Sistema elettrico, gestione aspetti regolatori

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1 Sistema elettrico, gestione aspetti regolatori II Parte 26 Marzo Roma Enrico Maria Carlini Responsabile della gestione ed ingegneria del sistema elettrico

2 AGENDA Capacità installata e bilancio di energia del sistema elettrico italiano La gestione del sistema elettrico: la gerarchia del controllo I principali cambiamenti degli ultimi anni Scenari di riferimento Segnali provenienti dal mercato elettrico 2

3 Offerta e Domanda Capacità installata di produzione nazionale 124,7 GW Fonti tradizionali: 78,9 GW Pompaggio * 7,6 Termico 71,3 Combinati 40 Carbone 8 Olio, Altro 23 63% Fabbisogno di punta 51,6 GW Fonti rinnovabili: 45,8 GW Idrico* 14,4 Geotermico 0,7 Eolico 8,5 Fotovoltaico 18,4 Bioenergie 3,8 37% * Idrico di sola produzione, Pompaggio idrico reversibile Fonte: Terna. Dati Statistici 2013 Saldo estero 8,8 GW NTC Import nominale winter Fonte: Terna. Dati provvisori di esercizio 2014 Il Fabbisogno di punta nel 2014 è risultato inferiore di -4,4% rispetto al

4 Bilancio di energia Produzione nazionale netta 267,6 TWh Fabbisogno 309,0 TWh Fonti tradizionali: 151,0 TWh Pompaggio 1,7 Termico 149,3 Olio (2%) Carbone (15%) Gas naturale (38%) Altro (6%) Fonti rinnovabili: 116,6TWh Idrico* 56,4 Geotermico 5,5 Eolico 15,0 Fotovoltaico 23,3 Bioenergie 16,4 % Produzione netta 57% 43% Agricoltura Industria Domestico % Fabbisogno 2% 42% 49% nel % * Idrico da apporti naturali Saldo estero 43,7 TWh Terziario 34% Import 46,7 Export 3,0 Pompaggio Consumi 2,3 TWh Fonte: Terna. Dati provvisori di esercizio 2014 Energia immessa da Biomasse stimata mediante operazione di upscaling delle misure disponibili relative a unità rilevanti. 4

5 Gerarchia del controllo L organizzazione del controllo in tempo reale TORINO TORINO MILANO MILANO VENEZI A FIRENZ E ROMA CAGLIARI NAPOLI CNC PALERMO Turni h24 2 operatori in turno contemporaneamente Centri di Ripartizione Controllano la Rete secondaria kv Gestiscono le unità di produzione di piccola taglia (in particolare eolico) RONDISSONE DOLO Turni h24 4 operatori in turno contemporaneamente Il Centro Nazionale di Controllo (CNC) monitora le condizioni di funzionamento del sistema primario kv e delle interconnessioni con l estero. Gestisce le centrali e il Mercato di Bilanciamento. Coordina i Centri di Ripartizione e i Centri di Teleconduzione localizzati sul territorio. BARI (29.76) Turni h24 4 operatori in turno contemporaneamente Centri di Teleconduzione Attuano le manovre sugli impianti Terna 5

6 I principali cambiamenti degli ultimi anni Dalla liberalizzazione ad oggi Fino al Pianificazione centralizzata del sistema produzione e rete sviluppo ed esercizio Capacità di produzione insufficiente a coprire la Domanda Forte dipendenza dall estero Prevalenza di produzione da impianti Termici (ad olio combustibile) Domanda elettrica in stabile crescita Liberalizzazione della produzione dell energia elettrica Investimenti nell attività di produzione e conseguente aumento degli operatori elettrici Termici efficienti (CCGT): MW Rinnovabili (eolico e fotovoltaico): MW Crisi della Domanda elettrica Successivamente alla crisi economico-finanziaria del 2008 La rete di trasmissione diventa il fattore abilitante per l utilizzo della nuova capacità di produzione efficiente 6

