la trasformazione in atto delle reti di distribuzione italiane da passive in attive conferma la posizione d'avanguardia a livello internazionale in questo settore del nostro Paese e rende possibile assorbire in modo non traumatico la veloce penetrazione delle energie da fonti rinnovabili su piccola scala;

esistono quindi le condizioni per gestire l'elevata produzione da fonti rinnovabili: nel 2014, 44,1 per cento di quella nazionale e 40,7 per cento della domanda (dati Assoelettrica). Autorevoli studi internazionali (ad esempio i rapporti "Electricity storage in the German energy transition" dell'istituto di ricerca Agora e "Renewable electricity futures study" dell'US national renewable energy laboratory) dimostrano infatti che l'introduzione di accumuli elettrochimici sarà necessaria solo quando la generazione elettrica fornita da fonti rinnovabili supererà abbondantemente il 50 per cento; questo purché le reti elettriche siano tecnologicamente adeguate e meglio interconnesse, si attui un'efficace flessibilizzazione della domanda e i mercati elettrici siano effettivamente integrati;

tali aspetti sono stati affrontati, il 15 ottobre 2014, nel corso dell'audizione informale presso l'ufficio di presidenza della 10a Commissione permanente (Industria, commercio, turismo) del Senato dell'amministratore delegato di Enel, Francesco Starace, nella quale sono emerse riflessioni favorevoli a un nuovo modello di gestione della produzione e dei consumi di energia elettrica, indicando 2 novità di non poco conto: a) la crescente digitalizzazione delle reti italiane possedute da Enel, che la pone all'avanguardia a livello internazionale, ha, fra l'altro, reso possibile assorbire in modo non traumatico la veloce penetrazione delle fonti rinnovabili, soprattutto del fotovoltaico. I flussi di energia provenienti da questi impianti, che sono essenzialmente allacciati alla media e bassa tensione delle reti di distribuzione, vengono quindi gestiti in modo tale da non creare particolari problemi al sistema elettrico; b) le cosiddette energie non programmabili lo sono sempre meno, perché i sistemi previsionali anche nel caso più complesso (l'eolico) hanno progressivamente ridotto l'errore medio, portandolo praticamente in linea con l'errore previsionale della domanda elettrica; affermazione recentemente confermata dal presidente e amministratore delegato del GSE (gestore servizi energetici) Nando Pasquali;

la sfida principale è quella di adeguare a questa realtà di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili gli attuali meccanismi di funzionamento del mercato che, a detta di quasi tutti gli addetti ai lavori, richiedono una sostanziosa revisione;

un primo obiettivo dovrebbe essere l'aumento degli strumenti disponibili per consentire maggiore libertà di scelta al produttore o al consumatore, talvolta ad entrambi;

un ulteriore miglioramento degli attuali meccanismi di mercato può venire da una maggiore organizzazione dell'offerta, tale da consentire alla produzione da fonti energetiche rinnovabili di partecipare alla pari con quella dai combustibili fossili sia al mercato del giorno prima, sia a quello infragiornaliero che ai servizi di dispacciamento. A tal fine occorre aggregare l'offerta di elettricità degli impianti da fonti energetiche rinnovabili esistenti in ambiti territoriali omogenei. L'aggregatore (ad esempio il consorzio tra operatori nell'ambito territoriale, utility trader) avrebbe il compito di gestire l'insieme degli impianti, partecipando al mercato elettrico su mandato e per conto dei singoli operatori e, successivamente, governandone la produzione in modo da soddisfare gli impegni contrattuali. Fra le funzioni dell'aggregatore potrebbe rientrare anche la gestione attiva della domanda;

in tal modo, come dimostrato da studi in materia, per la legge dei grandi numeri l'effetto della stocasticità di alcune fonti rinnovabili diminuirebbe al crescere del numero di impianti integrati e della loro distribuzione territoriale, fino a rendere le caratteristiche della produzione non dissimili (in termini di qualità e quantità) da quelle della produzione tradizionale. L'aggiunta di back-up (oggi cicli combinati, domani accumuli) renderebbe ancora più prevedibile l'offerta, con il vantaggio di remunerare la capacità dei cicli combinati sulla base del loro contributo effettivo alla flessibilità del sistema;

