elettrica, della produzione rinnovabile.
Il risultato atteso dall’implementazione di tutte le attività prioritarie descritte sarà un’evoluzione graduale
ma significativa del sistema, sia sul fronte economico che ambientale, e che prevede al 2020 i seguenti
risultati:
1. Volumi e mix energetico: il contenimento dei consumi ed una evoluzione del mix in favore delle
fonti rinnovabili.
2. Costi e prezzi dell’energia: una significativa riduzione dei costi energetici ed un progressivo
allineamento dei prezzi ai livelli europei.
52
3. Impatto ambientale: il raggiungimento e superamento di tutti gli obiettivi europei ambientali e di
decarbonizzazione al 2020.
4. Sicurezza del sistema: maggiore sicurezza grazie a una minore dipendenza di approvvigionamento
e ad una maggiore flessibilità.
5. Crescita economica: impatto positivo sulla crescita grazie agli importanti investimenti attesi nel
settore e alle implicazioni della strategia in termini di competitività del sistema.
Ne consegue che l’investimento proposto, avendo quale obiettivo prioritario quello di consentire alla RTN
di assorbire maggiori quantità di energia prodotta da impianti di produzione da fonti rinnovabili (già in
essere ovvero da realizzare sulla base delle proiezioni dei trend storici di sviluppo degli impianti FER) con
conseguente riduzione dell’emissione di CO2 , risulta perfettamente aderente con i principali obiettivi
strategici posti dalla S.E.N.
10.4
Coerenza con la Programmazione Regionale Campana
La politica energetica regionale campana assume quale saldo riferimento strategico la strada indicata
dall’Unione Europea con l’approvazione del pacchetto clima, che impone una improcrastinabile
declinazione a livello nazionale degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili e riduzione delle emissioni
climalteranti, da ripartire successivamente, in modo equo e condiviso, tra le Regioni, tramite il meccanismo
del burden sharing.
Una sfida che va affrontata con un approccio inedito, che non fornisca piccole soluzioni tampone ma
risposte complessive e durature e che si traspongono negli obiettivi primari sui quali il documento incentra
l’attenzione:
 valorizzare le risorse naturali e ambientali territoriali;
 promuovere processi di filiere corte territoriali;
 stimolare lo sviluppo di modelli di governance locali;
 generare un mercato locale e regionale della CO2;
 potenziare la ricerca e il trasferimento tecnologico;
 avviare misure di politica industriale.
L’intento è quello di contribuire ad avviare una sorta di rivoluzione copernicana nella impostazione delle
finalità e degli strumenti per conseguirle, in cui le previsioni e le scelte conseguenti divengano strumenti
per lo sviluppo.
Da questa considerazione deriva che il dato di partenza non è giustificare quanto produrre da fonte
rinnovabile o quanto risparmiare ma dove e come sia possibile generare sviluppo sostenibile e duraturo, sul
piano locale, cogliendo in primo luogo la sfida della generazione distribuita e verde di energia ed un suo uso
efficiente e razionale e in secondo luogo assumendo la piena considerazione della dimensione tecnologica,
intesa come insieme di competenze culturali, economiche e politiche, capaci di trasformare sul piano
concreto la sfida dei cambiamenti climatici e dell’energia in opportunità di sviluppo per il sistema
produttivo.
53
Si ritiene che l’introduzione di politiche volte a “decarbonizzare” l’economia può offrire importanti
opportunità commerciali nei settori tecnologici legati all’efficienza energetica ed alle energie rinnovabili,
promuovendo il contenimento della spesa relativa all’approvvigionamento energetico, una
modernizzazione in chiave ecologica del sistema economico e la creazione di comunità locali più sostenibili.
Le politiche energetiche regionali sono, quindi, cruciali per riconvertire il sistema Campania verso un
modello di mercato concepito a basse emissioni, a partire dalla dimensione locale, con l’individuazione
dell’Ente locale quale referente diretto e interlocutore privilegiato per il governo del territorio e delle aree
urbane, industriali e rurali.
La velocità e la qualità del cambiamento del regime energetico determina in buona parte la capacità di
protagonismo dei sistemi territoriali nella sfida globale dei prossimi anni che sarà tutta orientata
all’affrancamento dell’economia dalle fonti fossili.
Governare le dinamiche energetiche rappresenta un passo fondamentale per la costruzione di una “nuova
politica economica e industriale”.
In tal senso, la governance delineata nelle linee d’indirizzo diviene una strategia trasversale ed integrata
nelle politiche attive del lavoro e dello sviluppo sostenibile locale, nella ricerca di una intersettorialità degli
interventi e in un’ottica di coerenza con le altre pianificazioni.
La riduzione dei tempi di transizione dal modello energetico attuale ad una economia che sia il più possibile
carbon free deriva dalla capacità dei diversi territori di ridurre la domanda e, contemporaneamente,
diversificare la produzione.
Sono fondamentali, pertanto, la promozione e la costruzione di una politica di governance a scala locale
utilizzando i meccanismi del Protocollo di Kyoto in modo da contenere i costi della riduzione delle emissioni
ed esportare all’estero le risorse e il know-how delle imprese locali.
