Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
La Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale e la
Sfida delle Energie Rinnovabili
Lo sviluppo della RTN per l’integrazione delle FER
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Lo sviluppo della RTN per l’integrazione delle FER
Ettore Elia – Responsabile Pianificazione Rete Terna S.p.A.
Giornata di Studio AEIT Firenze, 12 Aprile 2013
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
La pianificazione coordinata della Rete EuropeaENTSO-E - TYNDP 2012
• Terna è coinvolta a livello europeo nell’ENTSO-E(associazione europea operatori del sistema ditrasmissione), costituito da 42 TSO appartenenti a 34Paesi.
• Il coordinamento della pianificazione delle rete europeainterconnessa è garantito attraverso la partecipazionedei TSO al processo di coordinated planning, cheprovede la condivisione degli scenari e delle
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provede la condivisione degli scenari e dellemotivazioni alla base delle decisioni di investimento perlo sviluppo del sistema di trasmisssione.
• i principali progetti di sviluppo della rete di
trasmissione europea sono contenuti nel TYNDP*, il
Piano di sviluppo decennale della rete di trasmissione
di ENTSO-E. Il TYNDP non è vincolante ed è
aggiornato ogni due anni.
* Il TYNDP 2012 è stato approvato a valle di una consultazione pubblica conclusa il 26 Aprile 2012 e durata 6 settimane
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Key Drivers per la pianificazione europea degli investimenti – TYNDP 2012
• Investimenti del sistema di trasmissione Europeo si
basano su :
o Sicurezza della fornitura (SoS)
o Integrazione delle fonti rinnovabili (RES
Integration)
o Integrazione del Mercato dell’Energia (Energy
Market Integration)
Security of
Supply
21.900 km
Internal
Energy
Market
Renewable
Energy
Sources
La pianificazione coordinata della Rete Europea
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• Il TYNDP 2012 prevede nei prossimi 10 anni la
realizzazione di circa 100 Projects di rilevanza Pan-
Europea , con più di 50.000 km di linee da costruire
o potenziare
• Le infrastrutture finalizzate all’integrazione delle
RES rappresentano circa l’80% degli investimenti
Pan-Europei
• Il TYNDP prevede un programma di investimenti
totali pari a circa 100 Mld€, di cui circa il 7% in
capo a Terna
Market
18.200 km
Sources
Integration
44.700 km
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Scenari di riferimento in ambito ENTSO-EScenari futuri di domanda e generazione
Crescita del Carico Europeo perimetro ENTSO-E nello
scenario di riferimento EU2020 [GW]
circa +5.5% (Winter) e 8% (summer) nel periodo 2012-2020
Previsione Sviluppo del Parco produttivo perimetro
ENTSO-E nello scenario di riferimento EU2020 [GW]+120 % renewable power nel periodo 2012-2020*
417 429434
450
533547 551 563
300
400
500
600
459 467 458456
50%
60%
70%
80%
90%
100%
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0
100
200
300
2012 2015 2016 2020
July 11:00 am January 19:00 pm
200 210 216 235
126 128 127 132
177 245 271 392
0%
10%
20%
30%
40%
50%
2012 2015 2016 2020
Hydro Power Nuclear Power Renewable Energy Sources (other than hydro) Fossil Fuels
*La maggiore crescita è attesa dalle fonti eolica, per un totale di installato di 210 GW nel 2020, e solare per un totale di installato di 106 GW nel 2020.
I principali contributi alle fonti rinnovabili derivano dall’installazione di impianti eolici off-shore nei pesi del Mare del Nord e del Mar Baltico, di impianti
eolici on-shore e fotovoltaici in Germania, Francia, Italia, Spagna, Gran Bretagna, Portogallo, Norvegia, Svizzera e Svezia .