andrebbe però modificato l'odierno codice di Terna, che attualmente non consente di dispacciare insieme impianti allacciati in punti diversi della rete, come viceversa avviene nel Regno Unito;

considerato che:

queste soluzioni di gestione del sistema elettrico possono contribuire in modo determinante ad una riduzione dei costi di dispacciamento dell'energia elettrica e conseguentemente della bolletta dei consumatori;

vengono fortemente sollecitate dal "Coordinamento FREE" (Fonti rinnovabili ed efficienza energetica) e altri numerosi operatori elettrici nel settore delle rinnovabili;

le stesse soluzioni rientrano fra le disposizioni previste dall'articolo 11 del decreto legislativo n. 102 del 2014 di recepimento della direttiva europea sull'efficienza energetica 2012/27/UE, nella quale è stabilito che l'Autorità per l'energia elettrica, il gas ed il sistema idrico (AEEGSI), nel rispetto delle esigenze di sicurezza dei sistemi, in coerenza con gli obiettivi nazionali e comunitari di medio e lungo termine, e relative traiettorie, in materia di energia e clima, contemperando i costi e i benefici connessi e su indirizzo del Ministero dello sviluppo economico, provvede: a consentire la partecipazione della generazione distribuita, delle fonti rinnovabili, della cogenerazione ad alto rendimento e della domanda al mercato dell'energia e dei servizi, stabilendo i requisiti e le modalità di partecipazione delle singole unità di consumo e di produzione; a regolare l'accesso e la partecipazione della domanda ai mercati di bilanciamento, di riserva e di altri servizi di sistema, definendo le modalità tecniche con cui i gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione organizzano la partecipazione dei fornitori di servizi e dei consumatori, inclusi gli aggregatori di unità di consumo ovvero di unità di consumo e di unità di produzione, sulla base dei requisiti tecnici di detti mercati e delle capacità di gestione della domanda e degli aggregati;

con deliberazione 412/2014/R/EFR del 7 agosto 2014, l'AEEGSI dà "Avvio di procedimento per l'adozione di provvedimenti, ai fini dell'attuazione di disposizioni del decreto legislativo 102/2014 in materia di efficienza energetica", fra cui, come recita la deliberazione, quelle all'articolo 11, comma 3 (l'Autorità adegua le componenti della tariffa elettrica per i clienti domestici da essa stessa definite, "con l'obiettivo di superare la struttura progressiva rispetto ai consumi"), e quelle all'articolo 11, comma 1, lettere d) e e) (l'Autorità provvede "a consentire la partecipazione della generazione distribuita, delle fonti rinnovabili, della cogenerazione ad alto rendimento e della domanda al mercato dell'energia e dei servizi" anche mediante "la partecipazione dei fornitori di servizi e dei consumatori, inclusi gli aggregatori");

con 2 deliberazioni successive l'AEEGSI ha avviato la procedura di consultazione su quanto di sua pertinenza nel rispetto del decreto legislativo n. 102 del 2014 ai sensi dell'articolo 11, comma 3, mentre nulla è stato avviato per quanto concerne l'articolo 11, comma 1;

ritenuto che la definizione delle modalità tecniche con cui sarà possibile aggregare la domanda consentirà agli aggregatori non solo di individuare forme contrattuali che consentano di effettuare interventi di efficientamento energetico nelle situazioni in cui il diretto interessato non è in grado di farlo, ma anche di organizzare la partecipazione della domanda diffusa alle aste per il mercato della capacità, mentre, più in generale, il mercato della demand response può dare un contributo non irrilevante all'allargamento della liberalizzazione nel settore,

si chiede di sapere se il Ministro in indirizzo non ritenga opportuno intervenire con idonei strumenti di competenza presso l'AEEGSI affinché adempia alla consultazione indicata dal decreto legislativo n. 102 del 2014.