Pubblicato il 3 giugno 2014, nella seduta n. 253
CIOFFI , AIROLA , BERTOROTTA , BUCCARELLA , BULGARELLI , CASTALDI , CATALFO , CRIMI , DONNO , FATTORI , GIROTTO , MANGILI , MARTELLI , MARTON , MOLINARI , MONTEVECCHI , MORONESE , MORRA , NUGNES , PAGLINI , PETROCELLI , PUGLIA , SCIBONA , SERRA , BLUNDO
Il Senato,
premesso che:
nel mese di novembre 2013 è stato presentato a Londra il World energy outlook (WEO) 2013, il rapporto redatto dall'International energy agency (IEA), che delinea gli scenari del sistema energetico mondiale fino al 2035. Nel documento di sintesi del WEO 2013, si prevedono consumi di energia primaria in crescita di un terzo tra il 2011 ed il 2035;
secondo le stime dell'IEA, le energie rinnovabili contano per circa la metà della crescita della generazione elettrica mondiale al 2035. Il 40 per cento della crescita della domanda totale di energia da qui al 2035, infatti, sarà soddisfatto con le rinnovabili, con le fonti non programmabili (eolico e solare fotovoltaico) che coprono il 45 per cento dell'aumento delle rinnovabili, ma i consumi aumenteranno di un terzo e le fonti fossili continueranno a fornire il 76 per cento del fabbisogno energetico, spingendo il mondo verso un aumento di temperatura di 3,6 gradi rispetto ai livelli preindustriali;
nel rapporto si ribadisce inoltre che si «è ancora lontani dal pieno utilizzo del potenziale economico dell'efficienza energetica: nel nostro scenario centrale, i due terzi di tale potenziale rimangono ancora inutilizzati. È necessario intraprendere un'azione che superi i diversi ostacoli agli investimenti in efficienza energetica. Tale azione include l'eliminazione dei sussidi alle fonti fossili che stimiamo siano aumentati a 544 miliardi di dollari nel 2012 su scala mondiale. Valorizzare la competitività energetica non significa diminuire gli sforzi per combattere il cambiamento climatico»;
sebbene i vantaggi ambientali legati alla riduzione della dipendenza da combustibili fossili siano evidenti, lo stoccaggio di grandi quantitativi di energia da fonte rinnovabile e la produzione su scala ridotta rappresentano tuttora una grande sfida per la stabilità e la disponibilità di energia elettrica. La difficoltà principale deriva dalla natura intermittente delle energie rinnovabili. Per favorire la crescente penetrazione di tali fonti molto variabili e non facilmente prevedibili nei sistemi elettrici è necessario risolvere problemi di bilanciamento dei carichi e di regolazione della frequenza e, in particolare, assicurare la disponibilità di una quota crescente di generazione di riserva particolarmente flessibile per far fronte all'intermittenza;
in diversi mercati europei, soprattutto in quello italiano e in quello tedesco, è al centro del dibattito il tema della convivenza tra il settore delle rinnovabili e il settore termoelettrico in crisi e, dunque, dell'introduzione di meccanismi di capacity payment. La crescita delle rinnovabili non programmabili e con costi marginali di produzione praticamente nulli ha infatti messo in crisi impianti dalla produzione flessibile ma costosa ed altamente inquinante come i cicli combinati a gas e ha indotto il legislatore ad intervenire per cercare di soccorrere tali impianti e premiarli per la funzione di back up che svolgono, cioè pagando loro la potenza dispacciabile che mettono a disposizione della rete;
già nel documento di Strategia energetica nazionale (SEN), approvato con il decreto interministeriale 8 marzo 2013, emergono chiaramente le difficoltà in cui versa il parco di generazione termoelettrico. Si afferma, infatti, che uno degli obiettivi principali della medesima strategia consiste nel continuare a sviluppare il mercato elettrico libero ed integrare la produzione rinnovabile, eliminando progressivamente tutte le inefficienze del mercato stesso, assorbendo gradualmente la sovraccapacità produttiva attuale, gestendo l'integrazione della crescente capacità rinnovabile non programmabile e le problematiche di rete, dovute all'eccesso di produzione nonché di «adeguatezza del sistema in un mercato in cui il parco termoelettrico viene progressivamente "spiazzato"»;
rilevato che:
per capacity payment si intende un indennizzo previsto per le centrali termoelettriche per la flessibilità che esse garantiscono alla sicurezza del sistema elettrico, lavorando a ritmo ridotto quando è alta la produzione da fonti rinnovabili (che hanno priorità di ritiro), e compensando i fabbisogni nei momenti in cui la produzione da fonti rinnovabili si riduce;
il comma 153 della legge n. 147 del 2013 (legge di stabilità per il 2014), introdotto durante l'esame parlamentare nonostante la contrarietà del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare pro tempore Andrea Orlando, demanda al Ministro dello sviluppo economico la definizione, su proposta dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEE) e sentito il Ministro dell'ambiente, di condizioni e modalità per la definizione di un sistema di remunerazione di capacità produttiva (capacity payment) in grado di fornire gli adeguati servizi di flessibilità, nella misura strettamente necessaria a garantire la sicurezza del sistema elettrico e la copertura dei fabbisogni effettuata dai gestori di rete e senza aumento dei prezzi e delle tariffe dell'energia elettrica per i clienti finali, nell'ambito della disciplina del mercato elettrico;
nelle more, continuano ad applicarsi le disposizioni di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 379 del 2003, e successive modificazioni. L'articolo 5 reca le disposizioni transitorie, sino all'entrata in operatività del sistema di remunerazione della potenza "a regime" istituito dall'articolo 1 del decreto, ovvero disciplina il "capacity payment transitorio", cioè il corrispettivo per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, per un periodo transitorio con decorrenza 1° marzo 2004 e termine alla data di entrata in funzione del regime di remunerazione (capacity market a regime) previsto dall'articolo 1 del medesimo decreto legislativo;
con la delibera n. 48/04 ("Avvio del dispacciamento di merito economico per l'anno 2004 e connesse disposizioni in materia di adeguatezza della capacità produttiva del sistema elettrico nazionale e di attuazione della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n. 5/04"), l'AEEG ha dato attuazione al capacity payment transitorio;
per la definizione del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica a regime, l'articolo 2 del decreto legislativo n. 379 del 2003 prevede che l'Autorità definisca i criteri e le condizioni sulla base dei quali Terna deve elaborare una proposta per disciplinare il sistema. Tale proposta deve essere approvata con un decreto del Ministero dello sviluppo economico. La delibera dell'Autorità n. 98/11 (del 24 luglio 2011) ha predisposto criteri e condizioni per la disciplina del sistema, e ha previsto una "polizza assicurativa" fra consumatori e produttori, impegnando questi ultimi a garantire una disponibilità di capacità produttiva per quantitativi che il gestore della rete (Terna) ritenga necessari per evitare deficit di generazione o situazioni critiche. Il decreto del Ministro dello sviluppo economico di approvazione della delibera non è ancora stato emanato;
i criteri definiti dall'Autorità con la delibera n. 98/11 prevedono che il sistema della remunerazione della capacità a regime, venga applicato non prima del 2017 e solo per le quantità veramente necessarie, tenuto conto dell'attuale situazione di eccesso di capacità produttiva; quindi, fino a quella scadenza ai produttori non sarà riconosciuto alcun corrispettivo. Con la delibera del 5 settembre 2013, l'AEEG ha completato le verifiche sulla proposta di Terna che dovrà essere valutata dal Ministro dello sviluppo economico;
in ragione dell'attuale overcapacity non vi è, oggi, particolare necessità di uno schema di remunerazione della capacità non utilizzata ai fini di sicurezza del sistema. Il modello di capacity payment utilizzato è, di fatto, per il modo in cui è congegnato e soprattutto per le sue modalità di finanziamento, la creazione dell'ennesima voce di stranded cost che ricade sugli utenti di un servizio e che va a sanare non costi emersi da decisioni politiche, ma da errori nelle strategie di approvvigionamento delle singole aziende;
considerato che:
