Lo sviluppo delle rinnovabili sulla Rete di Trasmissione Nazionale. Trento, 21 Dicembre 2012

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1 Lo sviluppo delle rinnovabili sulla Rete di Trasmissione Nazionale Chiara Vergine Terna Rete Italia

2 Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale Evoluzione del parco di produzione nazionale Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige Conclusione

3 Il sistema elettrico nazionale La Rete elettrica di Trasmissione Nazionale 1 o operatoreindipendente ineuropae6 o nelmondo Principale proprietario della Rete di Trasmissione Nazionale di energia elettrica Terna è responsabile della pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete così come del servizio di trasmissione e dispacciamento Oltre63.600kmditerneinaltissimaedaltatensione 1.330kmcaviterrestri,1.350kmcavisottomarini, kma380kv Oltre 450 di stazioni di trasformazione e smistamento Capacità di trasformazione 127 GVA n.22 linee di interconnessione con Francie(4), Svizzera(10+2), Austria(1), Slovenia(2), Grecia(1), Corsica(2) 332TWhladomandadienergianel2011(+0,6%vs2010) MWilpiccomassimodel2011(13Luglio2011) 3

4 Terna S.p.A.: la Società e i compiti istituzionali TERNA Rete Elettrica Nazionale S.p.A. è la società responsabile (pubblico concessionario) in Italia della trasmissione e del dispacciamento dell energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione, e opera nel rispetto dei principi di trasparenza, neutralità e non discriminazione (ai sensi dell art. 9 della Convenzione annessa al Decreto Ministeriale 20 aprile 2005 e s.m.i.). Servizio di Dispacciamento Nell esercizio della rete Terna ha il compito di assicurare in ogni momento l equilibrio tra l energia resa disponibile dall interconnessione e dai produttori nazionali da un lato e i consumi degli utenti finali dall altro. Servizio di Trasmissione Predispone e realizza gli interventi di sviluppo e di manutenzione della RTN, gestisce la RTN, senza discriminazione di utenti o categorie di utenti, esprime pareri in merito alla realizzazione di nuovi impianti, garantisce l accesso alla RTN in modo imparziale, concorre a promuovere nell ambito delle azioni sulla RTN la tutela dell ambiente.

5 Approvazione Piano di Sviluppo Anno 2011 Gen-2012 Anno 2012 Anno 2013 Definizione PdS 2012 v Invio PdS 2012 a MSE e AEEG Approvazione PdS 2012 Gen-2012 Lug-2012 Parere MATTM sul RP Entro Dic-2012 VAS Consultazione AEEG (D.lgs 93/11) Avvio procedura VAS al PdS 2012 Rapporto preliminare (RP) 22/03/2012 Delibera 102/12/R/eel Pubblicazione sul sito AEEG PdS 2012 Mag /05/2012 1^ sessione Presentazione PdS 2012 Avvio predisposizione Rapporto Ambientale al PdS 2012 Recepimento nel RA 2012 osservazioni VAS al PdS /06/2012 2^ sessione Q&A Ago-2012 Osservazioni operatori Definizione PdS 2013 Invio Rapporto Ambientale (RA) Invio Parere AEEG al MISE Parere VAS MATTM MIBAC Gen-2013 Invio PdS 2013 a MSE e AEEG

6 Quadro di riferimento Le richieste di connessione di impianti elettrici riguardanti utenze corrispondenti a clienti finali che prelevano energia elettrica dalle reti e impianti di produzione di energia elettrica con una potenza di connessione uguale o superiore a kw, devono essere presentate a Terna. Terna ha l obbligo di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale. Il processo delle Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale è regolamentato dall AEEG con apposite Deliberazioni che Terna è tenuta a recepire nel Codice di Rete.

