Rapporto sulle attività del Gestore della rete di trasmissione nazionale

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1 Rapporto sulle attività del Gestore della rete di trasmissione nazionale Aprile 2004 Marzo

2 Rapporto sulle attività del Gestore della rete di trasmissione nazionale Aprile 2004 Marzo

3 Consiglio di amministrazione Presidente Carlo Andrea Bollino Vice Presidente Ernesto Sciommeri Amministratore Delegato Luca d Agnese Consiglieri Vito Amoia Paolo Arrigoni Italo Giorgio Minguzzi Francesco Parlato

4 Indice Prefazione. Sei anni di attività del GRTN 3 Parte prima Attività di trasmissione del 2004 Introduzione 1 Il sistema elettrico nazionale nel 2004 Introduzione 1.1 Sintesi del bilancio in energia nel Le importazioni e il transito sulla rete di interconnessione nel L equilibrio tra immissioni e prelievi nell esercizio Previsioni della domanda di energia elettrica 2 La sicurezza del sistema elettrico italiano Introduzione 2.1 Il Piano di Difesa: attività realizzate nel 2004 e azioni future, criticità affrontate nel Misure transitorie per garantire la copertura di fabbisogno: servizio di interrompibilità e capacity payment 2.3 Attività internazionali per la sicurezza svolte in ambito UCTE 3 Andamento della qualità del servizio di trasmissione nel 2004 Introduzione 3.1 Indisponibilità degli elementi di rete 3.2 Continuità del servizio: energia non fornita 3.3 Andamento dei sovraccarichi 3.4 Andamento della frequenza e della tensione di esercizio Attività di mercato Introduzione 4.1 Sistema Italia 2004: descrizione del funzionamento dei mercati 4.2 Processo di implementazione di Sistema Italia Attività di settlement svolte dal GRTN 4.4 Assegnazione diritti utilizzo della capacità di trasporto per l interconnessione con l estero e risoluzione delle congestioni 4.5 Attività svolte in ambito ETSO e SETSO

5 5 Lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale Introduzione 5.1 Attività svolte nel periodo per lo sviluppo della rete 5.2 Il Piano di Sviluppo La concertazione territoriale 5.4 Collaborazioni di sviluppo in ambito europeo 5.5 Allegato: tabelle riepilogative sui principali interventi realizzati nel periodo aprile marzo 2005 Conclusioni Parte seconda Gestione energia CIP6, fonti rinnovabili, cogenerazione e gruppo GRTN Introduzione 1 Gestione energia CIP6 Introduzione 1.1 Bilancio energetico ed economico 1.2 Proiezioni di lungo periodo: produzione attesa, costi e conseguenze su fabbisogno A3 2 Altra energia prodotta da fonti rinnovabili Introduzione 2.1 Certificati Verdi 2.2 La qualificazione degli impianti a fonte rinnovabile 2.3 Garanzia di Origine dell energia prodotta da fonti rinnovabili 2.4 Certificazione RECS alle fonti rinnovabili 2.5 Promozione delle fonti rinnovabili in Europa 3 Impianti a cogenerazione Introduzione 3.1 Quadro regolatorio di riferimento 3.2 Attività svolta dal GRTN 4 Il gruppo GRTN Introduzione 4.1 Analisi bilancio del GRTN 4.2 Il Gestore del mercato elettrico 4.3 L Acquirente Unico Conclusioni

6 Rapporto sulle attività del Gestore della rete di trasmissione nazionale Aprile 2004 Marzo 2005

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8 Prefazione. Sei anni di attività del GRTN A sei anni dal Decreto Bersani e dalla nascita del GRTN, la prima fase del processo di liberalizzazione del mercato elettrico in Italia è stata portata a compimento. Sul lato dell offerta, l ex monopolista produce meno del 50% del fabbisogno di energia del Paese e si sta ritirando dalla proprietà della rete elettrica. Lo spazio lasciato libero da Enel è stato colmato da una pluralità di concorrenti, italiani e stranieri. La borsa elettrica è stata avviata ed è arrivata alla piena operatività. Sul lato della domanda, tutte le utenze non domestiche possono scegliere il loro fornitore: circa il 50% dei consumi ormai viene acquistato sul mercato libero. D altra parte, a tutela dei clienti vincolati è stato creato l Acquirente Unico. La proprietà della rete è stata privatizzata e resa indipendente. Dopo anni di stasi si è ripreso a costruire, sia nell ambito della produzione che nel sistema di trasmissione. Ma star dietro alla crescita dei consumi nazionali di energia resta un impresa complicata. Il cambiamento della tipologia dei consumi degli italiani sta portando i picchi estivi della domanda a superare quelli invernali, invertendo lo schema tradizionale per avvicinarsi ai ritmi tipici delle economie più sviluppate in condizioni climatiche analoghe. I fatti accaduti nell estate del 2003 hanno determinato alcuni interventi nel sistema elettrico. Sul fronte della capacità produttiva, MW di potenza sono già in cantiere e altri MW sono già stati autorizzati. Il margine di riserva della disponibilità elettrica, che nel 2003 era nullo, negli ultimi 24 mesi è tornato ai livelli del 2000, superando un tranquillizzante 10% della domanda, anche grazie al nuovo assetto regolatorio con l avvio della borsa e del capacity payment. Le interconnessioni con l estero sono state rafforzate. Sul fronte della sicurezza della rete, sono stati affrontati gli elementi di criticità emersi con il blackout del settembre 2003, intervenendo sui sistemi di controllo e avviando una collaborazione più stretta con i Gestori esteri. Ma basta guardare un po più in là per scoprire una stagione di nuove sfide. Il 2005 apre il secondo capitolo della liberalizzazione, in una fase di continua crescita dei consumi. Se nei primi cinque anni abbiamo assistito alla spinta delle importazioni dall estero di energia a prezzi favorevoli, come elemento propulsivo per il mercato, ora c è biso- 3