7 I principali cambiamenti degli ultimi anni Investimenti in produzione Forte spinta agli investimenti in produzione dall avvio del Mercato Installazioni nel Sud Italia, lontane dai grandi centri di consumo Crescita capacità di produzione da cicli combinati a gas: +22 GW Crescita del Rinnovabile nel periodo : 17x Eolico 8,7 GW Fotovoltaico 18,8 GW Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori PV WIND 9,3 6,0 3,5 4,0 1,1 1,6 1,9 2,8 0,4 0,1 1,6 1,9 2,7 3,5 4,9 5,8 19,7 12,8 27,0 27,5 24,5 16,4 18,4 18,8 6,9 8,1 8,6 8, Capacità di produzione da Termico 4,520 Capacità di produzione Rinnovabile MW (circa 38% al Nord) (circa 43% al Sud )

8 I principali cambiamenti degli ultimi anni Copertura della Domanda Investimenti in produzione e trend della Domanda in riduzione hanno determinato: Il superamento dell iniziale insufficienza di produzione a copertura della Domanda Nel 2012 il Fabbisogno di punta è stato coperto con un margine di riserva del 49% (10% del 2005) Copertura della Domanda Il progressivo aumento della copertura della Domanda da Eolico e Fotovoltaico Nel 2014 il 12.3% della Domanda è stato coperto da Eolico e Fotovoltaico (2.2% nel 2009) Copertura della Domanda da Rinnovabile GW % della Domanda Installata Disponibile % % Capacità installata Fabbisogno di punta Riserva Margine di Riserva Eolico Fotovoltaico 8

9 Copertura Fabbisogno da FER (Eolico e Fotovoltaico) Rapporto (%) Energia Eolica e Solare Immessa in RETE/Fabbisogno SUD 9

10 Principali evidenze funzionamento sistema elettrico Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia Rete di trasmissione AT (9%) 543 (17%) (31%) (25%) 1076 (33%) 252 (7%) (25%) (23%) 358 (18%) (11%) 150 kv 0 Totale sezioni AT/MT Italia Inversione >=1% del tempo Inversione >=5% tempo del 20 kv Rete di distribuzione MT Dati 2014 (provvisori): totale progressivo a Luglio 2014 (fonte ENEL Distribuzione) 10

11 Il cambio di paradigma dopo il boom delle Rinnovabili I flussi di energia in rete GWh = Milioni di MWh Principali flussi da Nord a Sud (localizzazione a Nord di impianti efficienti, import da Nord) Isole maggiori in export per motivi di sicurezza Principali flussi da Sud a Nord, con maggior probabilità di congestione (per localizzazione a Sud di impianti a gas efficienti e Rinnovabili) Riduzione import da Nord (per avvicinamento prezzi nelle ore ad elevata offerta Rinnovabile) 11

12 Scenari Energie Rinnovabili Installato Attuale* Eolico MW Fotovoltaico MW Breve-Medio Termine Eolico MW Fotovoltaico MW * Fonte dati 2013 Terna Nel lungo termine si potrebbero raggiungere circa: MW di installato Fotovoltaico MW di installato Eolico 12

13 Scenari di riferimento COSTI: evoluzione del costo specifico degli impianti Fonte: European Photovoltaic Industry Association (EPIA) 13

14 Fabbisogno Trend storico Valori in TWh Ritorno a valori 2002 Ulteriore riduzione nel % % +1.6% % % +0.7% -5.7% Ritorno a valori % +3.2% % 328-3% 318-3% provisional figures 14

15 Evoluzione scenario di generazione Sviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica Potenza da nuove centrali termoelettriche dal 2002 al 2013 (MW) Ore equivalenti di utilizzazione degli impianti a gas naturale (hh) % MW (circa 38% al Nord) (circa 43% al Sud ) Ante 2011 Nel Potenza da nuove centrali autorizzate e non avviate per 3400 MW 15