le linee guida della Commissione europea sugli aiuti di Stato all'energia e all'ambiente per il periodo 2014-2020, messe in consultazione il 18 dicembre 2013, e che dovrebbero entrare in vigore a partire dal mese di luglio 2014, introducono rigidi paletti a quei meccanismi, come il capacity payment o il capacity market, pensati per permettere di realizzare nuovi impianti termoelettrici flessibili, o, come nel caso italiano, per evitare che debbano chiudere quelli in esercizio. La Commissione specifica che la remunerazione della capacità sarà permessa esclusivamente quando i problemi di inadeguatezza del parco di generazione non possano essere risolti con la realizzazione di nuove infrastrutture di rete o con misure alternative, come ad esempio lo stoccaggio di energia e una migliore gestione della domanda;
eventuali aiuti alla capacità esistente, inoltre, non dovranno comunque favorire i produttori nazionali o specifiche fonti energetiche, ponendo così un serio problema, da verificare nell'immediato, per il contesto italiano e per i meccanismi di capacity payment che si vogliono far partire: quello transitorio (introdotto con la legge di stabilità per il 2014) e il capacity market che dovrebbe partire nel 2017. È particolarmente interessante notare che la Commissione, accanto alle restrizioni per il capacity payment, raccomandi esplicitamente che eventuali sussidi per remunerare la flessibilità messa a disposizione della rete siano accessibili anche alle soluzioni alternative agli impianti termoelettrici, come i sistemi di accumulo e le soluzioni di demand-side management;
la Commissione europea ha presentato il 22 gennaio 2014 al Parlamento e al Consiglio europeo una serie di documenti con cui ha articolato la sua proposta generale relativamente al quadro di riferimento delle politiche energetiche ed ambientali dell'Unione per il periodo 2020-2030. Il "pacchetto" pubblicato il 22 gennaio 2014 dalla Commissione comprende: la comunicazione COM (2014) 15 sul Framework 2030; l'impact assessment della Comunicazione e una proposta legislativa per la costituzione di un meccanismo di riserva strategica di quote di emissione all'interno del sistema ETS (Emission trading scheme);
nella comunicazione COM (2014) 15 sul Framework 2030, l'Unione europea ribadisce che «la transizione verso un sistema energetico sostenibile, sicuro e competitivo non sarà possibile senza un aumento significativo della quota di energie rinnovabili, che dovranno pertanto continuare a svolgere un ruolo chiave». Si specifica che l'Unione europea e gli Stati membri «dovranno sviluppare ulteriormente i rispettivi quadri di politica per agevolare la trasformazione delle infrastrutture energetiche con (...) un maggiore potenziale di stoccaggio e più reti intelligenti, in modo da poter gestire la domanda al fine di garantire un approvvigionamento sicuro in un sistema con quote più alte di energie rinnovabili variabili». In previsione di una crescita della domanda di energia a livello mondiale nel periodo da qui al 2030, nel documento si afferma che «l'aumento della domanda energetica dovrebbe essere parzialmente soddisfatto dalle nuove risorse sviluppate con il progresso tecnologico», citando espressamente il ricorso al potenziamento delle «tecniche di recupero di energia», che non potrebbe che avvenire attraverso sistemi di accumulo;
la crescente diffusione delle fonti rinnovabili e l'esigenza di espandere le reti di distribuzione, rendendole più flessibili e intelligenti, sta accrescendo l'importanza dei dispositivi per immagazzinare l'elettricità. I sistemi di accumulo, coprendo le fluttuazioni della produzione da rinnovabili, permettono di garantire la continuità del servizio elettrico, consentendo anche una gestione più efficiente di tutta la rete;
