Rapporto sui risultati

N. di registrazione: BFE-471.3-20/10/11

possibilità per i gestori di rete – come evidenziato al capitolo 2.1 – di affrontare le specificità del proprio comprensorio.

Pur essendo favorevole al fatto che lo SCR CH sia orientato ai livelli di rete 1 e 3, l’AES sottolinea che i termini «scenario di alleggerimento» e «scenario di stress» sono fuorvianti. Nella fase di esecuzione della pianificazione di rete emergerà quale dei due scenari sia più sfidante da tale punto di vista. Si segnala, inoltre, che un piano di rete per entrambe le direzioni di flusso è più complesso che per una soltanto, il che va precisato o integrato all’interno dello SCR CH nella spiegazione degli scenari.

Pianificazione delle reti e scenario di riferimento (capitoli 2.1 e 2.2). Nel suo parere del 9 febbraio 2021 sulla «Guida alla regionalizzazione», l’AES aveva già evidenziato come la garanzia della sicurezza di rete abbia un notevole impatto sulla previsione dei flussi di carico e quindi sulla pianificazione delle reti. Rinnova dunque la sua richiesta di inserire nello SCR CH che i dati del settore energetico non possono essere l’unica base per la pianificazione delle reti, ma che i gestori di rete devono necessariamente tenere conto anche di altri parametri, come l’affidabilità.

Va inoltre sottolineato che gli indicatori nazionali dello SCR CH e i requisiti specifici delle reti non sono gli unici parametri di cui il gestore necessita ai fini della sua pianificazione. Nell’ambito della

regionalizzazione ne occorrono altri, qui non esplicitamente citati, come gli intenti dei Cantoni dal punto di vista della pianificazione territoriale ed energetica. Nel capitolo 2.1 va dunque precisato che sono i Cantoni a dover predisporre i relativi dati.

Produzione elettrica (capitolo 4). Per quanto riguarda i dati di produzione, l’AES chiede che, oltre alle capacità produttive (potenza installata), si indichi anche la quantità di energia al fine di consentire un migliore confronto con i dati di consumo. A seconda della tecnologia, inoltre, vi sono differenze a livello di ore a pieno carico degli impianti, che in questo modo acquisterebbero maggiore visibilità.

Sul fronte dell’energia idroelettrica (capitolo 4.1), lo SCR CH si basa sullo «Studio sul potenziale

idroelettrico della Svizzera» del 2019, che l’AES ritiene non più aggiornato. I potenziali indicati in questo studio a livello di potenza e di energia sono ormai superati per diversi progetti e in alcuni casi sono stati fissati a livelli decisamente troppo bassi: con la Tavola rotonda sull’energia idroelettrica, a fine 2021 vari stakeholder si sono impegnati a realizzare progetti di ampliamento concreti per le

centrali ad accumulazione, la cui probabilità di realizzazione può essere considerata più elevata

rispetto a quanto prospettato nello studio originale. L’AES ritiene pertanto che la selezione dei progetti a cura della Tavola rotonda sull’energia idroelettrica debba riflettersi nello scenario di riferimento.

La potenza massima di corrente continua a norma per gli impianti fotovoltaici non è un parametro rilevante per la pianificazione delle reti, che deve invece basarsi sulla potenza massima che può

essere immessa in rete il cui valore – al netto delle perdite di conversione (da DC ad AC) e

dell’elettricità destinata al consumo proprio – è notevolmente inferiore alla potenza nominale del

modulo. L’AES gradirebbe che nello SCR CH venissero specificati i coefficienti di conversione, onde evitare assunzioni diverse da parte dei gestori di rete e garantire così un’applicazione uniforme negli scenari.

Lo SCR CH prevede che in futuro il fotovoltaico sarà sempre più orientato verso la produzione

invernale, il che avrà un impatto sulle ore a pieno carico. La quota di produzione durante la stagione fredda, infatti, è prevista in aumento, dal 25% del 2019 al 26% nel 2030 e al 29% nel 2040. Secondo lo SCR CH, inoltre, le dimensioni medie di un impianto fotovoltaico passeranno da 22 kWp nel 2019 a 24 kWp nel 2030 e infine a 26 kWp nel 2040 grazie al migliore sfruttamento delle coperture. Questa evoluzione può avere un impatto determinante sulla previsione relativa al fotovoltaico e sulla

regionalizzazione. A tali condizioni, le ipotesi tradizionali basate sull’idoneità dei tetti al FV non

sarebbero più valide poiché, con incentivi adeguati, anche i tetti orientati a nord ad esempio

diventerebbero più interessanti. È quindi necessario che lo SCR CH fornisca anche indicatori

differenziati in funzione del tipo di impianto da tetto e da facciata ed eventualmente anche per

orientamento (punti cardinali). 23/35