Riguardo ai diversi fattori su cui si inserisce questo processo di pianificazione si segnalano:
 il nuovo assetto normativo che fornisce alla Regione e agli enti locali responsabilità di governo e
strumenti di azione in campo energetico;
 l’evoluzione rapida degli scenari di mercato e dei relativi operatori nell’offerta di energia a
seguito del processo di liberalizzazione;
 lo sviluppo e le opportunità di mercato nel campo dei servizi sul fronte della domanda di
energia;
 la necessità di valutare in forma più strutturale e meno occasionale le fonti rinnovabili e
l’efficienza energetica nel contesto della sicurezza degli approvvigionamenti delle tradizionali
fonti energetiche primarie;
 la ridefinizione di un approccio strategico che veda nelle politiche dal lato della domanda e
nell’offerta di energia da fonti rinnovabili una forma più strutturale e sostitutiva del contributo
delle tradizionali fonti energetiche, nel contesto delle esigenze di tutela dell’ambiente, con
particolare riferimento al problema delle emissioni climalteranti.
In linea con gli obiettivi generali delle politiche energetiche ai vari livelli, la Regione assume l’obiettivo
strategico del pareggio tra consumi e produzione di energia elettrica, tenendo conto degli scenari in atto e
delle evoluzioni tendenziali dei prossimi anni.
54
A tal proposito, nell’ottica di subordinare tale obiettivo al contenimento del consumo di risorse energetiche
non rinnovabili e quindi delle emissioni di CO2, si prevede di operare la diversificazione delle fonti di
approvvigionamento e la razionalizzazione della domanda.
Gli obiettivi sono pienamente coerenti con quelli definiti in sede europea nel già citato “pacchetto clima”,
basati sul metodo del burden sharing, ovvero la ripartizione degli obiettivi sottoscritti ed assunti da tutti gli
stati membri, che prevedono, essenzialmente, entro il 2020:
 la riduzione delle emissioni di CO2 del 20% rispetto al 1990;
 il raggiungimento di un livello minimo di copertura del fabbisogno di energia da fonti rinnovabili
pari al 20% (17% per l’Italia).
In quest’ottica, e in funzione di un futuro prevedibile burden sharing tra le regioni, la Regione Campania si è
data i seguenti obiettivi:
 il raggiungimento di un livello di copertura del fabbisogno elettrico regionale mediante fonti
rinnovabili del 25% al 2013, e del 35% al 2020;
 l’incremento dell’apporto complessivo delle fonti rinnovabili al bilancio energetico regionale
dall’attuale 4% circa al 12% nel 2013 ed al 20% nel 2020.
In uno scenario di sviluppo particolarmente favorevole, la quota verde del consumo elettrico regionale nel
2020 potrebbe essere anche superiore al 35%, così come il contributo complessivo delle fonti rinnovabili al
fabbisogno energetico regionale potrebbe superare il 20%.
La missione correlata consiste nel legare il conseguimento degli ambiziosi obiettivi energetici ad un reale
processo di sviluppo industriale per la produzione di componenti e di sistemi, attraverso la leva delle
vocazioni “energetiche territoriali” e delle conseguenti aspettative di mercato.
Per fare questo, vanno affrontati anche i temi della ricerca applicata, del trasferimento tecnologico e della
conseguente industrializzazione.
In considerazione di tutto ciò è evidente che il programma di interventi proposto da TERNA risponde in
modo completo agli obiettivi di programmazione regionale sia con riferimento agli effetti diretti (interventi
nel comparto energetico) che con i conseguenti effetti indotti.
10.5
Coerenza con la Programmazione Regionale Siciliana
Il nuovo periodo di programmazione della Regione Siciliana mira a rilanciare con forza il principio
dell’integrazione tra le politiche di sviluppo attuate tramite i diversi strumenti di finanziamento regionali,
nazionali e comunitari.
Al fine di perseguire il principio comunitario di addizionalità delle risorse comunitarie ma al contempo di
evitare duplicazioni o sovrapposizioni con gli altri strumenti di finanziamento, il Programma Operativo FESR
2007-2013 è stato definito sulla base degli indirizzi strategici delineati dal Documento Strategico Regionale
Preliminare (DSR), approvato dalla Giunta di Governo nel settembre 2005.
Nell’impostazione dei diversi assi del Programma Operativo, sono poi stati presi in considerazione gli
orientamenti e gli obiettivi delle politiche nazionali di settore nonché i Programmi Operativi Nazionali ed i
Programmi Operativi Interregionali.
55
L’obiettivo generale del Programma è quello di innalzare e stabilizzare il tasso di crescita medio
dell’economia regionale attraverso il rafforzamento dei fattori di attrattività di contesto e della
competitività di sistema delle attività produttive in un quadro di sostenibilità ambientale e territoriale e di
coesione sociale.
I caratteri distintivi del Programma possono riassumersi in alcune opzioni trasversali che concernono la
collocazione mediterranea del processo di sviluppo della Sicilia, la necessità di dare attuazione alle
pianificazioni settoriali già intraprese nel corso della programmazione 2000-2006, l’opportunità di
sviluppare meccanismi di competitività del sistema produttivo regionale incentrati sui sistemi di imprese,
l’attenzione alla sostenibilità territoriale dell’azione programmatica, con distinzione specifica per le aree
urbane, per quelle rurali e per i sistemi locali.