si rende dunque necessario lo sviluppo dei sistemi di accumulo, la cui funzionalità può essere letta "lato rete" e "lato utente". Dal lato della rete, i sistemi di accumulo consentono di: 1) risolvere congestioni di rete, tenuto conto che la possibilità di accumulare l'energia nelle zone dove si concentrano le fonti rinnovabili non programmabili consentirebbe il riutilizzo dell'energia accumulata; 2) approvvigionare riserva per il sistema elettrico, in ragione della rapidità dei tempi di risposta con cui gli stessi sistemi possono immettere o prelevare energia dalla rete, rivelandosi la risorsa più efficiente per il servizio di riserva; 3) fornire risorse di bilanciamento al sistema elettrico per fronteggiare l'intermittenza di immissione della produzione eolica e le rampe di carico delle ore serali, tenuto conto della velocità di risposta di tali sistemi, rispetto alla maggior parte degli impianti di generazione, alla necessità di aumentare sia l'immissione di energia elettrica sia il prelievo;
dal lato utente, i sistemi di accumulo permettono di predisporre sulla rete interna dell'utente accumuli in grado di tagliare i picchi di richiesta sulla rete;
con riguardo a tale ultimo punto, occorre evidenziare che recentemente l'AEEG ha rilevato che alcuni soggetti stanno iniziando ad installare sistemi di accumulo elettrochimici che possono essere connessi alla rete in corrispondenza di un punto di consumo, di un punto di produzione, di un punto sia di produzione che di consumo oppure installati singolarmente. L'Autorità, il 19 dicembre 2013, è intervenuta predisponendo un documento di consultazione (613/2013/R/eel, "Prime disposizioni relative ai sistemi di accumulo - orientamenti") sui sistemi di accumulo installati unicamente da soggetti diversi dal gestore di rete, in cui ha ritenuto necessario definire opportune disposizioni, al momento mancanti, per individuare le modalità di accesso e di utilizzo della rete pubblica nel caso di sistemi di accumulo;
valutato che:
anche a livello internazionale riscuote sempre maggiore consenso l'idea che le tecnologie di accumulo di energia elettrica possano e debbano giocare un ruolo fondamentale, apportando numerosi benefici, sia economici, sia tecnici e ambientali, all'operatività dei sistemi elettrici attuali e del prossimo futuro;
la capacità installata nel mondo di sistemi di accumulo è stimata in circa 125 GW, di cui oltre il 98 per cento è costituita da impianti di pompaggio idroelettrico. È infatti ampiamente riconosciuto che gli impianti di pompaggio siano la forma di gran lunga più efficiente, economica e diffusa per accumulare grandi quantitativi di energia. Per tali motivi quasi tutti i principali Paesi industrializzati dispongono di impianti a pompaggio, con potenze a volte molto significative: oltre 25.000 MW in Giappone, 22.000 MW negli Usa, 7.600 MW in Italia, 6.500 MW in Germania, 5.300 MW in Spagna, 4.300 MW in Francia e Austria;
un articolo pubblicato sul sito "EnergyViews", intitolato "Il ruolo del pompaggio idroelettrico" del 7 marzo 2012, riporta che molti Paesi stanno pensando proprio al pompaggio come ad una sorta di stoccaggio dell'energia rinnovabile. In particolare, si afferma che il segretario americano all'Energia, Steven Chu, ha più volte insistito sulla necessità per gli Usa di realizzare nuovi grandi impianti a pompaggio. «Anche se sono in fase di sperimentazione diversi sistemi di accumulo dell'energia elettrica (batterie più efficienti, accumulatori di nuova generazione, sistemi ad aria compressa e altro), il pompaggio idroelettrico - ha affermato Chu - resta il sistema più efficiente, tecnologicamente maturo e affidabile. Che è ancora poco utilizzato e che dobbiamo invece rilanciare per bilanciare la crescente ma intermittente generazione fornita dalle fonti rinnovabili. È vero che per realizzare impianti adeguati occorrono grandi investimenti. Ma si tratta pur sempre del metodo meno costoso di immagazzinamento dell'energia elettrica, e l'unico in grado di rendere disponibili con affidabilità grandi potenze»;
uno studio realizzato dall'università di Stanford, pubblicato nell'agosto 2013, intitolato "The energetic implications of curtailing versus storing solar- and wind-generated electricity", ha evidenziato come i sistemi di pompaggio siano il miglior sistema di accumulo sotto il profilo della flessibilità e dell'efficienza energetica;