9 gno di sviluppare una produzione nazionale di energia veramente competitiva, alternativa all import, per estendere la liberalizzazione dalla fascia dei grandi clienti alla platea dell utenza di massa. Una vera concorrenza sul fronte della produzione si svilupperà soltanto intervenendo sul parco centrali che oggi bruciano combustibili troppo costosi e hanno rendimenti bassi sostituendole con impianti di nuova generazione, destinati a migliorare l efficienza del sistema. Nei prossimi cinque anni, quindi, l obiettivo sarà favorire lo sviluppo degli investimenti in nuove tecnologie per far abbassare i costi e rendere il sistema più sicuro. Per ottenere questo obiettivo è fondamentale garantire la presenza di un quadro regolatorio chiaro e di un mercato stabile, che creeranno un clima favorevole all insediamento delle nuove strutture. Ma i soli interventi sulle centrali non bastano: bisogna rafforzare la rete e superare le strozzature, altrimenti non si risolverà il problema del costo dell energia. Fin dagli anni Settanta, la rete si è sviluppata a un ritmo inferiore a quello della crescita della domanda. Bisogna, quindi, risolvere alcune congestioni storiche. Altre sono relativamente nuove perché il processo di liberalizzazione della produzione ha portato allo sviluppo di nuovi impianti, che sono collegati in punti diversi rispetto alle vecchie centrali. Dopo la battuta d arresto dovuta all esplosione delle preoccupazioni ambientali a livello popolare negli anni Novanta, l approccio allo sviluppo è cambiato e ora il trend si sta invertendo. Si riaprono i cantieri e si cominciano a vedere le prime realizzazioni, come quella dell elettrodotto internazionale San Fiorano - Robbia d interconnessione con la Svizzera. Su questo fronte, il GRTN si è già impegnato per sviluppare un sistema nuovo di concertazione con gli Enti Locali. Ma c è ancora molto da fare. Un altra variabile che guida il nostro sviluppo sono i processi di liberalizzazione e di riconnessione di nuove aree in Europa. Secondo l ultimo rapporto della Commissione europea sullo stato di attuazione del mercato interno dell elettricità, uno dei principali impedimenti allo sviluppo di un mercato competitivo è la scarsa integrazione fra i mercati nazionali. In alcuni casi sono carenti le infrastruttu- 4

10 re di interconnessione fra i Paesi e non si riesce ancora a risolvere in modo soddisfacente il problema dei colli di bottiglia. Nell ottobre 2004 la rete dei Balcani è stata riconnessa alla rete dell Europa centrale e si sta determinando uno spostamento dei flussi di energia dall area orientale verso il resto del sistema UCTE. I Paesi dell Est rappresentano un importante riserva di capacità di generazione a costi competitivi. Questo spostamento determina degli impatti anche sulla rete italiana, in previsione di un incremento delle importazioni dall area dell Est Europa. Il secondo problema messo in evidenza dal rapporto della Commissione è che non sempre risultano soddisfatti i requisiti della terzietà dei Gestori delle reti di trasmissione elettrica. Nella nuova fase di liberalizzazione, l indipendenza della rete è fondamentale. Sotto questo profilo, in Italia siamo a buon punto. La separazione della rete di trasporto dalle società di produzione e vendita è sostanzialmente completata sia per la gestione sia per la proprietà. E ora si stanno adottando nuove misure che accentueranno ulteriormente l indipendenza e l efficienza della rete con il completamento della riunificazione tra gestione e proprietà. Ne conseguono i vantaggi di un operatore integrato, che pianifica e realizza gli investimenti in sicurezza e nuove tecnologie, coordinando le esigenze strutturali con le possibili risposte del mercato. Per il Gestore della rete, la liberalizzazione è soprattutto uno strumento per garantire lo sviluppo della sicurezza del sistema, e costi dell energia più bassi. L avvio della borsa elettrica, con la partecipazione attiva della domanda dall inizio del 2005, aumenta la trasparenza del mercato e incentiva la competizione, innescando un processo che dovrebbe portare a una riduzione dei prezzi. Lo sviluppo di un mercato dei derivati che permetta di coprire il rischio di volatilità del prezzo, previsto nei piani del Gestore del mercato, permetterà di offrire agli operatori un ulteriore meccanismo di flessibilità. La gestione economica di tutte le fonti rinnovabili e assimilate, quindi CIP6 e Certificati Verdi, sarà al centro dell attività del Gestore nei prossimi anni, dopo lo scorporo delle attività di trasmissione e dispacciamento per l integrazione con Terna. Lo sviluppo di 5

11 un mercato organizzato contribuirà al coordinamento delle esigenze di tutela ambientale in rapporto al crescente fabbisogno di energia. E l avvio di una certificazione volontaria, come la Garanzia d Origine e i certificati RECS, stimoleranno le aziende più sensibili a impegnarsi su questi temi. Ma oltre allo sviluppo degli strumenti idonei alla crescita del mercato libero, resta fondamentale la tutela del mercato vincolato. Bruxelles ha fissato entro l estate 2007 il termine ultimo per l apertura del mercato libero anche a tutti i piccoli consumatori, inclusi quelli domestici. Ma non è detto che la liberalizzazione teorica vada di pari passo con una crescita effettiva del numero di utenti che cambiano fornitore. Per ora il ruolo attivo dell Acquirente Unico, a tutela delle condizioni di fornitura del mercato vincolato, ha garantito prezzi competitivi con quelli del mercato libero. Per vincere la scommessa della liberalizzazione sarà essenziale incrementare la capacità produttiva, aumentando la concorrenza e riducendo le strozzature di rete, per conseguire un abbattimento generale dei prezzi dell energia in Italia. Solo allora i clienti idonei potranno cogliere i maggiori benefici della liberalizzazione, realizzando il disegno di cui sono state gettate le basi sei anni fa. 6

