REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE 2018 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA

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1 REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE 2018 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA

2 Trasmettiamo energia In copertina: isolatore cappa & perno di tipo antisale in vetro temperato.

3 REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE 2018 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA

4 REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE REPORT FINALE MARZO Premessa Contesto Obiettivo del documento Struttura del documento 11 2 Configurazioni alternative Configurazione attuale Configurazione alternativa base Configurazione con separazione delle isole maggiori Configurazione a 2 zone continentali Configurazione a 2 zone continentali e separazione isole maggiori Configurazione proposta da AEEGSI 19 3 Scenari esaminati Introduzione Orizzonti temporali Scenari di rete Evoluzione domanda e parco di generazione Generazione nelle diverse ipotesi di configurazione zonali 28 4 Descrizione simulazioni Dati di input Catena di simulazioni principale Calcolo della capacità di scambio tra zone Simulazioni di mercato Simulazioni di sicurezza e MSD Impatti transazioni interne a una zona su zone limitrofe 40 5 Descrizione indicatori sintetici Indice di congestione della rete (C index ) Energia non servita (EENS) Indice di incertezza nel calcolo dei limiti di transito (TTC index ) Costi dei mercati dell energia e di ridispacciamento Indicatori sulla competitività dei mercati dell energia

5 Indicatori sui segnali di prezzo Indicatore sui flussi non schedulati Associazione degli indicatori ai criteri di valutazione del CACM 48 6 Risultati Logiche di valutazione e aggregazione dei risultati Risultati per indicatore e per singolo scenario Scenario 2020 Planned Sviluppo As Is Scenario 2020 Planned Sviluppo Decommissioning Scenario 2025 Planned Sviluppo AS IS Scenario 2025 Planned Base Decommissioning Scenario 2025 Worst Sviluppo AS IS Scenario 2025 Worst Base Decommissioning Risultati complessivi 58 7 Conclusioni Principali evidenze e proposta Terna Spunti di miglioramento 60 8 Appendice A Calcolo TTC TTC Anno Orizzonte Configurazione Attuale Configurazione Alternativa Base Configurazione con Separazione delle Isole Configurazione a due Zone Continentali Configurazione a due Zone Continentali con Separazione delle Isole Configurazione proposta dall AEEGSI TTC Anno Orizzonte 2025 Worst Configurazione Attuale Configurazione Alternativa Base Configurazione con Separazione delle Isole Configurazione a due Zone Continentali Configurazione a due Zone Continentali con Separazione delle Isole

6 Configurazione proposta dall AEEGSI Anno Orizzonte 2025 Planned Configurazione Attuale Configurazione Alternativa Base Configurazione con Separazione delle Isole Configurazione a due Zone Continentali Configurazioni a due Zone Continentali con Separazione delle Isole Configurazione proposta dall AEEGSI

7 12 Figura 1. Schema geografico configurazione zonale attuale 12 Figura 2. Schema a blocchi struttura zonale attuale 13 Figura 3. Schema geografico alternativa base 13 Figura 4. Schema a blocchi alternativa base 14 Figura 5. Suddivisione della Sicilia in due zone 14 Figura 6. Suddivisione della Sardegna in due zone 15 Figura 7. Schema geografico configurazione con separazione delle isole maggiori 15 Figura 8. Schema a blocchi configurazione con separazione delle isole maggiori 16 Figura 9. Schema geografico struttura a due zone 16 Figura 10. Schema a blocchi struttura a due zone 17 Figura 11. Schema geografico struttura a due zone 17 Figura 12. Schema a blocchi struttura a due zone 18 Figura 13. Schema geografico struttura a due zone 18 Figura 14. Schema a blocchi struttura a due zone 19 Figura 15. Schema scenari analizzati 23 Figura 16. Scenari di domanda (base e sviluppo) 23 Figura 17. Numero di UP oggetto di decommissioning 23 Figura 18. Potenza (GW) oggetto di decommissioning 24 Figura 19. Previsioni Installato FER (GW) 28 Figura 20. Media del profilo della domanda in p.u. 29 Figura 21. Media oraria della producibilità FNRP del PV, CSP, Wind Onshore, Wind Offshore in Italia PECD-Climatic Year Figura 22. Distribuzione indisponibilità per durata e livello di tensione 31 Figura 23. Distribuzione indisponibilità per durata (espressa in settimane) e livello di tensione 34 Figura 24. Semplificazione catena di simulazioni 35 Figura 25. Scenari per il calcolo dei limiti di TTC 36 Figura 26. Step logici del programma GRARE 37 Figura 27. Transit flows 38 Figura 28. Loop flows 39 Figura 29. Rappresentazione concettuale del modello di valutazione semplificazione dei loop flow in una configurazione zonale senza maglie AC 44 Figura 30. Curva di offerta MGP h20, 22 luglio 2015