7 Quadro di riferimento Il quadro legislativo / regolatorio di riferimento comprende: D.Lsg. 387/03 del 29 dicembre 2003 Delib. ARG/elt 281/05 del 19 dicembre 2005 Delib. ARG/elt 99/08 TICA del 23 luglio 2008 Promuove un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili alla produzione di elettricità relativo al mercato italiano e comunitario. Favorisce lo sviluppo di impianti di microgenerazione elettrica da fonti rinnovabili. Vengono stabilite le condizioni di carattere procedurale ed economico per l erogazione del servizio di connessione alle reti elettriche. Vengono stabilite le condizioni procedurali ed economiche per l erogazione alle imprese distributrici del servizio di connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi. Stabilisce l autorizzazione unica per gli impianti di produzione e le opere connesse e infrastrutture indispensabili; Definisce l acquisizione in ambito CdS del parere tecnico a cura Terna sul progetto degli impianti per la connessione appartenenti alla RTN. Descrive in modo dettagliato tutti gli aspetti della procedura di connessione alla RTN dalla richiesta di connessione alla stesura del contratto di connessione Descrive le relative condizioni economiche della procedura di connessione Introduce novità rispetto all iter procedurale ed economico sancito dalla del. 281/05 Del. 4 Agosto ARG/elt 125/10 Del. 22 Dicembre ARG/elt 187/11 Del.14 Ottobre ARG/elt 173/10 Del. 26 Luglio ARG/elt 328/12 Istituzione di strumenti finalizzati al superamento del fenomeno della prenotazione virtuale di capacità di rete nelle aree critiche Del. 28 Maggio ARG/elt 226/12

8 Numeri: Richieste di connessione per anno e curva cumulativa gen-nov 2012 Richieste di connessione per anno [n] Totale richieste valide [n] Sono inclusi impianti di produzione, utenti passivi, merchant lines, impianti di distribuzione, etc.

9 Richieste di connessione valide sulla RTN [MW] EOLICO SOLARE Eolico P.totale: MW N.richieste: Fotovoltaico P.totale: MW N.richieste:

11 Evoluzione scenario di generazione Sviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica Potenza da nuove centrali termoelettriche dal 2002 al 2011 (MW) MW (circa 38% al Nord) (circa 43% al Sud ) Ore equivalenti di utilizzazione degli impianti a gas naturale (hh) % Ante 2011 Nel * Potenza da nuove centrali autorizzate e non avviate per oltre MW

12 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Potenza eolica e fotovoltaica installata*(gw) 23,3 +85% rispetto target PAN FV ,5 Puglia Sicilia 1,4 1,9 2,4 1,0 2,9 3,8 Campania 1,2 0,5 1,7 15,9 Lombardia 1,7 1,7 12,7 Sardegna 1,0 0,5 1,5 9,3 8,6 Emilia Rom. 0,2 1,5 1,7 6,0 3,5 Veneto 1,4 1,4 1,6 1,9 1,6 1,9 2,8 0,1 2,7 3,9 0,4 3,5 1,1 4,9 5,8 6,8 7, Target PAN 2020 Calabria Altre regioni 1,00,3 1,3 0,8 6,1 7,0 FV +260% (*) Dati provvisori a Ottobre 2012 Gaudì (WIND) Atlasole (PV)

13 Andamento della domanda Provvisorio Gen-Set 2012 Nei primi nove mesi del 2012 la richiesta di energia elettrica è diminuita del 2,3% rispetto al corrispondente periodo dell anno precedente. A livello territoriale, la variazione della domanda è risultata ovunque negativa, ad eccezione dell area Lombardia con +2,3% -7,4% +2,3% -1,8% -5,4% Variazione Fabbisogno % 2012 vs ,1% Il fabbisogno è stato coperto per l 88% dalla produzione nazionale : 64% termico (66% nel 2011) 13% idrico (15% nel 2011), 11% eolico, geotermico e fotovoltaico ( 7% nel 2011) La quota restante del fabbisogno pari al 12% è stata coperta dall import -6,1% -0,2% -4,0%

14 Impatto produzione da FER 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) 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. oltre 2,5 Mld nei prossimi 5 anni)

15 Congestioni locali sulla rete AT 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 Area con surplus di potenza installata rispetto al carico e alla capacità di trasporto 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 Localizzazione Regionale MPE 2011

16 Congestioni rete AT Stazioni di raccolta per la produzione da Fonti Rinnovabili 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 Nuova stazione 380 / 150 kv Linea 150 kv Linea 380 kv Linea 150 kv Area di produzione: oltre 200 MW Layout elettromeccanico stazione 380/150 kv