A livello di impatto globale, il Programma, nell’esplicitare in termini quantitativi la strategia complessiva
appena delineata, assume i seguenti tre target di riferimento:
1. crescita del PIL reale nel periodo 2007-2013 pari al 2% annuo nell’ipotesi in cui permangano le
previsioni attuali di crescita tendenziale (pari all’1,5% annuo). Il programma si propone altresì di
ridurre la varianza complessiva del PIL rispetto a quella del precedente periodo. Il target sarà
periodicamente rivisto alla luce delle eventuali modifiche delle previsioni di crescita;
2. crescita del numero di occupati alla fine del periodo di Programmazione uguale a circa il doppio di
quelli previsti dal sentiero di crescita tendenziale (pari a circa 15.000 unità). Il target è espresso in
termini relativi e dunque sarà determinato in termini assoluti in base all’evoluzione della stima
tendenziale. In termini di disaggregazione per genere, si stima che tale impatto aggiuntivo
riguarderà per una quota tra 5.000 e 6.000 unità la componente femminile e per una tra 9.000 e
10.000 unità quella maschile;
3. riduzione delle emissioni complessive di CO2 nel periodo 2007-2013 pari all’0,5% del valore attuale
e corrispondenti a circa 0,25 Mton. Secondo alcune stime, per rispettare il protocollo di Kyoto, la
Sicilia nel 2012 dovrebbe rientrare di circa 9 Mton di emissioni di CO2 (6,5% del totale previsto), per
cui il Programma contribuirà a tale obiettivo per circa il 2,5%.
Nello specifico settore dell’energia, obiettivi prioritari dell’azione di programmazione riguardano la
riduzione della dipendenza dalle fonti tradizionali e la promozione della diffusione di fonti rinnovabili con
connesso adeguamento degli impianti, l’integrazione delle tematiche energetiche con la programmazione
nel campo della ricerca e dell’innovazione, la razionalizzazione della domanda di energia.
Nella prima fase di attuazione del PO i principi di riferimento rispetto ai quali saranno individuati e
selezionati gli interventi prioritari saranno i seguenti:
 promuovere azioni di risparmio energetico con il coinvolgimento attivo di enti, imprese e cittadini;
 incentivare la diversificazione delle fonti energetiche, in particolare nel comparto elettrico, con la
produzione decentrata e la “decarbonizzazione”;
 promuovere lo sviluppo delle Fonti Energetiche Rinnovabili ed assimilate favorendo il decollo di
filiere industriali nei comparti corrispondenti;
 promuovere l’innovazione tecnologica con l’introduzione di Tecnologie più pulite (Clean
Technologies-Best Available) nelle industrie ad elevata intensità energetica e supportandone la
diffusione nelle PMI.
56
L’Asse II del PO FESR 2007-2013 è incentrato prevalentemente sulla valorizzazione delle opportunità di
sviluppo delle fonti rinnovabili e di risparmio energetico in ambito regionale.
In particolare l’obiettivo operativo 2.1.1 è incentrato sul sostegno alle filiere produttive in campo
energetico di livello dimensionale regionale, mentre il POI Energia intende promuovere le filiere di ambito
interregionale.
In considerazione di tutto ciò è evidente che il programma di interventi risponde in modo completo agli
obiettivi di programmazione regionale sia con riferimento agli effetti diretti (interventi nel comparto
energetico) che con i conseguenti effetti indotti.
57
C. Benefici attesi dalla realizzazione del PPA
1. Benefici attesi.
I benefici associati a tale intervento si possono sintetizzare come di seguito riportato:
L’aumento della generazione installabile sulla RTN da FER
Come si è avuto modo di esplicitare nei capitoli che precedono, grazie alla realizzazione della
nuova Stazione elettrica di Benevento III sarà possibile collegare alla rete 214,5 MW derivanti
dai seguenti impianti già in possesso della relativa autorizzazione :
Nome Produttore
Tipologia
MW
Eolica S. Lupo
Eolico
42,5
Eolica P.M.
Eolico
46.0
Dotto Morcone
Eolico
57,0
COGEIN
Eolico
48,0
COGEIN
Eolico
21,0
Totale
214,5
Anche qualora, a titolo estremamente prudenziale, si volessero considerare unicamente i
Progetti del parco eolico di Eolica S. Lupo, il totale della nuova capacità produttiva da FER
(interamente costituita da eolico) risulterebbe pari a 42,5 MW che porterebbe a stimare
un’ulteriore energia accoglibile dalla rete pari a 77,86 GWh/anno.
Tale valore è stato determinato attraverso il seguente procedimento ed al netto di situazioni
contingenti non prevedibili, legate alla necessità di mantenere il funzionamento del sistema
elettrico in condizioni di sicurezza.
In considerazione della circostanza che la potenza allacciata direttamente alla RTN deriva
esclusivamente da impianti eolici, sono state considerate le ore (annuali) equivalenti di
funzionamento degli impianti eolici in Campania.
Ai fini della valutazione delle ore equivalenti di utilizzazione degli impianti eolici ci si è basati sui
dati del rapporto statistico 2012 pubblicati dal GSE, dal quale emergono i seguenti valori su
base regionale:
58
Conseguentemente per la Campania sono state considerate 1832 ore/anno equivalenti.