8 8 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Premessa 1.1 Contesto L attuale disegno dei mercati elettrici in Italia prevede un approccio di tipo zonale, nel quale la Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) viene rappresentata attraverso una struttura semplificata che, aggregando i singoli nodi elettrici in zone di mercato tra loro connesse e limitandone opportunamente lo scambio, consente di implementare negli algoritmi di selezione delle offerte i vincoli derivanti da una limitata capacità di trasporto della rete. Per tale ragione ed in linea con le modalità ed i criteri previsti nella Delibera AEEGSI 111/06, Terna, fin dall avvio del mercato elettrico in Italia, ha definito, e sottoposto all AEEGSI per approvazione, le diverse configurazioni zonali da adottare con una cadenza tipicamente triennale. La configurazione zonale attualmente vigente è descritta nell Allegato A24 al Codice di Rete ( La validità di questa struttura, inizialmente definita per il solo triennio , è stata prorogata dall Autorità, sulla base di opportune valutazioni, anche per gli anni 2015, 2016, 2017 e 2018 rispettivamente con le delibere 424/14, 511/15, 461/16 e 496/2017. Al fine di procedere con una nuova revisione zonale, tenendo conto dell entrata in vigore delle linee guida europee sull allocazione della capacità e sulla gestione delle interconnessioni (CACM) 1 avvenuta il 14 agosto 2015, si è reso necessario rivedere il processo di definizione della configurazione zonale, adattandolo ai nuovi criteri e alle nuove modalità stabilite nelle suddette linee guida. In particolare, al fine di adattare lo studio italiano al processo di revisione descritto nel CACM è necessario: Secondo quanto riportato all articolo 32 del CACM, strutturare il processo nelle seguenti due fasi principali: FASE 1: Definizione della metodologia da adottare nello studio e identificazione delle configurazioni alternative da valutare Il TSO deve definire la metodologia con la quale effettuare lo studio e, inoltre, deve identificare la lista di configurazioni zonali alternative oggetto di valutazione (anche tramite il confronto con la configurazione esistente). Sia la metodologia che la lista di configurazioni alternative devono essere poi inviate all Autorità che, entro 3 mesi, dovrà fornire un riscontro circa la loro approvazione e/o eventuali modifiche da apportare. FASE 2: Studio e consultazione dei risultati Il TSO, applicando la metodologia approvata, confronta le diverse configurazioni individuate. Gli esiti di tale confronto e la conseguente configurazione proposta, dovranno essere consultati prima dell invio finale all Autorità. Basare, secondo quanto riportato all articolo 33 del CACM, la scelta della configurazione da adottare su valutazioni con orizzonte decennale considerando un insieme di criteri esteso rispetto a quanto previsto nella delibera 111/06. In tale contesto, l AEEGSI ha richiesto a Terna, attraverso la Deliberazione 461/16, l invio della metodologia con cui effettuare lo studio e le configurazioni alternative da valutare, rispetto alla configurazione esistente, sulla base della metodologia proposta: (1) COMMISSION REGULATION (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management