Fonte Dati ENTSO-E
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
12,8
16,6
Fotovoltaico (GW)
19,7
24,6
+93%rispetto target PAN FV 2020
• prosegue crescita della generazione da
fonti rinnovabili (quasi 4 GW PV e circa 1
GW WIND nel 2012)
• reti di distribuzione attive con inversione
transiti da MT a rete AT
• si confermano esigenze rinforzo pozioni
rete AT critiche per rinnovabili al Sud
Potenza eolica e fotovoltaica installata* (GW)
Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico
Impatto produzione FRNP sul SEN
Eolico (GW)
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1,6 1,9 2,7 3,54,9
5,86,8 8,0 6,8
0,1
0,4
1,1
3,5
12,8
8,6
1,6 1,9
2,8
3,9
6
9,3
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Target
PAN
2020
rete AT critiche per rinnovabili al Sud
• maggiori esigenze di regolazione per
problemi over-generation
• difficoltà manutenzione su linee critiche
per sicurezza (in particolare Isole per
ritardi retro-fitting generazione distribuita)
• si confermano esigenze di sviluppo su
sezioni critiche (progressivo incremento
dei transiti in direzione Sud->Nord)
(*) Fonte dati 2012 - Terna
Eolico (GW)
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Sviluppo della capacità produttiva da fonte rinnovabile (MW)
Scenari di riferimento Italia
Installato Attuale Breve-Medio Termine
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Nel lungo termine (2022) si potrebbe raggiungere circa:
� 27.000 MW di installato Fotovoltaico
� 14.000 MW di installato EolicoFonte dati 2012: Terna
Stima energia prodotta
da FER al 2020 circa
120-130 TWh/anno
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Scenari di riferimento Italia
+1,9%
Scenario evolutivo della domanda (Mid Term e Long Term)
CAGR
2011-2022
≈ 1,2%
TWh
+0,6% Previsioni della domanda in potenza
Anno Potenza
2011 56.474 MW
2018
ipotesi bassa/alta60/62 GW
2022
ipotesi bassa/alta66/70 GW
Scenario di sviluppo
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CAGR
2011-2022
≈ 0.3%
Al fine di valutare gli impatti sul sistema
elettrico della produzione da fonti
rinnovabili è utilizzato anche lo scenario
base in quanto consente di evidenziare
meglio i possibili rischi di sovraccarico
sulle linee interessate dal trasporto delle
potenze eccedenti il carico locale
-0,3% +1,0%Scenario base
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Scenari di riferimento ItaliaPrevisione della domanda di energia elettrica per aree geografiche e settori
Scenario di sviluppo 2011-2022 Scenario di sviluppo 2011-2022
60,6 62,768,8
57,8 61,7
69,533,9
34,6
37,5
346,0334,6 380,0
Centro
Sud
Isole
ITALIA
CAGR
2011 - 2022
1.2%
0,9%
1,2%
1,7%
Agricoltura
Perdite
Domestico
CAGR
2011 - 2022
0,2%
- 0,6%
2,9%
0,8%
334,6 346,0 380,0 1.2%
112,4134,3
70,170,8
76,820,819,3
19,45,9
6,0
6,1
ITALIA
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� La zona Sud presenta il tasso di crescita
maggiore (+1,7%)
� Il Centro ha una crescita in linea con il target
nazionale (1,2%)
� Con una crescita di poco inferiore a quella media
nazionale figurano le Aree del Nord Italia (+1,0%)
e le Regioni insulari +0,9%.
� I tassi di crescita maggiore dei consumi sono
previsti nel settore terziario (+2,9%) ed in quello
domestico (+0,8%)
� Il settore industriale, benchè il più rilevante sotto
l’aspetto dei consumi, prevede trend di crescita dei
consumi ridotto pari a +0,2%
182,3 187,1 204,2
2011 2017 2022
Nord 1,0%
Terziario
Industria
2,9%
0,2%140 137,5 143,4
97,7 112,4134,3
2011 2017 2022
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Scenari di riferimento Italia
Provvisorio / Gennaio 2013
Scenario SEN 2020 - evoluzione consumi e mix produttivo
� Consumi elettrici con un trend di crescita quasi
piatto.