42,5 MW x 1.832 ore/anno = 77,86 GWh/anno
Per ciò che concerne invece l’intervento relativo alla realizzazione della nuova Stazione elettrica
di Butera, nei capitoli che precedono è stato evidenziato che tale stazione contribuirebbe
all’accoglibilità sulla RTN di nuova energia prodotta dai seguenti parchi eolici già in possesso
delle prescritte autorizzazioni :
Nome Produttore
Tipologia
MW
Energia pulita
Eolico
22,0
Solarwind 2
Eolico
18,0
Totale
40,0
Anche qualora, a titolo estremamente prudenziale, si volesse considerare unicamente il
Progetto del parco eolico di Solarwind 2, il totale della nuova capacità produttiva da FER
(interamente costituita da eolico) risulterebbe pari a 18 MW che porterebbe a stimare
un’ulteriore energia accoglibile dalla rete pari a 31,07 GWh/anno.
Tale valore è stato determinato attraverso il seguente procedimento ed al netto di situazioni
contingenti non prevedibili, legate alla necessità di mantenere il funzionamento del sistema
elettrico in condizioni di sicurezza.
In considerazione della circostanza che la potenza allacciata direttamente alla RTN deriva
esclusivamente da impianti eolici, sono state considerate le ore (annuali) equivalenti di
funzionamento degli impianti eolici che, sulla base del medesimo Rapporto GSE, in Sicilia sono
risultati pari a 1.726 ore.
18 MW x 1.726 ore/anno = 31,07 GWh/anno
59
Nell’analisi economica dell’ACB, utilizzando opportune fattori di conversione, verranno
esplicitate le valorizzazioni monetarie dei risparmi in termini di TEP e CO2
Un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di CO2
Per determinare la riduzione di emissioni di CO2 associata all’aumento di produzione da FER
Terna, il cui ufficio statistiche è stato inserito nell'ambito del Sistema statistico nazionale
(SISTAN) dal DPCM 25 novembre 2009, utilizza i coefficienti specifici di emissione riferiti al
consumo di combustibile per la produzione termoelettrica e riportati nell’ambito delle proprie
pubblicazioni statistiche annuali sull’energia elettrica in Italia.
In particolare, considerando che suddetti coefficienti assumono i seguenti valori standard:
4,03 t / tep per il carbone (tonnellate di CO2 emessa per ogni tep di carbone utilizzato per
produrre energia elettrica)
3,27 t / tep per l’olio combustibile
2,35 t / tep per il gas naturale
elaborando i consuntivi annuali di produzione termoelettrica in Italia e dei relativi consumi di
combustibile, si arriva a determinare l’emissione totale di CO2 in un anno dovuta alla
produzione termoelettrica in Italia.
Tale valore, evidentemente, cambia di anno in anno: con riferimento all’ultimo anno per il
quale risulta ufficialmente disponibile (ovvero, l’anno 2011, come si evince dalla sezione
“Confronti internazionali” dei Dati statistici 2012 elaborati da Terna e pubblicati sul proprio sito
internet), si ottiene che il rapporto tra la suddetta emissione totale di CO2 nell’anno e l’energia
prodotta da fonte termoelettrica nel medesimo anno risulta pari a:
538 grammi CO2 / kWh = 0,538 tonnellate CO2 / MWh = 538 tonnellate CO2 / GWh
Moltiplicando, quindi, 538 per:
77,86 GWh si ottiene per l’investimento relativo alla SE di Benevento III una corrispondente
riduzione di tonnellate di CO2 emessa pari a 41.888,7 tonnellate/anno, ipotizzando che la
capacità rinnovabile liberata sostituisca un’equivalente capacità termoelettrica;
Moltiplicando invece 538 per : 69 GWh
60
31,07 GWh si ottiene per l’investimento relativo alla SE di Butera una corrispondente
riduzione di tonnellate di CO2 emessa pari a 16.714,6 tonnellate/anno, ipotizzando che la
capacità rinnovabile liberata sostituisca un’equivalente capacità termoelettrica
Ne consegue che gli interventi previsti nel presente Master Plan saranno in grado di ridurre le
emissioni di CO2 in misura pari a 58.603,3 tonnellate/anno.
61
2. Valutazione di sintesi dei benefici economici ed ambientali derivanti dal progetto
Per la rappresentazione dei dati di sintesi è stato considerato quanto segue:
gli investimenti relativi al progetto sono stati presunti in modo costante per i sette anni di nuova
programmazione. Tali investimenti non genereranno alcuna entrata netta riferibile al calcolo del deficit
di finanziamento (art. 55) in quanto scorporati sia dal Capitale Investito Riconosciuto che dal computo
degli ammortamenti remunerabili in tariffa;
le spese di gestione e manutenzione derivanti dai nuovi investimenti si valorizzano presumendo
un’incidenza del 2% annuo, per 20 anni, sul valore degli investimenti stessi. Tali spese genereranno
entrate nette riferibili al calcolo del deficit di finanziamento che andranno a compensare i costi da
sostenere;
prudenzialmente si utilizza sia per il tasso di sconto finanziario che per il tasso di sconto sociale il valore
del 5,50%;
il periodo di riferimento considerato è 20 anni;
il valore residuo degli investimenti alla fine del periodo preso in considerazione si considera pari a 0, in
quanto non vengono parimenti considerati gli oneri di sostituzione;
la tipologia di interventi da realizzare non comporta in fase di cantiere particolari disagi ai territori
interessati in termini di rumore, impatto ambientale, congestione del traffico, ecc. per cui non sono
stati valorizzati costi riferibili a tali tipologie di fattori.