18 Coordinamento tra gestori di rete Terna ha l obbligo di connessione alla rete di impianti con potenza uguale o superiore ai 10MW. Modalità di coordinamento tra gestori di rete nel caso in cui la connessione venga effettuata alla rete gestita dal gestore a cui è presentata la richiesta di connessione, comportando interventi su reti gestite da altri gestori. Modalità di coordinamento tra gestori di rete nel caso in cui la connessione venga effettuata alla rete gestita dal gestore a cui è presentata la richiesta di connessione, comportando interventi su reti gestite da altri gestori

19 Richieste di connessione valide in Trentino Alto Adige BOLZANO BZ Tipo impianto N richieste MW Biomasse 2 25 Eolico 1 35 Idroelettrico Consumo Cabine Primarie TN TRENTO Tipo impianto N richieste MW Idroelettrico Termoelettrico 1 70 Rete 220 kv dimensionata per trasportare la produzione idroelettrica locale Rete 132 kv dimensionato per soddisfare il carico locale

20 Impatto sulle reti di distribuzione e di subtrasmissione Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia Dati annuali 2011 vs Alta tensione kv (9%) 543* (17%) 252 (7%) 358* (11%) 0 Totale sezioni AT/MT Italia Inversione >1% ( >87 ore/anno) Inversione >5% ( >438 ore/anno) 20 kv * Dati provvisori 2011 fonte ENEL Distribuzione dati pubblicati dal 29/02/2012 (rif. TICA art.4) 1 Media tensione

21 Perché la GD complica la gestione delle reti elettriche? La rete di distribuzione non è stata progettata per raccogliere energia della GD (energia dal basso verso l alto : BT MT AT) Questa condizione può verificarsi per poche ore dell anno: fino a quando la GD è poca, e il carico prevale, tutto funziona come prima Quando la GD supera il carico, si ha la cosiddetta inversione di flusso: a livello di trasformazione AT/MT (CP) problemi per SPI a livello di singola linea MT problemi per SPI e profilo di tensione X AT MT BT La GD altera l esercizio in sicurezza del sistema elettrico di trasmissione non è garantito il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime della frequenza nella rete AAT e AT

22 Saturazione di rete: dati TICA e Enel Distribuzione In Italia ci sono aree critiche, dove l accesso alla rete è difficile. In bordeaux sono indicate le aree per cui Pimm Pcmin > 0,9*Pn; In arancione sono indicate le aree per cui Pimm > Pcmin; In giallo sono indicate le aree per cui Pimm > 0,5*Pcmin; In bianco sono indicate le aree non critiche. Pcmin: potenza di carico dell area nel quarto d ora in corrispondenza del picco minimo regionale Pn: somma delle potenze di tutti i trasformatori AT/MT delle CP cui l area è sottesa Pimm: somma delle potenze in immissione richieste (preventivi inviati ai richiedenti)

23 Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale Evoluzione del parco di produzione nazionale Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige Conclusione 23

24 L unica soluzione possibile il passaggio alle smart grid Le modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione non sono quindi adeguate: serve una RIVOLUZIONE CONCETTUALE Smart grid strutture e procedure operative innovative in grado di: mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema; migliorare la gestione della GD e il controllo del carico; promuovere l efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento degli utenti finali nel mercato elettrico.

25 attraverso un percorso a livello europeo e nazionale 1. L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale (codice europeo, ENTSO-E) dimensione internazionale 2. L'evoluzione delle reti di distribuzione a livello continentale (Technical Specification, CENELEC) dimensione internazionale 3. L'evoluzione delle regole di connessione a livello nazionale Allegato A.70 e A.72 di TERNA dimensione nazionale; nuova CEI 0-21 e CEI 0-16 dimensione nazionale

26 L'evoluzione delle regole a livello continentale: Grid Code ENTSO-E voluto dalla Commissione Europea Le iniziative nazionali hanno sinora prevalso rispetto a quelle a livello EU: la Germania ha per prima introdotto un nuovo codice di rete per impianti in MT e AT (BDEW 2008), seguito da linee guida per la BT (VDE-AR-N 4105); l Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21); la Spagna ha esteso anche al FV i requisiti di supporto alla rete adottati per le installazioni eoliche (P.O. 12.3); altri paesi seguiranno a breve lo stesso percorso... Intanto, ENTSO-E il 13 Luglio ha sottoposto ad ACER un nuovo codice di rete europeo (RFG) Requisiti per la connessione alla dei generatori ACER, pur avendone riconosciuto l importanza (sicurezza del sistema, mercato interno dell energia e cross-border), il 14 Ottobre lo ha bloccato richiedendo maggiori approfondimenti (requisiti non esaustivi, ad es. LVFRT, reg. V, etc.) 26