� Mix produttivo incentrato soprattutto su gas e
rinnovabili, dove le rinnovabili saranno la prima
componente del mix produttivo con un 35-38%
atteso, al pari del gas.
(TWh, %)345-360
Altro
Petrolio
Import
Carbone
Rinnovabili
Gas
35-40%
35-38%
15-16%
7-10%≈ 1%
≈ 2%
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Rinnovabili: incidenza sui consumi finali lordi %
nel settore elettrico
� Target 20-20-20 raggiunti con quasi 8 anni di
anticipo (circa 94 TWh prodotti nel 2012 rispetto ad
un obiettivo 2020 di 100TWh).
� Previsti valori di produzione da fonti rinnovabili pari a
circa 120-130 TWh/anno, nell’ipotesi di:
o piena realizzazione della capacità prevista nel
V Conto Energia e nel Decreto FER;
o nuova capacità installata di fotovoltaico in
grid-parity circa 1 GW/anno;
o effetto “sostituzione’ per le altre tecnologie
rinnovabili.2010 2020 target 2020 SEN
22%
26%
35-38 %
≈ 120-130 TWh
2020
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Scenari di riferimento ItaliaScenario SEN 2020 - scambi di energia
� Favorire maggiori scambi per integrazione mercati
con incremento competitività ed allineamento prezzi.
� Prioritario l’incremento della capacità di
interconnessione con le opere indicate nel Piano di
Sviluppo di Terna 2012 (previsto incremento di
capacità pari a 4.000 MW, di cui 1.000 MW lato
Balcani e 3.000 MW sulla frontiera settentrionale, a
cui si aggiungono i 2.500 MW legati
Scambi con l’estero
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cui si aggiungono i 2.500 MW legati
all’interconnector).
Scambi tra zone di
mercato
� In prospettiva di uno sviluppo degli scambi alle
frontiere, è necessario rinforzare i collegamenti
interni tra zone di mercato.
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Impatto produzione da FRNP sul sistema elettrico
Fenomeni/Problemi attuali• Problemi di sicurezza per stabilità frequenza (in particolare nelle Isole)
• Inversione transiti AT/MT con congestioni di rete locali in condizioni di alta produzione
• Aumento transiti su sezioni critiche rete primaria (in particolare in direzione Sud –Nord)
• Problemi regolazione e bilanciamento surplus di produzione in ore di minimo carico
Ulteriori criticità nel breve- medio termine • Estensione congestioni rete AT nel breve-medio periodo
• Problemi over-generation (nazionale / zonale Sud e Sicilia)
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• Problemi over-generation (nazionale / zonale Sud e Sicilia)
Sensibilizzazione Energy Policy Maker Requisiti impianti gen. distribuita, migliore programmazione FRNP e servizi di rete,
riforma ed estensione dei mercati con segnali di prezzo efficaci, market coupling per
energia e servizi di rete
Soluzioni messe in campo da Terna • Sviluppo RTN (rinforzi infrastrutturali e smart transmission solutions)
(Tot. circa 3 Mld € nell’orizzonte di Piano)
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Guasto unità a
vapore connessa
alla rete 220 kV
Distacco della produzione fotovoltaica diffusa
per non conformità a requisiti RTN
Problemi di sicurezzaCoordinamento dei sistemi di protezione per la generazione distribuita
Rischi per la sicurezza
con crescenti difficoltà
programmazione
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Sistemi di difesa per
alleggerimento
automatico carichi
Ripristino sicurezza sistema elettrico
Frequenza di rete in Sicilia (assetto temporaneamente in isola per manutenzione 380 kV Continente)
Zona di funzionamento
in condizioni di normale
esercizio o di allarme
programmazione
interventi manutenzione
rete primaria
Evento siciliano 18 Maggio 2011, rischio estesa disalimentazione utenze
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
380
390
400
410
420
430
440
Range di variazione tensione nodi 400 kV
Qualità della tensione sulla rete primaria
Aree a maggior criticità
Tensioni alte in condizioni di basso fabbisogno
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360
370
380
frequenza (%) di valori con tensione >410 kV
(ore di basso carico Luglio 2011 – Giugno 2012)