62
GWh da nuovi impianti FER
GWh da nuovi impianti FER
GWh da nuovi impianti FER
GWh da nuovi impianti FER
GWh
Ton. CO2/GWh
Ton. CO2
108,928
538
58.603
GWh
Tep carbone/GWh
Tep carbone totali
108,928
228
24835,584
GWh
Tep gas/GWh
Tep gas totali
108,928
163
17755,264
GWh
Tep olio comb./GWh
108,928
212
€
Tep olio comb.
totali
23092,736
10.787.434,51
363.926,27
11.151.360,78
Totale benefici ambientali
Totale benefici ambientali attualizzati
€
€
223.027.215,64
133.263.026,58
63
Beneficio riduzione
Tep carbone
539,39 €
3.870.123,37
€/Tep Carbone
€
Beneficio riduzione
Tep Gas
539,39 €
6.453.948,29
€/Tep Gas
€
Tep olio comb.
€/Tep Olio
Beneficio riduzione
(3,72%)
comb.
Tep Olio comb.
859,0
€
539,39 €
463.362,86
€
€
€
€
€
€
€
Tep Carbone
(28,89%)
7175,0
Tep gas
(67,39%)
11965,3
Benefici annui riduzione Tep
Benefici annui riduzione CO2
Totale benefici annui riduzione emissioni
totale dei benefici economici ambientali attualizzati ascrivibili al progetto
benefici economici da spese di cantiere attualizzati ascrivibili al progetto
benefici economici da spese di esercizio attualizzati ascrivibili al progetto
Totale benefici economici attualizzati ascrivibili al progetto
Beneficio
annuo
6,21 € 363.926,27
€/Ton CO2
133.263.026,58
13.586.720,01
9.135.821,78
155.985.568,37
4. Conclusioni
In sintesi, i risultati che scaturiranno dalla realizzazione del progetto vanno quantificati e valutati sotto
diversi punti vista: da una parte tale intervento mira a limitare i vincoli (attuali e futuri) di utilizzo e gestione
della rete, contribuendo in maniera significativa alla smartizzazione del mercato elettrico e al
perseguimento degli obiettivi comunitari in materia di integrazione di fonti rinnovabili; dall’altra, questo
permetterà di incrementare la qualità della rete stessa, migliorandone le caratteristiche strutturali e la sua
affidabilità.
Benefici generati dal Progetto
Lordi
Attualizzati
Ambientali
€ 223.027.215,64 € 133.263.026,58
Economici da cantiere
€ 14.333.989,61 € 13.586.720,01
Economici da esercizio € 15.289.588,92 €
9.135.821,78
Totale
€ 252.650.794,18 € 155.985.568,37
Progetto totale S.E.
64
Costi del Progetto
Lordi
Attualizzati
€ 21.718.166,08 € 20.585.939,41
D. Chiarimenti forniti in fase Istruttoria
Si riportano qui di seguito i chiarimenti forniti alle richieste pervenute in fase istruttoria.
Rapporti intercorrenti tra le Società TERNA Rete Elettrica Nazionale SpA e Terna Rete Italia SpA :
Il soggetto beneficiario delle agevolazioni è identificabile univocamente nella società TERNA SpA.
Si è provveduto in sede di progetto a specificare che l’art.12 comma 4 del D.M. del 15 Dicembre 2010, che
nomina TERNA SpA concessionario recita: “La Concessionaria, nel rispetto dei criteri di efficienza
organizzativa, può affidare la realizzazione e la gestione di attività oggetto della presente Convenzione a
società da questa controllate. La Concessionaria è tenuta a darne comunicazione al Ministero”; tale articolo
quindi concede Terne SpA la facoltà di poter affidare la gestione delle attività che scaturiscono dalla
concessione unicamente a società da questa controllate; in ottemperanza al disposto di tale articolo, Terna
SpA ha provveduto a stipulare con Terna Rete Italia SpA (società controllata al 100% da Terna SpA) contratti
di servizi disciplinanti una serie di attività svolte da Terna Rete Italia.
Tali attività possono sinteticamente esser ricondotte a due fattispecie, e precisamente :
a) Attività svolte da Terna Rete Italia in nome e per conto di Terna ovvero in nome proprio e per
conto di Terna;
b) Attività assistenza tecnica connessi all’utilizzo di strumenti di finanza agevolata svolte da Terna
Rete Italia direttamente nei confronti di Terna in qualità di fornitore terzo.
Ovviamente tale diverso ruolo assunto da Terna Rete Italia implicherà una diversa tipologia di
rendicontazione in funzione del ruolo di volta in volta assunto da Terna Rete Italia in dipendenza delle
attività effettivamente rese.
Infatti, quando Terna Rete Italia opererà in qualità di fornitore terzo per prestazioni rese direttamente nei
confonti di Terna, alla stregua di come normalmente accade per qualunque altra tipologia di progetti, il
Beneficiario Terna rendiconterà i titoli di spesa a lui intestati ed emessi dal fornitore Terna Rete Italia.