12 Attività di trasmissione del 2004 Parte prima

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14 Introduzione Per abbattere il prezzo dell energia in Italia e coprire il fabbisogno, non basta aumentare la produzione: bisogna ampliare la rete di trasmissione. È quello che sta facendo il Gestore della rete di trasmissione nazionale, per riuscire a realizzare il nuovo piano di potenziamento delle infrastrutture, che prevede investimenti per 2,1 miliardi di euro da qui al Se nel 2004 l azione del Gestore si è concentrata soprattutto sulla sicurezza, il 2005 è l anno dello sviluppo. I rischi, tuttavia, sono destinati a permanere qualora i vincoli locali bloccheranno lo sviluppo della rete: perciò il GRTN fa appello a tutte le parti in causa perché sia garantito al nuovo piano un percorso di successo. Dal 95 a oggi, infatti, il tasso di utilizzo della rete è cresciuto del 25%, a causa di un costante aumento dei consumi a fronte di un blocco sostanziale della costruzione di nuove linee di trasmissione, ponendo l Italia in grave ritardo rispetto al resto dell Europa, dove invece alla crescita della domanda ha fatto seguito un parallelo sviluppo della rete elettrica, contenendo l aumento del tasso di utilizzo della rete nello stesso periodo a un modesto 2-3%. Il piano del GRTN prevede km di nuovi elettrodotti e 57 nuove stazioni per garantire un incremento del 20% della capacità di trasformazione ( MVA in aggiunta agli attuali MVA). Al di là della quantità complessiva delle opere, il piano punta a risolvere il problema delle strozzature che ora caratterizzano la rete elettrica italiana, aggravato dalla localizzazione degli impianti di produzione sul territorio nazionale spesso lontani dai centri di consumo. La maggior parte delle centrali in costruzione o autorizzate sono collocate a Nord-Ovest e a Sud-Est del Paese. Se fra questi due estremi non ci saranno collegamenti adeguati, le strozzature della rete impediranno di trasmettere l energia prodotta laddove serve, con notevoli ripercussioni anche sulla formazione dei prezzi nella borsa elettrica. Già oggi ci sono aree che producono molta più energia di quanta ne consumino, come la Puglia o la Calabria, ma non possono esportarla tutta verso le regioni fortemente deficitarie, come la Campania, proprio per le carenze delle infrastrutture di rete. Le centrali pugliesi attorno a Brindisi non possono essere sfruttate appieno perché 9

15 manca la linea di collegamento con la Campania, bloccata da anni per le resistenze locali. E fra i nuovi impianti autorizzati ci sono da un lato MW tra Puglia e Calabria, dall altro MW tra Piemonte e Lombardia. Ecco perché fra gli interventi considerati più urgenti dal piano, già in via di realizzazione, c è il completamento dell elettrodotto a 380 kv Matera - Santa Sofia, tra Puglia e Campania, insieme a quelli di uguale capacità Rizziconi - Laino in Calabria e Turbigo - Rho in Lombardia. Gli altri investimenti fondamentali del piano sono tredici interventi, da realizzare entro il 2009, distribuiti su tutto il territorio nazionale, dal Piemonte al Friuli Venezia Giulia, dal Veneto alla Sicilia, compresi i tre nuovi cavi sottomarini: Sardegna e continente, Sardegna e Corsica, Sicilia e continente. Sul fronte dell interconnessione con l estero, avrà priorità il collegamento con la Slovenia, da Udine a Okroglo, nella Valle della Sava. Per coniugare le necessità di sviluppo della rete con le esigenze del territorio, il GRTN sta sperimentando un approccio nuovo: prima le parti coinvolte si accordano sui criteri per trovare le localizzazioni più idonee, anche sulla base delle preoccupazioni locali, in seguito viene individuato il tracciato ottimale, tenendo conto delle incompatibilità ambientali. Con questo nuovo sistema si punta a integrare meglio lo sviluppo della rete elettrica con le altre caratteristiche del territorio, individuando le alternative accettabili quando il progetto è ancora a uno stadio iniziale: la fase della progettazione dell opera segue e non precede la fase del dialogo per la realizzazione di un bene comune. E i primi frutti si vedono. Dopo un decennio di stasi, si ricomincia a mettere a segno qualche risultato. La linea S.Fiorano - Robbia, appena completata, è il primo nuovo elettrodotto d interconnessione con l estero costruito sull arco alpino dopo quasi vent anni. La realizzazione di questa importante infrastruttura consente di aumentare di circa il 15% l import di energia elettrica sul territorio nazionale, lungo quel percorso di liberalizzazione e di apertura dei mercati tracciato dall Unione europea con le nuove direttive. 10

16 1 Il sistema elettrico nazionale nel 2004 Introduzione Produzione in crescita, importazioni in calo. Sono questi gli aspetti salienti del bilancio energetico nazionale 2004 rilevati dal sistema statistico del GRTN. L ampliamento delle riserve disponibili, sia alla punta estiva che alla punta invernale, segnala che l emergenza del 2003 è superata. Da notare anche una maggior disponibilità della potenza installata, che può essere ricondotta all avvio della borsa elettrica e all istituzione del capacity payment. Il sistema cerca di adeguarsi al fabbisogno e di affrontare una svolta storica nei consumi che ha portato a un aumento significativo della domanda estiva e al progressivo allineamento con i valori di picco invernali, com è normale in tutti i Paesi più sviluppati. 1.1 Sintesi del bilancio in energia nel 2004 Nel 2004 come mostra la tabella n.1 la richiesta di energia elettrica sulla rete ha raggiunto i 322 miliardi di kwh, con un aumento dello 0,4% rispetto al 2003 (320,7 miliardi di kwh). La richiesta è stata soddisfatta per l 85,8% dalla produzione nazionale, per un valore pari a 276,3 miliardi di kwh al netto dei consumi dei servizi ausiliari e dei pompaggi e con un aumento del 2,5% rispetto al La restante quota di fabbisogno (14,2%) è stata coperta dalle importazioni nette, per un valore pari a 45,6 miliardi di kwh contro i 51,0 del Analizzando l andamento dei flussi commerciali con l estero, le importazioni continuano a registrare, come l anno precedente, una flessione (-9,8%), raggiungendo i 46,4 miliardi di kwh contro i 51,5 miliardi di kwh del Le esportazioni, invece, sono passate da 0,5 miliardi di kwh a 0,8 miliardi di kwh con un sensibile incremento percentuale, pari a +52,7%. Le due tabelle seguenti riassumono il bilancio provvisorio di energia elettrica in Italia per l anno 2004 e le variazioni rispetto all anno precedente, evidenziando le voci in entrata (produzione e import) e in uscita (destinazione per copertura fabbisogno ed export) 1. 1 I dati del bilancio sono desunti dai Dati Statistici, per il 2003 (consolidati) mentre quelli del 2004 sono ricavati dai Dati provvisori di esercizio