Valore medio
Dispersione dei valori misurati attorno alla media
Limiti ammissibili dei valori di tensione [375 ÷ 415 kV]
� Si confermano criticità legate a valori elevati di tensione (riduzione impegno linee AAT
per riduzione del carico netto visto dalla rete primaria) in particolare in condizioni di
basso fabbisogno ed elevata produzione da GD
� Regioni con tensioni particolarmente elevate (Lazio, Campania, Friuli e Piemonte)
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia
Attuali criticità nell’esercizio della rete
2.500
3.000
3.500
4.000
Rete di trasmissione AT
Dati annuali – 2012 vs. 2011, 2010
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0
500
1.000
1.500
2.000
Totale sezioni AT/MT
Italia
Inversione >1%
( >87 ore/anno)
Inversione >5%
( >438 ore/anno)
2010 2011 2012
325
(9%)
543*
(17%) 252
(7%)
358*
(11%)
150 kV
20 kV
Rete di distribuzione MT
Fonte Enel Distribuzione :
* dati 2011 pubblicati dal 29/02/2012 (rif. TICA art.4); ** 2012 - dati provvisori
791**
(24%)
580**
(18%)
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Attuali criticità nell’esercizio della reteCongestioni rete AT (150 kV)
Area con surplus di potenza
installata rispetto al carico e
alla capacità di trasporto
della rete
Background
Problemi da rincodurre alla mancata e/o tardiva
applicazione dell’Autorizzazione Unica (impianti di
produzione ed opere di rete connesse), prevista
dall’art.12 del D.Lgs. 387/03.
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SE 380/150 kV della rete
Limitazione della produzione da FER
� rispetto della sicurezza della rete a 150 kV
� sovraccarico linee 150 kV in condizioni di elevata
produzione da FER
� Proseguono interventi rinforzo per risoluzione
congestioni su porzioni di rete AT criticheLocalizzazione MPE Anno 2012
92%
8%
Sud Isole e Altro
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
� Collegare alla RTN in modo efficace gli impianti FER in aree ad elevata densità di
iniziative utilizzando al massimo le infrastrutture esistenti, compreso 380 kV
� Ridurre congestioni aumentando la magliatura della rete ad AAT e AT
� Ridurre l’impatto sul territorio dei nuovi collegamenti a 150 kV
Congestioni rete AT - Stazioni di raccolta per la produzione da Fonti Rinnovabili
Nuova stazione
380 / 150 kV
Attuali criticità nell’esercizio della rete
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Linea 380 kV
Linea 150 kV
Linea 150 kV
16
Layout elettromeccanico stazione 380/150 kVArea di produzione: oltre 200 MW
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Congestioni rete AT- Dorsale critica 150 kV “Benevento II – Montecorvino”
FLUMERI
STURNO
ACCADIA
TROIA
BISACCIA
BISACCIA
PRESENZANO
BENEVENTO 2
APICE FSARIANO IRPINO
AIROLAS. SOFIA
PRATA P.U.
MONTEFALCONE
LACEDONIASCAMPITELLA
MONTESARCHIO
DURAZZANO
BENEVENTO N.
SAVIGNANO IRP.
FOIANO
ARIANO
MATERA
SAVIGNANO FS
BENEVENTO IND. BENEVENTO FS
FIAT
VALLESACCARDA
ANDRETTA
FOGGIA
DELICETO
AVELLINO NORD
Attuali criticità nell’esercizio della rete
Interventi completati PdS
Nuova SE 380/150 kV di Bisaccia e raccordi 150 kV
alla linea “Bisaccia – Calitri”2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Bisaccia – Calitri” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Benevento II - Benevento N.” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Benevento N.- Benevento Ind." 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Ariano Irpino- Benevento Ind.” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Ariano - Flumeri - Vallesaccarda” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Campagna – Montecorvino”
(I step)2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Castelnuovo – Calabritto” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Calabritto– Contursi” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Lacedonia- Bisaccia” 2011 e prec
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete17
CALABRITTO
CONTURSIBUCCINO
TANAGRO
CAMPAGNA
CONTURSI FS
GOLETO S.ANGELO
CALITRI
AVELLINO
PRATA P.U.