Viceversa, quando Terna Rete Italia gestirà in nome proprio e per conto di Terna ovvero in nome e per
conto di Terna i rapporti con i fornitori esterni in relazione alle acquisizioni di macchinari, impianti,
materiali ed attrezzature, i titoli di spesa che verranno rendicontati da Terna risulteranno essere le fatture
che i fornitori terzi emetteranno nei confronti di Terna Rete Italia ed i pagamenti risulteranno quelli
effettuati da Terna Rete Italia al Fornitore.
Ciò in quanto, conformemente a quanto previsto dagli artt.1703 e segg. del codice civile l’effetto traslativo
della proprietà in capo al mandante (Terna) si verifica nel momento stesso in cui il mandatario (Terna Rete
Italia) riceve la fattura dal fornitore,.
In ogni caso, per dimostrare che la spesa è rimasta effettivamente a carico del beneficiario Terna, si
provvederà ad allegare anche la rifatturazione al costo effettuata da TRI a Terna ed il relativo pagamento
effettuato dalla stessa Terna a TRI.
Tale rifatturazione dipende esclusivamente dalle modalità di funzionamento del tributo IVA, a causa delle
quali il legislatore fiscale ha scelto di porre in essere una finzione giuridica (vedi C.M. 16.2.73 n.15/527164)
all’interno del rapporto tra mandante e mandatario, al solo fine di consentire al mandatario di rimanere
“neutrale” rispetto all’applicazione del tributo.
65
Dimostrazione della presenza del requisito dell’aggiuntività in merito all’investimento nella realizzazione
della Stazione Elettrica di Benevento III già presente nel Piano Industriale 2014-2018 di Terna SpA
Si premette che allo stato attuale risulta emesso da parte della Regione Campania il decreto n.256 del
7/6/2013 di autorizzazione nei confronti della società Eolica San Lupo Srl per la realizzazione dell’impianto
di produzione e delle opere connesse, comprensive della stazione elettrica di Benevento III;
In data 28/07/2014 con decreto dirigenziale n.632 è stato disposto in favore del produttore Eolica San Lupo
l’esproprio e l’autorizzazione all’effettuazione delle operazioni di immissione in possesso delle aree della
stazione.
In data 24/11/2014 (quindi successivamente alla presentazione della domanda di accesso alle agevolazioni)
Terna SpA ed Eolica San Lupo Srl hanno presentato alla regione Campania istanza per l’ottenimento della
voltura in capo a Terna SpA da parte del produttore dell’autorizzazione unica limitatamente alla parte
relativa alla costruzione ed all’esercizio dell’impianto di rete per la connessione alla RTN del produttore,
unitamente al decreto di esproprio citato, per la parte di competenza delle opere da realizzare da parte di
Terna SpA.
Successivamente alla stipula del contratto di connessione Terna procederà al perfezionamento degli
espropri attraverso la corresponsione delle indennità di esproprio ai proprietari degli immobili.
Tale progetto risulta presente all’interno del Piano Industriale di Terna SpA 2014-2018 con una previsione
di inizio lavori per l’anno 2016 ed un importo da realizzare entro il 2018 (termine dell’orizzonte del Piano
industriale) per 9,7 M€.
Ne deriva che grazie al contributo pubblico, Terna riuscirà a realizzare l’intervento, organico e funzionale
compatibilmente con i tempi previsti di realizzazione, integralmente entro il 31/12/2015 per un ammontare
pari a circa 14,7 M€.
Tale maggior investimento, unitamente all’anticipazione dei tempi di realizzazione, sarà in grado di
generare positivi effetti per il sistema come dettagliato nell’analisi che segue.
Con riferimento alla richiesta di contributo per il programma di investimenti relativo alla Stazione Elettrica
di Benevento III, da un’analisi condotta sul Piano Industriale 2014-2018 di Terna SpA si definiscono i
seguenti scenari dei quali si riportano le principali risultanze:
1. Presenza dell’aiuto - S.E. Benevento III - POI Energia 2007-2013;
2. Assenza dell’aiuto - S.E. Benevento III - Piano Industriale 2014-2018.
Scenario 1 – Presenza dell’aiuto
S.E. Benevento III - POI Energia 2007-2013
L’ammontare complessivo del programma di investimenti presentato è di € 14.751.304,45 con data di avvio
a gennaio 2015 e conclusione entro il 31/12/2015.
Grazie alla realizzazione della nuova stazione elettrica di Benevento III potranno essere connessi alla RTN, a
partire dal 2016, ulteriori nuovi 214,5 MW di energia prodotta da FER relativi ai seguenti impianti già
autorizzati:
Nome Produttore
Eolica S. Lupo
Eolica P.M.
Dotto Morcone
COGEIN
COGEIN
Totale
66
Tipologia
Eolico
Eolico
Eolico
Eolico
Eolico
MW
42,5
46.0
57,0
48,0
21,0
214,5
In termini di benefici ambientali, prendendo in considerazione solo gli elementi considerati nell’Analisi
Costi-Benfici predisposta dal proponente, è possibile calcolare un risparmio annuo di 72.148,70 Tep
(Tonnellate di Petrolio Equivalenti) e una riduzione di Emissioni di CO2 in atmosfera pari a 211.414,63
tonnellate.