17 Bilancio dell energia elettrica in Italia (anno valori provvisori) 2004 Bilancio Variazioni 2003 GWh % Produzione lorda Servizi ausiliari Produzione netta Ricevuta da fornitori esteri Ceduta a clienti esteri Destinata ai pompaggi Richiesta totale Italia Totale consumi Perdite in % della richiesta Richiesta totale Italia Tabella n ,2% ,3% ,3% ,8% ,7% ,8% ,4% ,5% ,4% (6,4%) (6,5%) ,4% La domanda La destinazione dell energia elettrica in base alla tipologia di mercato mostra un aumento nel tempo della quota a copertura dei consumi dei clienti idonei, cioè del mercato libero, e una speculare riduzione della quota dei clienti vincolati. Nel 2004 i consumi del mercato vincolato rappresentano il 50,2% del totale, contro il 55,3% del Il mercato libero, viceversa, si attesta sui 129 miliardi di kwh, con un aumento del 14%. Questo incremento è dovuto anche all estensione della soglia di idoneità a tutti i clienti non domestici avvenuta il 1 luglio del La tabella n.2 mostra, infine, una stabilità della quota di autoconsumo che rappresenta nel 2004 il 7,0% dei consumi totali. 12

18 Consumi di energia elettrica in Italia per tipologia di mercato (anno valori provvisori) 2004 Bilancio Variazioni 2003 GWh % Mercato vincolato Mercato libero Autoconsumi Totale consumi Tabella n ,6% ,0% ,4% ,5% La distribuzione dei consumi per settore economico, illustrata nella tabella n.3, mostra un modesto aumento della quota destinata al terziario, il cui consumo raggiunge nel 2004 i 77,2 miliardi di kwh, con un aumento dello 0,4% rispetto al 2003; in leggera flessione risultano i consumi del settore domestico (-0,3%) mentre si mantengono sopra la media gli incrementi del settore industriale (+1% rispetto al 2003), che si attestano sui 154,2 miliardi di kwh, per una quota pari al 51,2% dei consumi totali. Consumi di energia elettrica in Italia per settore economico (anno valori provvisori) Consumi Variazioni GWh % Agricoltura Industria Terziario Usi domestici Totale consumi Tabella n ,7% ,0% ,4% ,3% ,5% 13

19 La produzione nazionale La potenza netta installata alla fine del 2004 sul territorio nazionale registra una crescita complessiva di circa MW (+1,5%) rispetto al Il maggior incremento in valore assoluto è da attribuire agli impianti di tipo termoelettrico (+953 MW), mentre in termini percentuali è da segnalare l incremento di potenza derivante dall installazione di centrali eoliche e fotovoltaiche (+19,2%). Nella tabella n.4 è riportata la potenza efficiente netta installata per tipologia di impianto nel 2004 e nel Variazione di potenza netta installata Variazioni MW % Potenza idrica Potenza termica Potenza geotermica Potenza eolica e fotovoltaica Totale potenza netta Tabella n ,5% ,7% ,3% ,2% ,5% Nel 2004 la produzione netta nazionale è cresciuta del 2,3%, come evidenziato nella tabella n.5. I dati relativi alla produzione al netto dei servizi ausiliari, nel corso dell anno 2004, evidenziano il sostanziale aumento del 10,1% rispetto al 2003 della produzione idroelettrica. La produzione termoelettrica al netto dei servizi ausiliari ha raggiunto nel 2004 i 231,6 miliardi di kwh, pari all 80,8% della produzione nazionale, con un aumento dello 0,7% rispetto al La produzione netta da fonti rinnovabili geotermiche, eoliche e fotovoltaiche ha fatto registrare un aumento del 7% rispetto al 2003, raggiungendo i 7 miliardi di kwh. L aumento è stato particolarmente sensibile per la produzione eolica e fotovoltaica (+25,6%), 14

20 Produzione di energia elettrica in Italia per fonte di generazione (anno valori provvisori) Produzione Variazioni GWh % Produzione idrica lorda Produzione termica lorda Produzione geotermica lorda Produzione eolica e fotovoltaica lorda Totale produzione lorda Servizi ausiliari idrici Servizi ausiliari termici Servizi ausiliari geotermici Servizi ausiliari eolici e fotovoltaici Totale servizi ausiliari Produzione idrica netta Produzione termica netta Produzione geotermica netta Produzione eolica e fotovoltaica netta Totale produzione netta Tabella n ,1% ,7% ,6% % ,2% ,3% ,0% ,0% ,3% ,1% ,7% ,7% ,6% ,3% rispetto al modesto aumento della produzione geotermica (+1,7%). Per quanto riguarda i combustibili utilizzati per la produzione termoelettrica, si osserva nel 2004 un maggior ricorso ai combustibili solidi (carbone e lignite), che aumentano del 21,4% rispetto al 2003, arrivando a coprire il 19,3% della produzione termoelettrica complessiva. Si registra invece una riduzione del 28,3% della generazione alimentata da prodotti petroliferi, a fronte di un aumento della produzione da gas naturale dell 8,2% rispetto all anno precedente. La ripartizione e le variazioni dei combustibili utilizzati nella produzione termoelettrica nazionale sono indicati nella tabella n.6. 15

21 Produzione termoelettrica lorda per combustibile in Italia (anno valori provvisori) Produzione lorda Variazioni GWh % Combustibili solidi (1) Gas naturale Gas derivati (2) Prodotti petroliferi (3) Altri combustibili solidi Altri combustibili gassosi Altre forme di energia ,4% ,2% ,9% % ,2% ,1% ,4% Totale produzione termoelettrica lorda ,7% (1) Combustibili solidi: Carbone, Lignite (2) Gas derivati: Gas d altoforno, Gas di cokeria, Gas da acciaieria a ossigeno (3) Prodotti petroliferi: Ceneri da olio, coke di petrolio, distillati leggeri, GPL, Gas di raffineria, Gasolio, Olio combustibile, Orimulsion, Petrolio Grezzo Tabella n Le importazioni e il transito sulla rete di interconnessione nel 2004 Le importazioni dall estero rappresentano per l Italia una quota considerevole di energia elettrica a copertura del fabbisogno. Nella figura n.1 sono riportati i saldi degli scambi di energia registrati sulla rete per l anno 2004 dall estero e tra le diverse macroaree in cui è suddiviso il sistema elettrico del Paese. 16