16 Prezzo dell energia in Italia Price Zone > Pool Price Price Zone = or < Pool Price Investimenti di rete per il progressivo allineamento dei prezzi zonali 16

17 Prezzo dell energia in Europa /MWh Spread 37 /MWh Spread 18 /MWh Sviluppo delle interconnessioni per accesso alla produzione più competitiva Integrazione dei mercati europei (Avvio a feb15 del Market coupling su Frontiera Nord) Fonte: Bloomberg 17

18 Segnali provenienti dal Mercato Capacità di trasporto in import per scambi con l estero Interconnessioni Svizzera 380 kv Musignano-Lavorgo 380 kv Bulciago-Soazza 380 kv S.Fiorano-Robbia 380 kv Gorlago-Robbia 380 kv Cagno-Mendrisio (ML) 220 kv Avise- Riddes 220 kv Valpelline-Riddes 220 kv Pallanzeno-Serra 220 kv Ponte V.F.-Airolo/Fiesch 220 kv Mese-Gorduno 150 kv Tirano-Campoc. (ML) Francia 2750 MW* Svizzera 4240 MW* Austria 315 MW* Interconnessioni Austria 220 kv Soverzene-Lienz Slovenia 630 MW* Interconnessioni Slovenia 380 kv Redipuglia- Divaca 220 kv Padriciano-Divaca Interconnessioni Francia 380 kv Rondissone-Albertville d.t. 380 kv Venaus-Villarodin 220 kv Camporosso-Mentone Totale NTC ITALIA: 8435 MW* Grecia 500 MW* * Valori attuali NTC in import (winter peak), aggiornati al 2013 HVDC Grecia 400 kv Galatina-Arachthos 18

19 Italia: progetti di interesse comunitario A. Interconnections on North-Western Italy border: HVDC Grand Ile Piossasco (21.55) 400 kv Trino Lacchiarella (21.81) Interconnection Italy Switzerland (31.A101) 400 kv Pavia Piacenza (31.85) 400 kv Tirano Verderio (31.112) 400 kv Calenzano Colunga (33.90) B. Interconnections on North-Eastern Italy border: 400 kv Lienz Veneto Region (26.63) 400 kv Volpago Venezia N. (26.83) 400 kv Dolo Camin (26.93) Interconnection Italy - Austria (26.A102) 400 kv Okroglo Udine W. (27.68) 400 kv Udine W. Redipuglia (27.92) Interconnector HVDC Italy Slovenia (27.A96) C. Adriatic Italian coast Balkans interconnection: HVDC Italy- Montenegro (28.70) 400 kv Fano Teramo (28.89) 400 kv Foggia Villanova (28. 86) D. North-South Italy Interconnection: 400 kv Montecorvino Benevento (32.88) 400 kv Foggia Benevento (32.91) 400 kv Deliceto Bisaccia (32.96) 400 kv Aliano - Montecorvino (32.110a) 400 kv Restructuring of North Calabria (32.A99) 400 kv Feroleto Maida (30.87) E. North Africa-Sicily Italy interconnection: HVDC El Auaria (TU) - Partanna (IT) (29.73) 400 kv Partanna - Ciminna (29.76) 400 kv Chiaramonte Gulfi Ciminna- Sorgente (30.74) 400 kv Paternò Priolo (30.74) 400 kv Sorgente Rizziconi (30.75) 400 kv Partinico Fulgatore (30.77) F. Sardinia Italy interconnections: SACOI3 220 kv DC link (34.A100) (21.55) F. (21.81) (31.A101) A. (31.112) (31.85) (34.A100) (26.A102) (33.90) (26.83) (29.73) (26.93) (29.76) (30.77) (26.63) B. (27.68) (27.92) (27.A96) C. (28.89) (30.74) (32.88) E. (30.74) (28.86) (30.74) Cross-border increase Internal NTC increase Internal RES integration Internal SoS D. NTC Internal Congestions/ Market Integration (32.91) (32.96) Project benefit (28.70) (30.75) (32.A99) (30.87) 19