9 Premessa 9 In data 31 gennaio 2017, con lettera prot. n. TE/P , Terna ha inviato all Autorità un documento ( Revisione Configurazione Zonale Descrizione metodologia ) contenente: La descrizione dell approccio metodologico da adottare nel nuovo processo di revisione zonale; La lista di configurazioni zonali alternative oggetto di valutazione nel presente studio. In data 05/05/2017 con lettera prot. n , AEEGSI ha comunicato a Terna: La necessità di ricevere alcuni chiarimenti circa alcune ipotesi proposte per lo studio; L approvazione della metodologia e della lista di configurazioni proposte; La necessità di integrare la lista suddetta con un ulteriore configurazione (par. 2.6); La scadenza per l invio dello studio, fissata per il 30 settembre 2017; La necessità di definire, entro febbraio 2018, una metodologia model-based per la definizione di ulteriori potenziali configurazioni zonali da analizzare da applicare in futuro. In data 25/05/2017 con lettera prot. n. TE/P , Terna ha fornito ad AEEGSI gli elementi di chiarimento richiesti. In data 28/06/2017 l AEEGSI ha pubblicato la Deliberazione 496/2017/R/EEL Disposizioni in merito alla revisione della suddivisione della rete rilevante in zone nella quale: ha prorogato per l anno 2018 la configurazione zonale vigente; ha definito le principali tempistiche per la definizione della configurazione zonale a valere dall anno 2019, già anticipate a Terna nella comunicazione di cui al punto 2, ovvero l invio dello studio entro il 30 settembre 2017 e l invio entro il 28 febbraio 2018 di una metodologia di determinazione delle configurazioni zonali secondo l approccio model-based, che si aggiunge all identificazione delle configurazioni zonali secondo l approccio expert based già adottato da Terna nella individuazione delle configurazioni alternative approvate da AEEGSI. Mentre tale approccio porta all individuazione delle configurazioni da valutare sulla base dell esperienza e delle evidenze emerse dagli esiti dei mercati e dall esercizio del sistema elettrico, l approccio model based consiste nell individuare le configurazioni di zone come aggregati di nodi sulla base di logiche di clustering che valutano l omogeneità all interno della medesima zona di mercato di grandezze quali, ad esempio, i prezzi nodali dell energia elettrica. ha previsto che a partire dall anno 2019 Terna invii all Autorità, entro il 30 giugno di ogni anno, una relazione sulla configurazione zonale in vigore con le informazioni di cui all articolo 34, comma 2, del Regolamento CACM (ad esempio l elenco delle congestioni strutturali, l evoluzione attesa delle medesime a seguito di investimenti di rete e le rendite da congestione) relative al perimetro nazionale. Recependo tutte le richieste dell AEEGSI, e completata quindi la prima fase del progetto, Terna ha dunque avviato la fase di studio di cui nel presente documento sono dettagliate ipotesi e risultati.

10 10 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Obiettivo del documento L obiettivo del presente documento è quello di sintetizzare le evidenze emerse dalla seconda fase del processo di revisione della configurazione zonale (in linea con quanto previsto all articolo 32.4 lettera a del CACM) e, in particolare, di: Presentare in maggiore dettaglio gli scenari e le ipotesi adottate; Descrivere, laddove rilevante, gli indicatori quantitativi adottati; Sintetizzare le evidenze delle valutazioni (quantitative e qualitative) condotte; Descrivere le modalità di aggregazione dei risultati ottenuti sotto forma di un indicatore globale di performance per ciascuna configurazione zonale ipotizzata; Individuare, sulla base di quanto sopra, la struttura zonale ottimale per il periodo Struttura del documento Il presente documento è così strutturato: Nella Sezione 2 sono presentate le diverse configurazioni zonali oggetto dello studio. Nella Sezione 3 sono presentati nel dettaglio gli scenari analizzati per ciascuna configurazione in termini di orizzonte temporale e parco di generazione e domanda previsti. Nella sezione 4 sono descritte nel dettaglio la tipologia di simulazioni effettuate. Nella sezione 5 sono descritti i criteri e relativi indicatori utilizzati da Terna per la valutazione delle configurazioni analizzate. Nella sezione 6 sono presentati i risultati delle valutazioni condotte. Nella sezione 7 sono riportate le conclusioni dello studio e l indicazione della struttura zonale ottimale individuata. (2) L articolo 33, comma 2 del CACM prevede il riesame della zona di offerta di cui all articolo 32 comprende scenari che tengano conto di una gamma di sviluppi infrastrutturali verosimili nel decennio successivo all anno in cui è stata adottata la decisione di procedere al riesame.