NOVOLEGNO
CASTELNUOVO N
MONTECORVINO
SOLOFRA
SICIGNANO
LAINO
FMA PRATOLA SER.
TUSCIANO
ROTONDA
FIAT PRAT.S. UTE
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Lacedonia- Bisaccia” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Vallesaccarda- Scampitella –
Lacedonia”2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV "Campagna -Sicignano-Contursi" 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto150 kV “Buccino –Tanagro” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Flumeri – Lacedonia – Contursi”
(tratti mancanti)2011 e prec
Ulteriori interventi di sviluppo previsti PdSIter
autorizzativo
Potenziamento elettrodotto 150 kV
“Montecorvino – Campagna” (IIo step: upgrade a 1000 A)2011 e prec
Da sett 2011
Elettrodotto 150 kV “Goleto S.Angelo – Castelnuovo” 2012 Aut 2011
Raccordi d.t. 150 kV “Accadia – Vallesaccarda”
alla SE 380/150 kV di Deliceto2011 e prec Da dic 2011
Raccordo 150 kV Accadia-Orsara-Foggia
alla SE 380/150 kV di Foggia
2011 e precIn iter dal 2001
sperimentazione sistemi di accumulo diffuso (batterie) dal 2012 Da definire
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Congestioni rete AT - Dorsale critica 150 kV “Benevento II – Volturara- Celle S.Vito”
e Raccordi 150 kV di Troia SE
VOLTURARA
ROSETO
CERCEMAGGIORE
FEOCASTELPAGANO
CAMPOBASSO
FOGGIAALBERONA
TROIA CP
ORSARA
TROIA
TROIA
LUCERA
Attuali criticità nell’esercizio della rete
Ulteriori interventi di sviluppo previsti PdSIter
autorizzativo
Interventi completati PdS
SE 380/150 kV di Troia2011 e prec
3° ATR 380/132 kV SE Benenvento II2011 e prec
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Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete
COLLE SANNITA
SAVIGNANO FS
FLUMERI
STURNO
PRESENZANOBENEVENTO IND.
BENEVENTO FSBENEVENTO II
APICE FS
ARIANO IRPINO
AIROLA / MONTESARCHIO
S. SOFIA
CELLE S.VITO
BENEVENTO N.
SAVIGNANO IRP.
GINESTRA DEGLI SCHIAVONI
AVELLINO
VALLESACCARDA
NUOVA SE GONGOLO
FOIANO
MONTEFALCONEFAETO
BOVINO
Ulteriori interventi di sviluppo previsti PdSautorizzativo
Raccordi d.t. 150 kV “Troia – Celle
S.Vito/Faeto” alla SE 380/150 kV Troia
2011 e
precdal 2011
Raccordi d.t. 150 kV “Troia –
Roseto/Alberona” alla SE 380/150 kV Troia
2011 e
prec dal 2011
sperimentazione sistemi di accumulo diffuso
(batterie) e DTR2011 dal 2012
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Congestioni rete AT - Dorsale critica 150 kV “Foggia – Deliceto -Andria”
CEMEN. BARLETTA
TROIA CP
ORSARA
LUCERA
AGIP
FOGGIA
FOGGIA
FOGGIA IND.