22 Saldo movimenti fisici di energia (GWh) Figura n.1 17

23 I movimenti fisici di energia da e verso l estero mostrano transiti di energia in entrata dalla frontiera settentrionale concentrati su Francia e Svizzera, anche se con valori in sensibile diminuzione rispetto all anno precedente. Per quanto riguarda l interscambio con la Slovenia, si registra viceversa un incremento. Con riferimento agli spostamenti interni, i flussi maggiori si registrano dal Nord verso il Centro, dove converge anche il flusso proveniente dal Sud e dalla Sicilia, area elettrica integrata con il resto del sistema. Le importazioni di energia elettrica infatti sono calate nel 2004, scendendo del 9,8% rispetto al Questa flessione dipende essenzialmente dai provvedimenti di riduzione della massima capacità di trasporto sulla rete d interconnessione, adottati in seguito al blackout del 28 settembre Le azioni messe in atto dal GRTN si sono inserite in un programma articolato lungo due direttrici principali: la prima, di natura congiunturale, finalizzata alla riduzione delle importazioni in esercizio; la seconda, di natura strutturale e di più lungo termine, orientata a rivedere i valori della massima capacità di trasporto sull interconnessione, precedentemente determinati da un apposita task force creata con i Gestori delle reti dei Paesi confinanti. In particolare, il Gestore della rete ha provveduto a rivedere al ribasso i valori di Net Transmission Capacity (NTC) validi a partire dal 1 gennaio La riduzione si è realizzata all interno di un nuovo approccio al calcolo dei valori di NTC, in accordo con gli altri Gestori europei, che valuta un più ampio quadro di possibili assetti di rete e flussi produttivi per assicurare in ogni circostanza l esercizio in sicurezza. Conseguentemente, il GRTN ha determinato e provveduto a concordare con tutti i Gestori di rete confinanti la massima capacità di trasporto sulle linee d interconnessione con l estero a partire dal 1 gennaio 2004 e sino al completamento delle iniziative di rafforzamento della sicurezza della rete, articolate nei periodi diurno e notturno per singolo Paese confinante e per periodo invernale ed estivo. I valori adottati sono riassunti nella tabella n.7. 18

24 Valori NTC validi dal 1/01/04 al 18/05/ 04 (MW) Francia Svizzera Austria Slovenia Totale frontiera nord Inverno-giorno (06:00-22:00) Inverno-notte (22:00-06:00) Estate-giorno (06:00-22:00) Estate-notte (22:00-06:00) Tabella n È stata infine definita la capacità disponibile in importazione dalla Grecia all Italia pari a 300 MW, e 500 MW in esportazione dall Italia verso la Grecia. Il GRTN ha provveduto ad assegnare i diritti fisici d importazione secondo quanto disciplinato dal Decreto del Ministro delle Attività Produttive del 17 dicembre 2003 e la successiva Delibera dell Autorità n. 157/03, prevedendo la possibilità di aumentare le quote di capacità di trasporto assegnate, qualora fosse stato migliorato il livello di sicurezza dei sistemi elettrici interconnessi. Su questo tema il GRTN ha contribuito ad attivare, sin dagli ultimi mesi dell anno 2003, una specifica task force tecnica, composta dai rappresentanti di ETRANS e dei Gestori di rete confinanti, con lo scopo di definire e sviluppare le iniziative necessarie a raggiungere un appropriato livello di sicurezza sull interconnessione settentrionale. I requisiti necessari per il raggiungimento di nuovi livelli di sicurezza sono stati già definiti. Gli effetti connessi alla gestione di contromisure in tempo reale concordate con i Gestori confinanti ha consentito la definizione di un aumento dei valori di NTC, da applicare per il restante periodo estivo e invernale dell anno 2004, come riportati nella tabella n.8. Gli aumenti di capacità sono stati resi operativi il 15 luglio 2004 per il periodo estivo e il 1 ottobre 2004 per il periodo invernale. 19

25 Valori NTC validi dal 15/07/04 (MW) Francia Svizzera Austria Slovenia Totale frontiera nord Inverno-giorno (06:00-22:00) Inverno-notte (22:00-06:00) Estate-giorno (06:00-22:00) Estate-notte (22:00-06:00) Tabella n Questi accordi hanno consentito al Gestore di aumentare le quantità di diritti fisici d importazione assegnati ai singoli operatori per l anno 2004 tramite opportuni coefficienti moltiplicativi. I criteri adottati dalla task force tecnica hanno costituito la base per la determinazione dei nuovi valori di NTC con l entrata in esercizio della nuova linea d interconnessione S. Fiorano - Robbia, avvenuta il 23 gennaio Nel mese di ottobre 2004 è stato reggiunto, infatti, l accordo tra i Gestori di rete esteri confinanti, che ha portato alla definizione dei valori complessivi di NTC su ciascuna frontiera elettrica, compresa la nuova linea. 20

26 Elettrodotto di interconnessione S. Fiorano - Robbia La linea elettrica S. Fiorano - Robbia è il primo nuovo elettrodotto di interconnessione con l estero sull arco alpino realizzato dopo quasi 20 anni: l ultima linea entrata in servizio sulla frontiera nord, infatti, risale al 1986 (elettrodotto Rondissone - Albertville, tra Italia e Francia). Dal punto di vista tecnico la linea, realizzata dalla società Terna, è lunga 46 km, per complessivi 123 sostegni e tonnellate di conduttori. Il costo dell investimento è di circa 60 Mln. I lavori sono iniziati a maggio 2004 e sono stati completati in soli 7 mesi, contro i 12 di solito necessari, impiegando una media di 260 risorse umane al giorno e 5 elicotteri per il trasporto delle strutture. Questi, in sintesi, i benefici che apporterà l elettrodotto: incremento della capacità di importazione di MW, portando la quota complessiva tt ta MW (+15%); progressiva riduzione del costo, a motivo del differenziale di prezzo dell energia elettrica tt tra l Italia e la maggior parte dei Paesi europei, per le imprese e le famiglie; aumento della sicurezza del servizio. I lavori per alcune opere di razionalizzazione sul territorio attraversato dall elettrodotto prevedono: l interramento di oltre 100 km di linee; la messa fuori servizio di quasi 700 km di vecchie linee. Figura n.2 21

27 I nuovi valori di NTC sulla frontiera settentrionale, distinti tra periodo invernale ed estivo e tra giorni feriali e festivi, sono riportati nelle figure n.3-4. Valori NTC - Inverno 2005 MW Slovenia Austria Svizzera Francia h-7h 7h 8h-23h 24h 0h-7h 7h 8h-23h 24h 0h-7h 7h 8h-23h 24h 0h-24h Lunedì e post-festivi Martedì - Mercoledì - Giovedì Venerdì Sabato e pre-festivi NTC globale per fasce orarie e giorni della settimana Domenica e festivi Figura n.3 Valori NTC - Estate 2005 MW Slovenia Austria Svizzera Francia h-7h 7h-23h 24h 0h-7h 7h-23h 24h 0h-7h 7h-23h 24h 0h-24h Lunedì e post-festivi Martedì - Mercoledì - Giovedì Venerdì Sabato e pre-festivi NTC globale per fasce orarie e giorni della settimana Domenica e festivi Figura n.4 22