in Europa, in particolare, la capacità complessiva è di 45 GW, che rappresenta circa il 5 per cento della capacità elettrica totale. Secondo una recente indagine, realizzata nel 2011 in Germania da Ecoprog, "The European market for pumped storage power plants", nei prossimi anni in Europa si assisterà ad una forte crescita del numero di impianti installati. Si stima che entro il 2020 saranno costruiti più di 60 impianti per una capacità complessiva di circa 27 GW, pari a quasi il 50 per cento della capacità attuale. Il motivo trainante di questa forte crescita è dovuto alla necessità di incrementare l'immissione in rete di quote sempre crescenti di energia rinnovabile, per cui la maggior parte dei nuovi impianti sarà costruita nei Paesi che maggiormente producono energia eolica e solare (Germania, Spagna e Portogallo), oppure nei Paesi ad essi adiacenti che presentano condizioni topografiche particolarmente favorevoli (come Svizzera e Austria);
in Italia, per contro, sebbene si disponga di una capacità di accumulo da pompaggio installata pari a circa 7,6 GW, il fattore di utilizzo risulta in continua diminuzione negli ultimi anni. I dati Terna relativi all'anno 2011 dimostrano che proprio nel 2011 sono stati prodotti meno di 2 TWh (precisamente 1,9), contro gli 8 prodotti nel 2002, picco storico di utilizzo, e i 7,3 TWh del 2004;
il principale scopo di tali impianti è stato, negli anni passati, quello di garantire un adeguato livello di assorbimento di energia dalla rete in ore di basso carico così da garantire il mantenimento in esercizio di impianti termoelettrici tradizionali poco flessibili, il cui intervento diventava essenziale nelle ore diurne per la copertura del fabbisogno di energia. Gli impianti hanno funzionato al massimo della capacità quando era molto elevata la differenza dei prezzi dell'energia tra il giorno e la notte;
attualmente, in presenza di una rete che richiede grande flessibilità e rapidità di intervento, gli impianti di pompaggio, proprio per le loro caratteristiche tecniche, sono utilizzati nel mercato dei servizi di dispacciamento per garantire i seguenti servizi: regolazione durante le rampe di carico mattutina (dovuta all'incremento del fabbisogno) e serale (dovuta al contemporaneo incremento del fabbisogno e della riduzione della produzione da fonti rinnovabili non programmabili, in particolare della generazione fotovoltaica); bilanciamento della rete in condizioni di basso carico ed elevata generazione rinnovabile (ore notturne o giorni festivi); gestione delle congestioni di rete;
nonostante l'evidenza della loro utilità, i volumi di produzione e pompaggio mostrano una progressiva riduzione;
il rapporto sulla "Valutazione del potenziale dei sistemi di accumulo di energia mediante centrali di pompaggio idroelettrico per il sistema idroelettrico", realizzato da RSE SpA (Ricerca sul sistema energetico, società per azioni del gruppo GSE SpA) a marzo 2012 nell'ambito del progetto "Ricerca su reti attive, generazione distribuita e sistemi di accumulo", mostra che in Italia vi sono 26 impianti di pompaggio in esercizio, localizzati principalmente al Nord (circa i due terzi della capacità installata). L'attuale dislocazione geografica degli impianti, concentrati lungo l'arco alpino, mentre il maggiore sviluppo di parchi eolici e fotovoltaici si è registrato soprattutto nel Sud e nelle Isole, non li rende disponibili per la risoluzione delle criticità generate dalla crescita delle fonti rinnovabili non programmabili. Sia uno studio condotto da Terna nel 2011 che le analisi contenute nel rapporto di RSE mostrano che nel Sud dell'Italia vi sono numerosi siti idonei alla costruzione di impianti di pompaggio di potenza rilevante;
il documento integrativo relativo ai sistemi di accumulo diffuso di energia elettrica, connesso al piano di sviluppo di Terna del 2011, riferisce infatti che: «Terna ha avviato l'analisi di fattibilità di un impianto di pompaggio da collocare sulla rete calabra al fine di garantire la dispacciabilità in sicurezza delle numerose FRNP (fonti rinnovabili non programmabili) della Sicilia e della Calabria, compensando nei periodi di basso carico l'assenza di sistemi di regolazione in particolare delle tensioni»;
