La Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale e la Sfida ... · Lo sviluppo della RTN per far fronte...

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

Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete

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


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

Divisione Public Affairs | Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete2


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


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



• 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


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%



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


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)


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)


Sviluppo della capacità produttiva da fonte rinnovabile (MW)

Scenari di riferimento Italia

Installato Attuale Breve-Medio Termine


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



+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


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


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


� 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



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%


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


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


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.


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)


• 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)


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


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


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



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)


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



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%)


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.


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


� 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



Linea 380 kV

Linea 150 kV

Linea 150 kV

16

Layout elettromeccanico stazione 380/150 kVArea di produzione: oltre 200 MW


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


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


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


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



autorizzativo


SE 380/150 kV di Troia2011 e prec

3° ATR 380/132 kV SE Benenvento II2011 e prec



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


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



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


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.


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


Attuali criticità nell’esercizio della reteRegolazione e bilanciamento del sistema elettrico

Generation Surplus

• Vincoli utilizzo impianti

regolazione termoelettrico

• Massimizzazione uso impianti di

pompaggio disponibili


*

* 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


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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


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.

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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


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



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


� 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


• 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

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Dic

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[%] > 50 MW

> 1000 MW

> 2000 MW

> 3000 MW

Incidenza ore con OG per classe (giorni festivi)


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



• 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


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



(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


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:



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

La Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale e la Sfida ... · Lo sviluppo della RTN per far fronte...

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