Reti elettriche di distribuzione: stato, investimenti, concessioni

Il punto sullo stato del servizio, fabbisogno di investimenti, rinnovo delle concessioni delle reti elettriche di distribuzione. Fondamentali per la transizione energetica, eppure restano ampiamente trascurate, mostrando una crescente vulnerabilità, specie nelle aree urbane, come testimoniano i recenti blackout, nonché notevoli disparità tra il Sud e il resto del Paese.

Le reti elettriche di distribuzione sono nodali per le politiche della transizione, eppure mai come ora i sistemi infrastrutturali mostrano una crescente vulnerabilità, specie nelle aree urbane, come testimoniano i recenti blackout in alcune grandi città italiane con l’aumento delle temperature e della richiesta di punta.

Per una mancata programmazione armonica del sistema elettrico, lo sviluppo delle reti rischia, infatti, di non tenere il passo delle trasformazioni nella generazione e nei consumi, con conseguenze negative sul piano economico-gestionale e sulla sicurezza e qualità delle forniture.

Al contrario, il sistema distributivo dovrebbe costituire un catalizzatore dei cambiamenti, ma per farlo dovrà aumentare le sue funzionalità ammodernandosi. In mancanza di ciò le reti rischiano di essere “il collo di bottiglia” della transizione e qualsiasi strada verso la riduzione delle emissioni diventerebbe impercorribile.

Il rischio collo di bottiglia della transizione

I principali driver che oggi determinano le necessità di investimenti sulle reti elettriche di distribuzione sono riconducibili all’enorme aumento dei punti di generazione rinnovabile non programmabile, all’elettrificazione dei consumi, alla sostituzione e modernizzazione delle reti obsolete (il 40% delle reti europee ha più di 40 anni), all’incremento della resilienza, all’automazione.

In Italia, i punti di generazione distribuita hanno superato il milione e mezzo, oltre il 90% dei quali allacciati a reti di distribuzione. Quasi il 90% delle richieste di connessione è concentrato in regioni che coprono meno di un quarto della domanda. Pertanto, l’elettricità prodotta dove non serve deve essere trasportata dove è consumata, comportando interventi infrastrutturali.

Inoltre, l’energia rinnovabile prodotta quando non serve deve essere gestita, modificando le modalità di esercizio del sistema, anche per la necessità crescente di sistemi di accumulo.

Nonostante la penetrazione dell’elettricità negli usi finali dell’energia proceda finora lentamente è indubbio che l’elettrificazione aumenterà, guidata dal settore commerciale/residenziale e dalla mobilità elettrica su strada. Ciò comporta, più che in passato, la necessità di investire nelle reti in maniera anticipata, sia per l’hosting capacity delle rinnovabili (la quantità di nuova produzione che può essere collegata alla rete in una posizione specifica o in una determinata area senza superare i limiti tecnici della rete durante il funzionamento) che per l’elettrificazione, oltre che per accrescere la resilienza.

Esigenze di rinnovo e riqualificazione emergono anche da alcuni indicatori della qualità del servizio di distribuzione: persistono notevoli disparità tra il Sud e il resto del Paese, sia sulla rete in bassa che media tensione, con pochi miglioramenti e nessun importante progresso negli ultimi anni.

Valori economici in gioco, investimenti e fabbisogno di investimenti

Il valore attuale della rete nazionale e degli strumenti di misura a fini tariffari (RAB) è stimabile in circa 25 md di euro. Si tratta di una cifra che, pur non rappresentando un valore di mercato, costituisce un ordine di grandezza di riferimento per riflessioni sui valori economici in gioco.

Per il 2024, il WACC per distribuzione e misura è stabilito nel 6%

Nel 2020, il costo annuo complessivo del servizio di distribuzione e misura riconosciuto da Arera ammontava a 5.220 milioni di euro, di cui 4.542 milioni di euro per le reti (87%) e 678 milioni per la misura (13%). Ad oggi tale costo potrebbe essere un po’ cresciuto, ma l’ordine di grandezza resta quello.

I pochi studi effettuati sulle necessità di investimenti delle reti elettriche di distribuzione nazionali indicano un ammontare di 30 miliardi tra il 2020 e il 2030, un terzo dei quali dovrà essere diretto all’ammodernamento e sostituzione delle infrastrutture, soprattutto a causa del loro progressivo invecchiamento.