il rapporto RSE a sua volta afferma che: «gli studi (...) hanno evidenziato come, attraverso l'eventuale collegamento di serbatoi esistenti con serbatoi di nuova realizzazione posti in prossimità (grazie alle condizioni orografiche particolarmente favorevoli del nostro paese), sia possibile incrementare in modo significativo la capacità complessiva dei sistemi di pompaggio, riducendo al contempo i relativi costi di costruzione grazie anche alla possibilità di utilizzare parzialmente le infrastrutture esistenti (dighe, condotte, opere di presa, eccetera) »;
considerato che:
in un'intervista rilasciata nel novembre 2012 al quotidiano "QualeEnergia", Francesco Del Pizzo, amministratore delegato pro tempore di Terna Plus, società appartenente al gruppo Terna, ha dichiarato: «a parità di accumulo il pompaggio costa meno delle batterie e consente un accumulo su scale molto maggiori, delle decine o centinaia di MWh per impianto (...) Noi vogliamo anche gli impianti di pompaggio al centro Sud e, infatti, abbiamo già fatto uno studio preliminare su dove potrebbero essere costruiti (...) Per quanto riguarda i pompaggi siamo interessati a che vengano fatti, perché sono importanti per la stabilizzazione della rete futura, che avrà un apporto sempre crescente di energia intermittente. E se vogliamo essere pronti per questo scenario entro fine decennio, gli impianti di pompaggio al centro Sud bisogna cominciare a programmarli ora. In un settore così delicato dovremmo evitare di seguire la solita strategia di aspettare che il problema esploda, prima d'intervenire»;
il 6 febbraio 2013 il consiglio di amministrazione di Terna SpA ha approvato il piano strategico del gruppo 2013-2017, presentato dall'amministratore delegato pro tempore Flavio Cattaneo. Il piano di Terna prevede che, nell'ambito delle attività tradizionali, il gruppo investirà «in attività regolate dall'Aeeg (Autorità per l'energia elettrica e il gas) 4,1 miliardi di euro per la sicurezza e l'ammodernamento della Rete elettrica, dei quali l'83 per cento sarà destinato allo sviluppo della Rete. Dei 4,1 miliardi di euro, circa 300 milioni saranno destinati alla realizzazione di sistemi di accumulo»;
l'anomalia relativa alla riduzione dei volumi di pompaggio nel corso degli anni rischia di far apparire economicamente poco conveniente l'esercizio nonché, ovviamente, l'eventuale realizzazione di nuovi impianti nonostante essi costituiscano oggi una risorsa fondamentale per il sistema elettrico e risultino, come confermato dall'amministratore delegato di Terna Plus, unitamente ai sistemi CAES, largamente meno costosi degli accumulatori elettrochimici;
appare dunque evidente incentivare tale forma di accumulo nella misura in cui essa effettivamente favorisce il massimo dispacciamento dell'energia rinnovabile prodotta, trasferendo la logica di incentivazione dalla potenza installata all'energia effettivamente immessa nel sistema;
considerato, inoltre, che:
l'articolo 36 del decreto legislativo n. 93 del 2011, al comma 1, ribadisce la riserva allo Stato dell'attività di trasmissione e dispacciamento di energia elettrica, che viene svolta in regime di concessione da Terna SpA, la quale già opera come gestore del sistema di trasmissione, sulla base della convenzione stipulata tra la stessa Terna e il Ministero dello sviluppo economico;
l'articolo 17 del decreto legislativo n. 28 del 2011, recante "Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE", prevede che Terna individui, in un'apposita sezione del piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, gli interventi per la realizzazione di opere di sviluppo funzionali all'immissione e al ritiro dell'energia prodotta da una pluralità di impianti non inserite nei preventivi di connessione, tenendo conto dei procedimenti di autorizzazione alla costruzione e all'esercizio degli impianti in corso (comma 1). Inoltre è previsto che individui anche gli interventi di potenziamento della rete che risultino necessari per assicurare l'immissione e il ritiro integrale dell'energia prodotta dagli impianti a fonte rinnovabile già in esercizio (comma 2), e sistemi di accumulo dell'energia elettrica finalizzati a facilitare il dispacciamento degli impianti non programmabili (comma 3). Infine è previsto che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provveda alla regolamentazione di quanto previsto al comma 3 e assicuri che la remunerazione degli investimenti per la realizzazione e la gestione delle opere di trasmissione tenga adeguatamente conto dell'efficacia ai fini del ritiro dell'energia da fonti rinnovabili, della rapidità di esecuzione ed entrata in esercizio delle medesime opere;