28 È stata determinata anche la capacità disponibile in importazione in Italia dalla Grecia e di esportazione dall Italia verso la Grecia, i cui valori sono riportati nella tabella n.9. Valori NTC frontiera meridionale Periodo Inverno (1) Estate (2) periodo notturno (22h-6h) periodo diurno (6h-22h) (3) 100 (4) (1) mesi di gennaio, febbraio, marzo, ottobre, dicembre (2) mesi di aprile, maggio, settembre e novembre; 0 MW per i mesi di giugno e luglio (3) per la domenica dalle 0:00 alle 24:00 (4) tutti i giorni con l esclusione della domenica Tabella n L equilibrio tra immissioni e prelievi nell esercizio 2004 Nel periodo invernale del 2004, la potenza richiesta dal sistema elettrico nazionale ha registrato un nuovo massimo storico nel mese di dicembre, con un valore di MW alle ore 17 di giovedì 16, segnando un incremento dello 0,4% rispetto alla punta di domanda invernale del 2003 ( MW, ore 17 di mercoledì 10 dicembre). Il periodo estivo è stato mediamente caratterizzato da condizioni metereologiche favorevoli, con consumi inferiori a quelli del Ma i brevi periodi di caldo torrido hanno provocato picchi record nei consumi. In particolare a luglio, la potenza richiesta sulla rete elettrica nazionale ha fatto segnare il massimo storico del periodo con il valore di MW alle ore 11 di venerdì 23, con un incremento dello 0,8% rispetto alla punta estiva registrata l anno precedente ( MW del 17 luglio 2003). Da notare che il valore della punta di fabbisogno estivo ha continuato anche nel 2004 il suo progressivo avvicinamento a quello invernale: a luglio dell anno scorso (con una punta di MW) la 23

29 differenza con la punta invernale è stata di soli 99 MW, mentre nel 2003, nonostante le temperature estive torride da record, la corrispondente differenza era stata di circa 300 MW. Il confronto tra il fabbisogno normalizzato nel giorno di punta estiva e quello alla punta invernale mostra le differenze nell esercizio del dispacciamento rispetto alla gestione delle risorse disponibili, nel periodo invernale e nel periodo estivo. Le differenze di andamento mostrate nella figura n.5 sono peraltro tipiche dei due periodi in esame. Confronto del fabbisogno nei giorni di punta estiva (23/07/04) e punta invernale (16/12/04) MW /07/ MW 16/12/ MW Ore 23 luglio dicembre 2004 Figura n.5 24

30 Si nota come l andamento del fabbisogno nel giorno della punta invernale 2004 sia stato più concentrato nella richiesta, dato che il valore del carico alla punta del pomeriggio (dalle 16 alle 18) è sensibilmente più elevato rispetto al resto delle ore diurne. Invece nel giorno di punta estiva del 2004 il fabbisogno è rimasto a valori elevati per un maggiore numero di ore, cioè dalle 7 del mattino fino alle 18 del pomeriggio. Ciò determina, nella situazione estiva, un prolungamento dell utilizzo delle risorse di generazione e un esigenza di riserva in energia maggiore. Le figure n.6 e 7 mettono a confronto le potenze effettivamente disponibili e i relativi fabbisogni in potenza del giorno della punta estiva e invernale, con i rispettivi dati dell anno precedente. Disponibilità produzione alla punta estiva di fabbisogno MW Fabbisogno Riserva Potenza disponibile 17 luglio luglio 2004 Figura n.6 25

31 Disponibilità produzione alla punta invernale di fabbisogno MW Fabbisogno Riserva Potenza disponibile 10 dicembre dicembre 2004 Figura n.7 La disponibilità di generazione complessiva, sensibilmente più alta rispetto al 2003 sia nel periodo estivo che in quello invernale, ha permesso di coprire agevolmente il fabbisogno, consentendo di mantenere sufficienti margini di riserva operativa a fronte di eventuali arresti di impianti di generazione o di possibili congestioni di rete. Si osserva che, a fronte di un aumento di potenza netta di generazione installata di circa MW (1,5% rispetto al 2003), l aumento della riserva disponibile è stato di ben MW alla punta estiva e di MW alla punta invernale. In tutto il periodo estivo, considerato maggiormente critico per il sistema elettrico, nel 2004 si evidenzia un netto miglioramento del margine di riserva disponibile rispetto a quello del 2003 (vedi figura n.8). 26

32 Andamento del margine di riserva in potenza al picco settimanale del 2004 confrontato con il Riserva 2004 Media 2004 = =7.300 Riserva 2003 Media 2003 = /6 8/6 15/6 22/6 29/6 6/7 13/7 20/7 27/7 3/8 10/8 17/8 24/8 31/8 7/9 14/9 21/9 Figura n.8 Questi risultati estremamente positivi sono dovuti a una combinazione di fattori favorevoli di carattere ambientale e di azioni condotte dal GRTN, volte ad aumentare la capacità disponibile. Di seguito si riportano i fattori principali che hanno determinato questo risultato. Le punte settimanali di fabbisogno a consuntivo sono state, rispetto ai valori attesi, inferiori del 2% su media annua e del 5,3% nel periodo critico giugno-luglio (anche se alla punta estiva 2004, il 23 luglio, si è registrato il nuovo record storico). Questo risultato è da attribuire principalmente al favorevole andamento delle temperature (l impatto delle temperature sul fabbisogno in potenza è stato stimato in circa 500 MW per grado centigrado rispetto alla media di periodo), che si sono mantenute al di sotto della media stagionale degli anni precedenti (vedi figura n.9); 27