11 Configurazioni alternative 11 2 Configurazioni alternative In linea con quanto descritto nel documento Revisione Configurazione Zonale Descrizione metodologia tenuto anche conto dei successivi commenti formulati dall AEEGSI, nel presente capitolo sono descritte le configurazioni zonali alternative oggetto di valutazione nel presente studio (sintetizzate in Tabella 1). Nei paragrafi successivi sono riportati gli schemi a blocchi in cui si evidenziano le linee elettriche di connessione tra le zone; a titolo esemplificativo si rappresentano con la topologia di rete attuale, mentre gli sviluppi previsti sono riportati nel paragrafo 3.3. TABELLA 1. SINTESI CONFIGURAZIONI ALTERNATIVE PRINCIPALI MODIFICHE INTRODOTTE CONFIGURAZIONE RISPETTO ALLA CONFIGURAZIONE ATTUALE Configurazione attuale 3 - Alternativa base Eliminazione poli di produzione Introduzione della zona Calabria 4 Spostamento regione Umbria da CNOR a CSUD Separazione isole maggiori Eliminazione poli di produzione Introduzione della zona Calabria Spostamento regione Umbria da CNOR a CSUD Separazione Sicilia in due zone (est e ovest) Separazione Sardegna in due zone (nord e sud) A 2 zone continentali Eliminazione poli di produzione Unione delle zone SUD, CSUD e CNOR A 2 zone continentali + Eliminazione poli di produzione separazione isole maggiori Unione delle zone SUD, CSUD e CNOR Separazione Sicilia in due zone (est e ovest) Separazione Sardegna in due zone (nord e sud) Alternativa base con numero di zone fisiche pari a 6 ( AEEGSI ) Eliminazione poli di produzione ad eccezione di Rossano Spostamento regione Umbria da CNOR a CSUD 2.1 Configurazione attuale La struttura zonale ad oggi esistente è quella definita da Terna ed approvata (per il triennio ) e poi prorogata dall AEEGSI per gli anni 2015, 2016, 2017 e Tale configurazione prevede l associazione regioni-zone di cui alla Tabella 2 ed è schematizzata nelle Figura 1 e Figura 2. (3) Si intende la configurazione attualmente in vigore fatta eccezione del nodo di Gissi spostato nella zona CSUD, allineando così in modo esatto la configurazione zonale ai confini regionali. (4) Corrispondente alla regione Calabria

12 12 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo 2018 FIGURA 1. SCHEMA GEOGRAFICO CONFIGURAZIONE ZONALE ATTUALE - FIGURA 2. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA ZONALE ATTUALE NORD SACOI Marginone-La Spezia Acciaiolo-La Spezia Calenzano-Bargi Fano-Forlì Fano-S.Martino in XX CNOR Avenza-La Spezia Avenza-S.Colombano Calenzano-S.B.Querceto Avenza-Colorno NORD SARD DT Montalto-Suvereto Roma N.-Pian della Speranza Teramo-Rosara Villanova-Villavalle Tuscania-Villavalle S.Giacomo-Villavalle Roma N.-Villavalle S.Lucia-Villavalle Montorio-Rosara CNOR CSUD FOGN BRNN SAPEI Troia-Benevento Larino-Gissi Melfi-Bisaccia DT Laino-Montecorvino CSUD Laino-Tusciano SARD SUD BRNN SUD ROSN FOGN SICI PRGP Sorgente-Rizziconi 1 e 2 ROSN PRGP SICI Collegamenti 380kV Collegamenti virtuali Collegamenti 220kV TABELLA 2. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE NELLA CONFIGURAZIONE ZONALE ATTUALE Zona geografica Nord (NORD) Centro Nord (CNOR) Centro Sud (CSUD) Sud (SUD) Sicilia (SICI) Sardegna (SARD) Regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna Toscana, Umbria e Marche Campania, Lazio e Abruzzo Molise, Puglia, Basilicata e Calabria Sicilia Sardegna Questa configurazione prevede i seguenti poli di produzione limitata, costituiti da un insieme di unità di produzione connesse alla Rete di Trasmissione Nazionale per le quali esistono vincoli di rete sulla massima potenza complessiva erogabile: Foggia (FOGN) Brindisi (BRNN) Rossano (ROSN) Priolo (PRGP)

13 Configurazioni alternative Configurazione alternativa base Con la delibera 511/2015/R/EEL l AEEGSI, oltre a prorogare la struttura zonale per l anno 2016, ha richiesto a Terna una proposta di struttura zonale per il triennio nei termini e secondo i criteri della Delibera 111/06. Pertanto, per il triennio Terna, oltre all eliminazione dei poli di produzione limitata di Brindisi, Foggia e Priolo, aveva proposto: lo spostamento dell Umbria dalla zona Centro Nord alla zona Centro Sud; la trasformazione del polo di Rossano in una zona geografica (Calabria). Questa struttura zonale alternativa, che prevede l associazione regioni-zone di cui alla Tabella 3, è schematizzata nella Figura 3 e Figura 4. FIGURA 3. SCHEMA GEOGRAFICO ALTERNATIVA BASE - FIGURA 4. SCHEMA A BLOCCHI ALTERNATIVA BASE NORD SACOI Marginone-La Spezia Acciaiolo-La Spezia Calenzano-Bargi Fano-Forlì Fano-S.Martino in XX CNOR Avenza-La Spezia Avenza-S.Colombano Calenzano-S.B.Querceto Avenza-Colorno NORD SARD DT Montalto-Suvereto Roma N.-Pian della Speranza Teramo-Rosara Pietrafitta-Arezzo Montorio-Rosara CNOR CSUD SAPEI Troia-Benevento Larino-Gissi Melfi-Bisaccia CSUD SARD SUD Laino-Aliano SUD DT Laino- Montecorvino Laino- Tusciano CALA CALA SICI Sorgente-Rizziconi 1 e 2 SICI Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV TABELLA 3. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE NELL ALTERNATIVA BASE Zona geografica Nord (NORD) Centro Nord (CNOR) Centro Sud (CSUD) Sud (SUD) Calabria (CALA) Sicilia (SICI) Sardegna (SARD) Regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna Toscana e Marche Campania, Lazio, Abruzzo e Umbria Molise, Puglia e Basilicata Calabria Sicilia Sardegna