ORTANOVA
S.SEVERO FS
S.SEVERO
S.GIOVANNI ROTONDO
BOVINO
TROIA
MANFREDONIA
ANDRIA
CERIGNOLA RFI
ALENIA FOGGIA TRINITAPOLI
CARAPELLE
CERIGNOLACANOSA
BARLETTA NORD
TRANI
BARLETTA RFI
CASALVECCHIO
PIETRAMONTECORVINO
MONTAGNAALTOPIANO
TROIA
PIETRACATELLA
FOGGIA RFI
BISCEGLIE
CORATO
ANDRIA
BARLETTA
BENEVENTO 2
STORNARA
MANFREDONIA
AGIP DELICETO UT
IVECO-SOFIM
S.SEVERO
Attuali criticità nell’esercizio della rete
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MELFI IND.
AGIP DELICETO
BOVINO FSCERIGNOLA
CANOSA
MELFI FIAT
MELFI
LAMALUNGA
MINERVINO M.
SPINAZZOLA
DELICETO
PISCIOLI
ASCOLI SATRIANO
C.LE EDISON CANDELA
CIANFURRO
PALO DEL COLLE
BRINDISI SUD
FIAT SATA
ACQUEDOTTO LOCONE
MELFI SERENE
BISACCIA
Ulteriori interventi di sviluppo previsti PdSIter
autorizzativo
Raccordi d.t. 150 kV “Troia – Troia CP/Orsara” alla
SE 380/150 kV Troia2011 e prec 2011
Raccordi 150 kV “Troia CP/ Troia Eos alla SE
380/150 kV Troia2011 e prec 2012
Elettrodotto150 kV “Foggia – Orsara - Accadia”2011 e prec
2001
Rimozioni limatazioni elettrodotti 150 kV“Troia Cp-
Orsara”, “Cianfurro-Piscioli”, “Piscioli-Melfi Ind.”2011 e prec n.p.
Interventi completati PdS
Nuova SE 380/150 kV di Deliceto 2011 e prec
Raccordi 150 kV della linea “Agip Deliceto - Ascoli Satriano” alla SE
380/150 kV di Deliceto
2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Deliceto - Ascoli S. - Cianfurro” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Foggia – Lucera" 2011 e prec
Potenziamento direttrice 150 kV “Lucera-Troia”, 2011 e prec.
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Bovino – Orsara” 2011 e prec
Potenziamento elettrodotto 150 kV “Deliceto – Orsara” (tratti
“Bovino-Agip Deliceto” a “Agip Deliceto-Deliceto”)2011 e prec
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Attuali criticità nell’esercizio della reteRegolazione e bilanciamento del sistema elettrico
Generation Surplus
• Vincoli utilizzo impianti
regolazione termoelettrico
• Massimizzazione uso impianti di
pompaggio disponibili
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete20
*
* Termoelettrico non dispacciabile (cicli produttivi, CIP6)
pompaggio disponibili
• Riduzione Import
• Applicazione procedura RIGEDI
Esempio giornata di bassissimo carico Agosto 2012, analisi di adeguatezza ex ante
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
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ROSELECTRA
MONFALCONETORVISCOSA
VOGHERA ST
ROSARA SF6
TAVARNUZZE
VILLARODIN
VIGNOLE B.
TURBIGO
PIANCAMUNO
CORDIGNANO
PORTO TOLLE
ALBERTVILLE
UDINE OVEST
SPEZIA C.LE
VADO TERMICA
FERRARA NORD
VENEZIA N.
PORTO CORSINI
RONCOVALGRANDE
BARGI C.LE
RAVENNA CANALA
S.MARTINO IN XX
POGGIO A CAIANO
PARMA VIGH.