33 Andamento delle temperature estive 2004 e Massimo-minimo Media maggio giugno luglio agosto settembre Figura n.9 L elevata produzione idroelettrica riscontrata nel corso del 2004, dovuta alle abbondanti precipitazioni nella prima metà dell anno, unitamente a una coordinata gestione delle riserve idriche, ha consentito un forte utilizzo di questa risorsa nei periodi critici. Il valore della potenza idroelettrica disponibile è stato, rispetto alle previsioni, in sensibile crescita e ancor di più nei periodi estivi considerati critici. La figura n.10 mostra l andamento degli invasi dei serbatoi idroelettrici durante l anno. Come si vede, da una percentuale minima di invaso registrata a inizio anno, attraverso adeguate politiche di gestione, si sono create le condizioni che hanno consentito di raggiungere ad aprile il massimo storico di invaso, garantendo il massimo della producibilità nel periodo estivo. 28

34 Coefficiente d invaso dei serbatoi idroelettrici alla fine di ciascun mese Invaso in aprile ai massimi storici G F M A M G L A S O N D Max Min Figura n.10 Un minor tasso di avaria a carico degli impianti termoelettrici: -16% per le manutenzioni programmate nei periodi critici e -6% su base annua; ben -65% per limiti ATS (alte temperature allo scarico) nel periodo critico, quello più soggetto a questo tipo di limitazione. Alla base di questo risultato oltre ai fattori climatici e alle azioni di riprogrammazione delle manutenzioni svolte dal GRTN, c è soprattutto l allineamento dei meccanismi di remunerazione degli impianti di produzione con i periodi ritenuti critici per il sistema elettrico, determinato dall avvio della borsa elettrica dal 1 aprile 2004, e la remunerazione della capacità disponibile (capacity payment), che hanno stimolato un deciso aumento della disponibilità degli impianti di produzione nei periodi più difficili dell anno, in particolare quelli estivi. 29

35 Sintesi delle azioni messe in campo dal GRTN per il recupero della capacità produttiva Nel corso del 2004 il GRTN ha messo in atto una serie di iniziative volte a ottimizzare l utilizzo della capacità produttiva installata sul territorio nazionale, consentendo di rendere disponibili ai fini dell esercizio circa MW in più rispetto al picco estivo del 2003, come illustrato nella figura n.11. Totale capacità recuperata Riduzioni manutenzioni/minori avarie Ingresso nuovi impianti Aumento produzioni idro 900 Altro 300 Questo recupero è stato conseguito attraverso varie iniziative: la riprogrammazione delle manutenzioni degli impianti di produzione nei periodi ritenuti non critici per il sistema elettrico ha ottenuto un recupero stimabile in circa MW; l ingresso di nuovi impianti e la riattivazione di alcuni turbogas, precedentemente posti in arresto di lunga durata, hanno contribuito rispettivamente per circa MW e 800 MW; la rimodulazione della produzione dei bacini idrici stagionali in modo da garantire la massima disponibilità degli invasi a inizio giugno, come è mostrato nella Figura 12, ha comportato un maggior contributo di circa 900 MW. Produzione idroelettrica GFMAMGLASOND Figure n.11 e 12 Apporti idraulicità nei bacini GFMAMGLASOND Produzione idroelettrica 2004 rimodulata GFMAMGLASOND

36 1.4 Previsioni della domanda di energia elettrica Le previsioni della domanda di energia elettrica in Italia hanno come scopo principale quello di fornire un quadro di riferimento per le valutazioni relative al Piano di Sviluppo della rete elettrica nazionale. Si tratta pertanto di previsioni di medio - lungo termine sia in energia sia in potenza. Tali previsioni si estendono fino al 2015 e sono disaggregate nelle principali macroaree geografiche e in base ai consumi di energia elettrica nelle principali attività. Sono riportate anche le previsioni relative all anno Le ipotesi adottate Sulla crescita economica Il principale elemento di novità contenuto nello scenario per i prossimi anni è rappresentato dall andamento delle quotazioni del petrolio, che è previsto su livelli decisamente più alti rispetto a quelli attesi pochi anni fa. In termini quantitativi, dalle ipotesi di un prezzo di equilibrio di circa dollari al barile, gli analisti si attendono, almeno per il prossimo quinquennio, un livello medio superiore ai 40 dollari al barile, spiegato dalla forte domanda espressa dai Paesi emergenti dell Asia e dell America Latina. La crescita del commercio mondiale dovrebbe proseguire con ritmo sostenuto, giovandosi del positivo andamento delle economie dei Paesi emergenti. Per quanto riguarda gli USA, il tono della politica di bilancio e di quella monetaria dovrebbe divenire più restrittivo e il dollaro dovrebbe restare in una situazione di fragilità, ma questo non impedirà un certo rafforzamento della crescita economica rispetto alla media dei primi anni di questo decennio. In lieve accelerazione anche il PIL dell Unione Monetaria Europea e in particolare quello dell Italia, che dovrebbe portarsi a una crescita dell 1,6% medio annuo grazie, nei primi anni, a un aumento della produttività del lavoro e, su un orizzonte più lungo, al graduale aumento del tasso di occupazione e all accresciuta integrazione di lavoratori immigrati. 31

37 2 L intensità elettrica è la quantità di elettricità (kwh) consumata da ciascun settore, per unità (euro) del rispettivo contributo (valore aggiunto) alla formazione del PIL. Sulla crescita della domanda elettrica La crescita contenuta della domanda elettrica del 2004 (+0,4% rispetto all anno precedente) costituisce il principale elemento di discontinuità rispetto all andamento di lungo periodo; si osserva peraltro che tale modesto incremento è stato influenzato dal confronto con un valore di consumo singolarmente elevato verificatosi nel 2003 (+3,2% rispetto al 2002), allorquando la domanda elettrica risultò particolarmente elevata per effetto delle alte temperature estive. Nel 2003 si ebbe infatti a registrare una impennata della domanda nel settore civile: terziario e domestico; quest ultimo in particolare, da tassi medi annui di sviluppo nell ultimo decennio prossimi all 1%, si posizionò nel 2003 su un livello pressoché triplo. In una prospettiva ravvicinata, la maggiore sensibilità della domanda elettrica alle temperature estive comporterà il superamento stabile della punta estiva rispetto alla punta invernale. Sulla relazione tra economia e domanda elettrica Le analisi recenti sull intensità elettrica 2 indicano che l energia elettrica richiesta per unità di prodotto interno lordo ottenuto è in Italia su livelli ancora relativamente più bassi rispetto agli altri Paesi maggiormente industrializzati. Mentre negli altri Paesi l intensità viene stimata stazionaria o debolmente calante, in Italia essa mantiene qualche margine di crescita potenziale nel medio periodo. Nella previsione si sono pertanto ipotizzati due scenari: in quello di sviluppo dell intensità elettrica si ipotizza per il prossimo decennio una crescita dell intensità complessiva per l intero Paese, pari a un tasso medio di circa +1,1 % per anno, intermedio tra i livelli riscontrati a consuntivo tra la fine degli anni 90 e i primi anni del nuovo decennio; un secondo scenario di saturazione coerente con un tasso medio di incremento dell intensità elettrica pari a uno 0,5% per anno, sviluppato su una ipotesi di relativamente rapida saturazione delle tendenze in atto nel settore civile. 32