Applicando le stesse tabelle di conversione espresse in sede progettuale, si può determinare un beneficio
economico annuo, derivante dalla somma dei due elementi considerati, pari a € 40.229.172,83.
In considerazione dell’orizzonte temporale a cui fa riferimento tale analisi, vale a dire il 2018, il totale della
valorizzazione economica dei benefici ambientali da considerare è la seguente:
Benefici generati dal Progetto
Lordi
Attualizzati
Ambientali
€
120.687.518,50 €
108.535.628,18
Scenario 2 – Assenza dell’aiuto
S.E. Benevento III - Piano Industriale 2014-2018
L’ammontare complessivo degli investimenti inseriti nel Piano Industriale 2014-2018 è di € 9.780.000,00
con data di avvio a gennaio 2016 e conclusione il 31/12/2018, termine dell’orizzonte temporale del Piano.
Considerando in maniera prudenziale che l’investimento ridotto, rispetto a quello dello Scenario 1, possa
garantire la stessa capacità di connessione degli ulteriori nuovi 214,5 MW di energia prodotta da FER
relativi agli impianti già autorizzati identificati, sarebbe possibile ottenere gli stessi benefici, ma a partire dal
2019.
Alla luce di ciò non risultano quantificabili benefici ambientali imputabili al progetto nell’orizzonte
temporale considerato (fino al 2018).
Conclusioni
1. Aumento dell’ammontare dell’investimento.
Il primo dato che emerge è che grazie alla presenza dell’aiuto l’ammontare complessivo del progetto ha un
aumento di € 4.971.304,45 passando dai € 9.780.000,00 previsti nel Piano Industriale 2014-2018 ai €
14.751.304,45 presentati a valere sul POI Energia 2007-2013.
2. Anticipazione temporale dell’investimento e Benefici.
Il secondo elemento da considerare è l’anticipazione temporale degli investimenti che, grazie alla presenza
dell’aiuto, passa da una data di inizio nel 2016 e conclusione al fine 2018 a un avvio e conclusione
all’interno del 2015.
Al fine di poter confrontare gli scenari rispetto all’orizzonte temporale di 20 anni che entrambi prevedono,
è necessario attualizzare rispetto al 2016 tutti i benefici generati da entrambi, giungendo alla seguente
conclusione:
67
Benefici generati dal Progetto
Lordi
Attualizzati
Scenario 1
Scenario 2
€
€
804.583.456,67 €
804.583.456,67 €
Benefici derivanti dall'anticipazione
€
480.754.002,41
431.934.594,83
48.819.407,58
Integrazioni in merito alla dimostrazione della sussistenza dell’effetto di incentivazione.
Secondo quanto stabilito dall’art.6 comma 3 del Reg.651/2014, sussiste il requisito dell’effetto di
incentivazione tutte le volte in cui prima dell’avvio dei lavori il beneficiario abbia presentato domanda di
aiuto e l’aiuto stesso sia in grado di consentire di raggiungere uno o più dei seguenti obiettivi :
un aumento significativo, per effetto dell'aiuto, della portata del progetto/dell'attività,
un aumento significativo, per effetto dell'aiuto, dell'importo totale speso dal beneficiario per il
progetto/l'attività,
una riduzione significativa dei tempi per il completamento del progetto/dell'attività interessati.
Nel caso di specie Terna ha dichiarato che grazie all’aiuto gli interventi saranno realizzati in tempi più brevi
rispetto a quelli che sarebbero stati utilizzati in assenza dell’aiuto e che per effetto dell’aiuto vi sarebbe
stato un aumento significativo dell’importo speso dal beneficiario.
Per ciò che concerne l’intervento relativo alla stazione elettrica di Benevento III si rimanda a quanto già
dichiarato in merito alla dimostrazione della presenza del requisito di aggiuntività mentre per ciò che
concerne l’intervento di realizzazione della Stazione di Smistamento di Butera, si ribadisce che la stessa non
risulta nel Piano industriale 2014-2018 di Terna in quanto entrambi i produttori autorizzati (Energia Pulita e
Solarwind2) non hanno ad oggi sottoscritto il contratto di connessione.
Terna infatti inserisce nel proprio piano industriale interventi per opere di connessione dei produttori
esclusivamente a seguito della sottoscrizione da parte di questi del contratto di connessione.
Inoltre occorre considerare che, come espresso nel progetto, entrambi i produttori si erano avvalsi della
facoltà di realizzare in proprio le opere, comprensive delle opere RTN.
Quindi, in assenza della sottoscrizione del contratto di connessione da parte di entrambi i produttori
autorizzati, Terna non ha al momento alcun obbligo di dar seguito alla realizzazione dell’opera a seguito
delle richieste di connessione.
In considerazione della possibilità di accedere al finanziamento, Terna ha valutato l’opportunità di
realizzare comunque l’opera in considerazione della circostanza che la stessa insiste su un’area nella quale
si prevede nel prossimo futuro la necessità di collegare altri produttori FER alla RTN; a titolo meramente
esemplificativo si cita la possibilità di collegare a tale stazione parte della produzione un impianto di
produzione FER da 110 MW.