L’ammontare annuo degli investimenti delle imprese distributrici è significativamente aumentato negli ultimi anni, raddoppiando da 1,9 mld di euro nel 2018 a circa 3,7 mld nel 2023. Il Piano Strategico Enel 2024-2026 prevede 12,2 mld di euro di investimenti sulle reti elettriche di distribuzione italiana, di cui 3,5 mld proverranno però dal PNRR.

L’attuale ritmo annuo degli investimenti è apparentemente in linea con le stime prodotte alcuni anni fa sulle necessità della rete distributiva al 2030, che però potrebbero essere sottovalutate, in quanto superate dalle trasformazioni in atto, dal progressivo invecchiamento di alcune tratte, dal fatto che tali valutazioni siano state prodotte in un quadro di obiettivi meno ambiziosi rispetto a quelli usciti da Fitfor55, REPowerEU e nuovo PNIEC.

Il rinnovo delle concessioni e il rischio freno per gli investimenti

Occorrerà, inoltre, che il procedimento di rinnovo delle concessioni sia costruito in modo da non costituire, nella seconda metà del decennio in corso, un freno all’effettuazione degli investimenti di cui l’evoluzione della rete ha bisogno.

Le nuove concessioni, da rilasciare entro il 2030, dovranno riguardare un ambito non inferiore al territorio comunale e non superiore a un quarto di tutti i clienti finali; le relative gare sono da indire entro il 31 dicembre 2025, sulla base di criteri e regole che saranno contenuti in un regolamento MASE. Il limite superiore all’ambito delle concessioni appare in contraddizione con le spinte all’aggregazione e all’efficientamento della gestione delle reti in atto nella regolazione Arera.

La frammentazione delle filiere, sia verticale che orizzontale, connessa al processo di liberalizzazione, non ha prodotto vantaggi per i consumatori; anzi la disintegrazione dei sistemi ne ha reso più complessa e difficoltosa la gestione aumentandone i costi complessivi, generando al contempo una regolazione ipertrofica.

Occorre interrogarsi se, a oltre trent’anni dal Decreto Bersani, non sia necessario un intervento legislativo che fornisca un quadro di regole nuovo per il riassetto della distribuzione elettrica, anche per tener conto dei mutamenti tecnologici e di mercato intervenuti, nonché delle esperienze fatte. (Per un approfondimento sul rinnovo delle concessioni si veda il dibattito a più voci proposto sulle pagine di ENERGIA e l’articolo pubblicato sull’ultimo numero).

La necessità di una visione coordinata, realistica e di lungo periodo (non come nel gas)

Al fine di perseguire realisticamente gli obiettivi nazionali ed europei ed evitare rischi di deterioramento del sistema, è necessario costruire un quadro di regole certo e una governance che contribuisca all’effettuazione degli investimenti e a una gestione efficiente della rete. La disastrosa esperienza delle concessioni della distribuzione gas mostra quanto sia necessaria una visione del settore coordinata, realistica e di lungo periodo.

Ogni ipotesi di riassetto gestionale, proprietario e di governance del sistema dovrà confrontarsi con diverse problematiche, industriali, economiche, gestionali, di terzietà delle reti, ecc. Due appaiono particolarmente rilevanti:

la rete di distribuzione risulta molto importante per i gruppi societari integrati che la detengono, non solo nella formazione dei margini (fino al 20-27% dell’Ebitda), ma come fattore strategico di gestione del rischio e di equilibrio economico-finanziario;
nonostante le regole di unbundling amministrativo e funzionale imposte dal Regolatore per la terzietà della rete, resta il problema delle asimmetrie tra i gruppi societari integrati rispetto ai competitor nelle fasi libere della filiera; avere la rete può offrire vantaggi in relazione alle funzioni di dispacciamento ed equilibrio del sistema, ma anche in termini di disponibilità dei dati connessi sia alla fase di consumo che di movimentazione dei flussi.

Le osservazioni presentate sono dirette a mettere in evidenza in modo estremamente sintetico i temi più rilevanti e critici riguardo il sistema nazionale della distribuzione elettrica, un tassello fondamentale non solo per la transizione ma per il sistema economico e sociale del nostro paese. Come si ammoniva già nel 2021 sulle pagine di ENERGIA, è quanto mai opportuno parlarne, e parlarne ora, non solo per il futuro delle concessioni ma per le ambizioni di transizione del paese.

Gian Paolo Repetto è economista dei mercati energetici. Collabora con Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche.

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