l'articolo 32, comma 2, del decreto legislativo n. 28 del 2011, inoltre, istituisce un fondo alimentato dal gettito delle tariffe elettriche e del gas per il sostegno di progetti per lo sviluppo tecnologico e industriale in materia di fonti rinnovabili ed efficienza energetica, individuati dal Ministro dello sviluppo economico con particolare riferimento alle infrastrutture della rete elettrica e ai sistemi di accumulo,
impegna il Governo:
1) a rivedere l'attuale sistema di remunerazione della capacità ed in particolare il meccanismo del capacity payment, al fine di prevedere che le risorse attualmente destinate agli indennizzi previsti per le centrali termoelettriche, impianti sicuramente meno efficienti, vengano utilizzate per la manutenzione e la riattivazione degli impianti già esistenti, nonché per la realizzazione di nuovi impianti di pompaggio e/o impianti CAES soprattutto nel Sud dell'Italia e nelle Isole, dove maggiore è la penetrazione di impianti a energia non programmabili (solari ed eolici) e, per contro, più deboli risultano le infrastrutture di rete;
2) a prevedere l'integrazione dei sistemi di accumulo tramite pompaggio (accumulo massivo) con sistemi di accumulo a rapido intervento (tipo supercondensatori e volani) per ottimizzare la capacità di bilanciamento della rete;
3) nell'esercizio di vigilanza sull'operato del concessionario Terna, a verificare l'effettiva realizzazione degli impianti di pompaggio previsti dal piano di Terna in tempi certi, anche al fine di una maggiore ottimizzazione della produzione elettrica da impianti non programmabili, in quanto il medesimo piano costituisce strumento di pianificazione a valenza anche strategica, atto a garantire la sicurezza e la continuità degli approvvigionamenti, in relazione al quale è necessario che siano assicurati il coordinamento e la coerenza con la strategia energetica nazionale, ai sensi della quale le rinnovabili dovrebbero diventare la prima fonte nel settore elettrico;
4) a promuovere la riforma dell'attuale sistema di incentivi per i sistemi di accumulo ed in particolare per gli impianti di pompaggio, favorendo un modello di incentivazione che consideri l'energia effettivamente immessa nel sistema e non quella installata;
5) ad assumere le opportune iniziative di competenza al fine di potenziare la rete elettrica e renderla più efficiente e sicura, anche attraverso la selezione e il sostegno, ai sensi dell'articolo 32 del decreto legislativo n. 28 del 2011, di progetti relativi ai sistemi di accumulo, indispensabili per la gestione dell'energia prodotta dalle fonti rinnovabili non programmabili;
6) ad adoperarsi presso le competenti sedi europee e nei rapporti bilaterali con i singoli Paesi membri per agevolare la trasformazione delle infrastrutture energetiche implementando sia un maggior potenziale di stoccaggio sia più reti intelligenti, in modo da poter garantire un approvvigionamento sicuro in un sistema con quote più alte di energie rinnovabili variabili;
7) a favorire, anche con misure di carattere normativo e fiscale, lo sviluppo del settore delle rinnovabili, dei sistemi di accumulo, delle reti intelligenti, attraverso la ricerca e le innovazioni tecnologiche in campo industriale ai fini del rilancio dell'industria nazionale nei settori dell'eccellenza tecnologica, garantendo il sostegno della filiera dalla ricerca di base alla industrializzazione del prodotto;
8) a mettere in campo tutte le azioni propedeutiche al fine di ridurre le emissioni di gas serra attraverso l'aumento dell'efficienza dei processi di produzione ed il risparmio energetici;
9) a sostenere e valorizzare il ruolo degli enti di ricerca che operano nei settori energetico e ambientale, a partire dall'Ente per le nuove tecnologie, l'energia e l'ambiente (Enea), consolidandone in particolare l'impegno nei campi della produzione energetica da fonti rinnovabili e dell'efficienza energetica.