27 L'evoluzione delle regole in Italia: il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia) REQUISITI SMART!!!

28 L'evoluzione delle regole in Italia: le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011) Allegato A.17 Sistemi di controllo e protezione centrali eoliche Allegato A.68 Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti minimi per la connessione e l esercizio in parallelo con la rete AT Allegato A.70 Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita Allegato A.72 Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizione di emergenza del Sistema elettrico Nazionale (RIGEDI)

29 L'evoluzione delle regole in Italia: le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011) Due nuovi Allegati al Codice di Rete sono dedicati alla GD: Allegato A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel 8 Marzo 2012); estende alcune prescrizioni previste per gli impianti connessi in AT anche alla GD (fotovoltaico ed eolico) connessa alle reti MT e BT; nuovo SPI con soglie larghe e sistema di discriminazione tra eventi di sistema ed eventi locali (relè a sblocco voltmetrico); prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kw) Allegato A.72 (approvato da AEEG, Del. 344/2012/R/eel 2 Agosto 2012); disconnessione, per motivi di sicurezza del SEN, della GD (fotovoltaico ed eolico MT, P>50 kw, solo immissione) su comando del TSO DG_TEL: GDR connessa con linee dedicate il cui distacco è attuabile da remoto dal DSO, su richiesta di Terna, in < 30 min; DG_PRO: il distacco è attuabile dal Titolare su richiesta qualche novità nella CEI 0-16:2013

30 L'evoluzione delle regole in Italia: le azioni intraprese dal CEI (durante il 2012) Le Regole Tecniche di Connessione MT e BT (CEI 0-16 & CEI 0-21) sono in corso di revisione (su mandato AEEG) per includere le prestazioni richieste dall A.70, dall A.72 e dal IV e V Conto Energia. La CEI 0-16:2013 (ora in inchiesta pubblica) prevede funzioni innovative basate anche su comunicazione tra DSO e GD: SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto; regolazione di tensione attraverso unità di GD, basata su logica locale o comando del DSO (logica centralizzata, set-point di Q); regolazione frequenza/potenza LFSM-O; LVRT & OVRT; limitazione della GD su comando del TSO/DSO con un modem GSM/GPRS che apre il DDI (applicazione A.72 in tempo reale!)

31 Le modalità di applicazione dell'a.70: la Delibera 84/2012/R/eel (Fonte: Casi Tensione della rete Periodo di entrata in esercizio dell impianto connesso alla rete* Prescrizioni da rispettare a) MT b) MT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012 Dal 01/07/2012 al 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) Impianto conforme all Allegato A.70 (interamente) c) MT Dopo il 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 (interamente) e certificato ai sensi della norma CEI 0-16 modificata d) BT e) BT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012 Dal 01/07/2012 al 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 (par. 5 come derogato dall art. 4.1.d della delibera 84/2012/R/EEL taratura della protezione di frequenza Hz) Impianto conforme all Allegato A.70 (interamente ad eccezione del par ) e norma CEI 0-21 modificata (interamente ad eccezione del par ) f) BT Dopo il 31/12/2012 Impianto conforme all Allegato A.70 e certificato ai sensi della norma CEI 0-21 modificata (entrambi applicati interamente) g) MT (con potenza nominale > 50 kw) Entro il 31/3/2012 Impianto da adeguare all Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) entro il

32 Sviluppo delle infrastrutture per le FER cambio di paradigma OGGI OBIETTIVO Rete Zonale Libero allaccio senza obblighi Immissione libera Distribuzione con rete passiva Hub Europeo Contributo delle FER alla sicurezza Partecipazione attiva al Mercato e Servizi Dispacciamento coordinato della produzione embedded

33 Lo sviluppo delle Rinnovabili sulla Rete di Trasmissione Nazionale GRAZIE PER L ATTENZIONE Chiara Vergine chiara.vergine@terna.it Maurizio Delfanti maurizio.delfanti@polimi.it