38 1.4.2 Previsione della domanda di energia elettrica Per il periodo si stima, nello scenario di sviluppo,una evoluzione con un tasso medio annuo del 2,7%, tale da consentire il raggiungimento di 432,0 TWh nel 2015, e con un tasso del 2,1% per anno nello scenario inferiore, corrispondente a una domanda elettrica di 405 TWh nel Previsione della domanda elettrica in energia Domanda elettrica Prodotto interno lordo Intensità elettrica miliardi di kwh tassi medi annui tassi medi annui tassi medi annui ,0 3,8% 2,9% 0,9% ,1 2,1% 1,3% 0,8% ,0 2,7% 1,9% 0,8% ,5 2,4% 0,8% 1,6% ,7 0,4% 1,1% -0,7% Scenario di sviluppo 2004* ,0 377,0 432,0 2,7% 2,7% 2,8% 1,4% 1,8% 1,2% 1,6% 1,1% 1,0% Scenario di saturazione 2004* ,0 363,0 405,0 2,0% 2,1% 2,2% 1,4% 1,8% 0,6% 1,6% 0,5% 0,4% *Consuntivi provvisori di esercizio Tabella n.10 Rispetto alla media nazionale, la crescita della domanda relativa allo scenario di sviluppo sull intero periodo dal 2004 al 2015 nelle 33

39 quattro macroaree geografiche (tabella n.11) si manifesterà più sostenuta al Centro e al Sud (rispettivamente +2,8% e +2,9 %), mentre le aree del Nord Italia e delle Regioni insulari si collocheranno pressoché in media (rispettivamente +2,6% e +2,7 %). Previsione della domanda in energia elettrica nelle aree geografiche (anno valori provvisori) Scenario di sviluppo Nord (1) Centro (2) Sud (3) Isole (4) (TWh) (TWh) (TWh) (TWh) 176,5 177,2 207,1 235,6 58,2 58,4 68,4 79,4 53,1 53,4 62,5 72,9 32,9 33,0 38,9 44,1 t.m.a.% 2,6 2,8 2,9 2,7 Italia 320,7 322,0 377,0 432,0 (1) Piemonte, Valle d Aosta, Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Liguria, Emilia Romagna (2) Toscana, Umbria, Marche, Lazio 2,7 (3) Abruzzo, Molise, Campania, Puglia, Basilicata, Calabria (4) Sicilia, Sardegna Tabella n.11 Per quanto riguarda i principali settori di consumo e sempre con riguardo allo scenario di sviluppo (tabella n.12) l industria si conferma il settore più rilevante sotto l aspetto dei consumi elettrici: nel 2015 la sua quota è pari circa alla metà dei consumi (51 %), con uno sviluppo in linea con quello del totale dei consumi (tasso medio annuo +2,6 % sull intero periodo ). Nell ambito del settore industriale si prospetta nello stesso periodo un andamento più dinamico delle industrie per la produzione di beni fina- 34

40 li (incluse le altre industrie, +3,3%) e uno sviluppo più contenuto per le industrie dei beni intermedi (+1,9%). Il terziario, che già nell anno 2000 aveva superato nella struttura dei consumi elettrici il settore domestico (+2,0%), si conferma anche nel prossimo decennio il settore più dinamico (+3,6 %). Nel 2015 il settore terziario raggiungerà una quota nella struttura pari quasi a un terzo dei consumi (28%). Sostanzialmente stabile il contributo del settore agricolo, attorno al 2% nella struttura dei consumi. Previsione settoriale della domanda in energia (anno valori provvisori) Scenario di sviluppo Agricoltura Industria - beni intermedi - non di base e altre (TWh) (TWh) (TWh) (TWh) 5,2 5,2 5,6 5,9 152,7 154,2 179,3 205,2 71,9 72,5 80,4 89,0 80,9 81,7 98,9 116,2 t.m.a.% 1,2 2,6 1,9 3,3 Terziario 76,9 77,2 95,7 113,9 3,6 Domestico 65,0 64,8 72,8 80,5 2,0 Totale consumi 299,8 301,4 353,4 405,6 2,7 Perdite di rete Italia Tabella n.12 20,9 20,6 23,6 26,4 320,7 322,0 377,0 432,0 2, Previsioni della domanda di potenza alla punta Le previsioni della domanda di potenza sulla rete italiana sono elaborate a valle di quelle sulla domanda di energia elettrica. La metodologia adottata è quella che muove da una previsione delle 35

41 ore di utilizzazione 3 della potenza alla punta, per arrivare alla previsione della potenza alla punta invernale ed estiva. In considerazione della definizione delle ore di utilizzazione della potenza alla punta, a parità di domanda di energia elettrica al diminuire delle ore di utilizzazione corrisponde un fabbisogno di potenza alla punta maggiore. 3 Le ore di utilizzazione della domanda alla punta sono pari al rapporto tra la domanda annua di energia elettrica e la domanda di potenza alla punta. L evoluzione storica delle ore di utilizzazione L andamento storico delle ore di utilizzazione della domanda alla punta invernale (figura n.13) mostra che la graduale fase di crescita in atto fin dalla metà degli anni 70 si è stabilizzata all inizio degli anni 90, toccando un massimo pari a circa ore/anno. A partire dal 1992, le ore di utilizzazione della domanda alla punta invernale sono sostanzialmente stabili nell intervallo tra e ore/anno. Nella stessa figura sono riportate le ore di utilizzazione della domanda alla punta estiva. Si osserva che a una fase di relativa stabilità attorno a ore/anno si è sostituita in anni più recenti una tendenza molto pronunciata alla diminuzione verso livelli anche inferiori a quelli delle ore invernali. 36