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Procedura seguita per la determinazione del contributo concedibile ai sensi dell’art. 48 del Regolamento
651/2014 (GBER).
L’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il sistema idrico (AEEGSI) riconosce a Terna in linea teorica
adeguamenti tariffari in ordine alle seguenti voci:
a) Remunerazione del capitale investito nel progetto;
b) Remunerazione degli ammortamenti delle immobilizzazioni di cui agli investimenti di progetto;
c) Remunerazione in ordine ai maggiori costi operativi per la gestione delle infrastrutture di progetto.
Con riferimento al punto a), l’Autorità chiarisce (art. 21 comma 5 – Allegato A TIT ARG/elt 199/11) che il
meccanismo regolatorio per l’aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di trasmissione
prevede che non si verificano adeguamenti tariffari (e conseguenti maggiori entrate nette) nella
componente relativa alla remunerazione del capitale investito poiché L’Autorità medesima provvede a
decurtare dagli investimenti i contributi percepiti, in base alle comunicazioni inviate da Terna.
Terna ha già provveduto a dichiarare in sede progettuale che comunicherà all’Autorità l’ammontare del
contributo in c/impianti ricevuto e, conseguentemente, gli investimenti realizzati non verranno ricompresi
tra gli investimenti remunerati attraverso la tariffa.
Con riferimento alla componente b) relativa al riconoscimento degli ammortamenti, in considerazione della
circostanza che il meccanismo regolatorio per l’aggiornamento delle componenti tariffarie relative al
servizio di trasmissione prevede (art. 21 comma 7 – Allegato A TIT ARG/elt 199/11) che : “sono riconosciute
quote di ammortamento.. omissis… anche in relazione a cespiti il cui valore lordo risulti in tutto o in parte
compensato da contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti”, Terna si impegna formalmente a
porre in essere apposita procedura interna, da utilizzare in fase di comunicazione all’Autorità, volta alla
sterilizzazione della componente ammortamenti.
Infine, con riguardo alla componente c) relativa al riconoscimento in tariffa dei maggiori costi operativi e
gestionali (OPEX) legati alle (nuove) infrastrutture, si rileva che nell’analisi seguita Terna ha provveduto a
considerare quali entrate nette da tariffa la remunerazione dei costi operativi legati alla manutenzione dei
nuovi investimenti (OPEX) stimata nel 2% del valore degli stessi.
Tale quantificazione è da considerarsi in linea con quanto previsto dal paragrafo 4.3.1 dell’Allegato 3 del
Piano di Sviluppo 2014 di Terna che stima gli OPEX in misura pari all’1,5% delle CAPEX, salvo peculiarità
specifiche che in questo caso risultano sussistere, alla luce del livello tecnologicamente avanzato della quasi
totalità degli interventi.
Terna, conseguentemente, ha provveduto ad indicare nei prospetti di calcolo, predisposti in attuazione del
disposto dell’art. 48 comma 5 del regolamento n.651/2014 (GBER), revenue regolatorie di importo pari
all’ammontare delle OPEX previste, con la conseguenza che l’importo dell’aiuto richiesto risulta pari
all’importo dell’investimento.
Si segnala che, con riferimento all’ipotesi di un teorico incremento dei ricavi derivanti dal dispacciamento,
si ritiene che gli interventi in oggetto non comporteranno un aumento della portata della rete bensì
esclusivamente un miglioramento del mix di energia trasportata a vantaggio delle FER che godono di
priorità nel dispacciamento rispetto all’energia prodotta da fonti tradizionali.
Per tale motivazione non sono stati previsti incrementi di ricavi derivanti dal dispacciamento.
Infine non si è ritenuto di dover considerare eventuali presunte economie gestionali derivanti dagli
investimenti che potrebbero comportare una riduzione di costi di manutenzione in quanto gli eventuali
minori costi derivanti da un ridotto numero di interventi potrebbero essere più che compensati dai
maggiori costi derivanti da interventi singolarmente più onerosi in quanto effettuati su apparati
tecnologicamente avanzati.
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In conclusione si conferma che l’approccio adottato è pienamente compatibile con gli “Orientamenti
metodologici per la realizzazione delle analisi costi-benefici” della Commissione Europea per il periodo di
programmazione 2007-2013.
In particolare attraverso l’analisi condotta si è dimostrato che i progetti:
meritano di essere cofinanziati poiché il Valore Attuale Netto Economico (VANE) di ciascuno di essi
risulta positivo. Ciò dimostra che la società (Regione/Paese) trova giovamento nella loro
realizzazione;
necessitino di un finanziamento poiché il rapporto fra Valore Attuale Netto Finanziario e Costi
(VANF/C) di ciascuno di essi risulta negativo. Ciò dimostra che essi non risulterebbero
finanziariamente sostenibili senza l’accesso al cofinanziamento.
l’importo del finanziamento può essere richiesto in misura pari al 100% dei costi del progetto
costituiti dai costi di investimento e dai costi previsti dall’art.56 comma 2 del Reg. CE 1083/2006
come ratificati ed analiticamente individuati dal DpR 196/2008 e dichiarati ammissibili dall’Autorità
di Gestione del POI Energia all’art. 4.2 dell’Invito pubblico.
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