PIOMBINO TERMICA
ENIPOWER RAVENNA
FORLI' VIA ORAZIANA
PIAN DELLA SPERANZA
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NAVE
DOLO
EDOLO
ROSEN
LEYNI
FLERO
CAMIN
VENAUS
CANDIA
ROBBIASOAZZA
LONATO
CAORSO
OSPIATE
DIVACA
DUGALECASSANO
SERMIDE
MANTOVA
LAVORGO
COLUNGA
RUBIERA
GORLAGO
S.ROCCO
PLANAIS
OSTIGLIA
PIACENZA
S.DAMASO
SUVERETO
MAGLIANO
CASANOVA
BULCIAGO
MERCALLO
SANDRIGO
TAVAZZANO
ROSIGNANO
ENTRACQUE
S.FIORANO
FANO E.T.CALENZANOMARGINONE
PIOSSASCO
MUSIGNANO
ADRIA SUD
TRINO C.LE
CHIVAS.TER
Sezioni critiche per cong. rete AAT
Sviluppo della RTN per integrazione FER
Principali interventi di sviluppo
In autorizzazione
In realizzazione/autorizzati
Italia-Montenegro
Colunga-Calenzano
Rinforzi rete AAT
Italia-Francia
Trino-Lacchiarella
Dolo-Camin
Udine -Redipuglia
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete21
PRESENZANO
ROSSANO TE
TERAMO 380
LATINA NUCL.
CEPRANO380
VALMONTONE
VILLAVALLE
ROMA O.
TARANTO N2
ISAB ENERGY
BENEVENTO 2
SET TEVEROLA
SPARANISE
CAGLIARI SUD
CODRONGIANOS
MONTECORVINO
SIMERI CRICHI
BRINDISI NORD
S.GIACOMO
TORREVAL.NORD
MONTALTO C.LE
PATERNO
GARIGLIANO ST
BRINDISI SUD CE
BRINDISI S.
PIOMBINO TERMICA
FIUMESANTO
CHIARAMONTE GULFI
ALTOMONTE
ENERGIA M. TERMOLI
S. TERESA
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S.MARIA CAPUA V.
AR
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TORREVAL. SUDGISSI
LAINO
LARINO
SARLUX
BARI O
MATERA
ANDRIA
FOGGIA
PATRIA
CANDELA
S.LUCIAAURELIA
MAGISANO
ASSEMINI
CORRIOLO
ROMA E.
ROMA S.
FEROLETO
SCANDALE
GALATINA
BRINDISI
SELARGIUS
VILLANOVA
ROMA N.
RIZZICONI
SORGENTE
MISTERBIANCO
MELILLI '
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Import
Sviluppo Rinnovabili
21
Paternò-Pantano-Priolo
Sorgente-Rizziconi
Cavi Melilli Priolo
Villanova-Gissi
Deliceto-Bisaccia
Montecorvino - Avellino
Rinforzi Nord Calabria
Chiararamonte Gulfi - Ciminna
Foggia-Benevento
Feroleto - Maida
Gissi-Foggia
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Criticità previste nell’orizzonte di piano
Simulazione di rete deterministica market based sustruttura zonale ed orizzonte annuale
MW
+30000
35000
40000
45000
50000
Rischi Over-Generation
Aumento
OVERGENERATION
L’area compresa tra la curva
Scenario di medio termine
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete22
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete
h
+
fine settimana di maggio, corrispondente a un intervallo di
quattro giorni (da venerdì a lunedì)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000 L’area compresa tra la curva
rossa e quella blu scuro
corrisponde all’energia in
eccesso che non può essere
assorbita dal sistema
(Overgeneration) a livello
nazionale complessivo e/o
zonale
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
� Analisi rischi overgeneration su scenario di medio termine
� Ipotizzati sviluppi RTN medio termine
� Diversi casi studio analizzati con sensitivity su scambio frontiera estera
Evidenti problemi di Over Generation
Scenario di medio termine
Analisi previsionale esigenze di regolazioneContromisure Over Generation
Ricorso a diverse Contromisure
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete23
• Pieno utilizzo delle risorse esistenti
(massimizzazione pompaggi esistenti,
riduzione estero a programma fino a
zero se necessario)
• modulazione generazione da FRNP,
accoppiamento mercati per servizi di
regolazione ed export,
• migliore previsione e controllo
generazione distribuita anche con
logiche smart
• maggiore capacità di accumulo zonaleScenario market based
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
Ge
nn
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Dic
em
bre
[%] > 50 MW
> 1000 MW
> 2000 MW
> 3000 MW
Incidenza ore con OG per classe (giorni festivi)
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Esigenze flessibilità e sicurezza d’esercizioInnovazione tecnologica - Smart Transmission Solutions
Rendere la RTN più flessibile e capace di
adeguarsi al rapido mutare degli scenari di
sistema
• Phase Shifting Transformers (PST) per la
gestione dei flussi di energia su linee in corrente
alternata
• Compensatori sincroni per il miglioramento della
stabilità e della sicurezza di esercizio del sistema
Condensatori e Reattori
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete24
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete
• Condensatori e Reattori per la corretta gestione
dei profili di tensione e dei flussi di potenza
reattiva sulla rete e conseguente riduzione oneri
MSD
• Cond. alta capacità e Dynamic Thermal Rating
(DTR) per massimizzare la capacità di trasporto
delle linee esistenti in funzione della temperatura di
esercizio
• Sperimentazione sist. accumulo diffuso per
massimizzare lo sfruttamento delle risorse da FER
e migliorare la regolazione del sistema AAT/AT
• Logiche smart per migliore previsione controllo
generazione distribuita
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Risultati attesi PdS 2013Riduzione delle congestioni – Incremento principali limiti transito zonali (MW)
Sezione inter-zonale 2012 Con sviluppo
Frontiera Nord 7.740 +3.000
Balcani 500 +1.000
Nord-Centro Nord 3.700 +400
Centro Nord-Centro Sud 1.3001 +300
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete25
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete
(1) Valore inferiore del profilo di attivazione del vincolo di scambio CN-CS.(2) Con il sistema di teledistacco delle centrali dei Poli di Foggia e Brindisi e delle relative risorse completamente disponibili.(3) Considerando l’installazione di PST per i controllo dei flussi di potenza sulle linee 380 kV Foggia-Benevento, Deliceto-Bisaccia, Matera-Bisaccia.(4) Tale limite vale 600 MW con un gruppo da 370 MVA in servizio a S. Filippo del mela asservito al dispositivo EDA.(5) Dato in situazione diurna invernale con entrambi i poli del SAPEI (senza Sacoi)(6) Con potenziamento SACOI (in aggiunta SAPEI), tale valore potrebbe subire successive modifiche a valle di verifiche di dettaglio relative alla stabilità dinamica del sistema.
Sud-Centro Sud 4.2502 +1.7503
Sicilia-Sud 2504 +900
Sud-Sicilia 100 +1.000
Sardegna-
Continente/Corsica9005 +5006
Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013
Risultati attesi PdS 2013Valorizzazione dei benefici
Riduzione vincoli
produzione da
rinnovabili
Foggia - Benevento, raddoppio Adriatica,
Sorgente – Rizziconi e 380 kV in Sicilia, rinforzi
rete AT Mezzogiorno, SACOI 35 GW di potenza liberata da
FER
Riduzione congestioniInterventi di sviluppo medio e lungo termine per
incremento capacità di trasporto tra zone di
mercato e intrazonali
riduzione congestioni fino a
5 ÷ 9 GW
Dal 2013 al 2022 Terna investirà 7,9 miliardi di euro per dotare il sistema elettrico di una rete sempre più sicura,
moderna e all’avanguardia nel campo dell’innovazione e della tecnologia:
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete26
Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete
Incremento capacità per scambi con l’estero
Frontiera Nord e Balcani incremento NTC per
circa 4 GW
Riduzione CO2
Riduzioni perdite, incremento della produzione
termoelettrica efficiente e di quella rinnovabili
Riduzione emissioni CO2
per fino a circa
12 mln ton/year
Benefici* per circa 1,6 Miliardi di euro all’anno
*Benefici attualizzati PdS 2013
Riduzione delle perdite di rete
Diminuzione delle perdite di energia Circa 1,2 TWh all’anno