14 14 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Configurazione con separazione delle isole maggiori A partire dalla configurazione alternativa base, si sono valutati gli impatti di una struttura zonale che vede la separazione delle due isole maggiori in due zone ciascuna: La Sicilia (Figura 5) in Sicilia Est (comprendente le provincie di Caltanissetta, Catania, Enna, Messina, Ragusa e Siracusa - SI_E ) e Sicilia Ovest (comprendente le provincie di Agrigento, Palermo e Trapani - SI_O ). FIGURA 5. SUDDIVISIONE DELLA SICILIA IN DUE ZONE Trapani Palermo Agrigento Caltanissetta Enna Messina Catania BLL CRC Trapani PRR PNA CMR SMB CER FAV Termini I. CTT PTR COR SRG Ragusa Siracusa Porto Emped. CHG RAG MLL PRI La Sardegna (Figura 6) in Sardegna Nord (comprendente le provincie di Gallura, Oristano, Nuoro e Sassari - SA_N ) e Sardegna Sud (comprendente le provincie di Cagliari, Medio Campidano, Ogliastra e Sulcis - SA_S ). FIGURA 6. SUDDIVISIONE DELLA SARDEGNA IN DUE ZONE Sacoi Gallura Fiumesanto Sapei S.Teresa Gallura Sassari Ittiri Codrongianos 2 compensatori sincroni Nuoro Oristano Ogliastra Oristano Taloro Medio Campidano Sulcis Cagliari Sulcis Villasor Rumianca Cagliari S. Selargius Assemini Sarlux

15 Configurazioni alternative 15 Questa struttura zonale alternativa, che prevede l associazione regioni-zone di cui alla tabella 4, è schematizzata nelle figure 7 e 8. FIGURA 7. SCHEMA GEOGRAFICO CONFIGURAZIONE CON SEPARAZIONE DELLE ISOLE MAGGIORI - FIGURA 8. SCHEMA A BLOCCHI CONFIGURAZIONE CON SEPARAZIONE DELLE ISOLE MAGGIORI NORD SACOI Marginone-La Spezia Acciaiolo-La Spezia Calenzano-Bargi Fano-Forlì Fano-S.Martino in XX CNOR Avenza-La Spezia Avenza-S.Colombano Calenzano-S.B.Querceto Avenza-Colorno NORD SA_N DT Montalto-Suvereto Roma N.-Pian della Speranza Teramo-Rosara Pietrafitta-Arezzo Montorio-Rosara CNOR CSUD Ittiri-Selargius SAPEI Oristano-Sulcis Mogorella-Villasor Troia-Benevento Larino-Gissi Melfi-Bisaccia CSUD SA_N SA_S SUD SA_S Laino-Aliano SUD DT Laino- Montecorvino Laino- Tusciano CALA CALA SI_O SI_E Sorgente-Rizziconi 1 e 2 SI_O DT Caracoli-Sorgente/Corriolo DT Favara-Chiaramonte Gulfi SI_E Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV TABELLA 4. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE NELLA CONFIGURAZIONE CON SEPARAZIONE DELLE ISOLE MAGGIORI Zona geografica Nord (NORD) Centro Nord (CNOR) Centro Sud (CSUD) Sud (SUD) Calabria (CALA) Sicilia Est (SI_E) Sicilia Ovest (SI_O) Sardegna Nord (SA_N) Sardegna Sud (SA_S) Regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna Toscana e Marche Lazio, Abruzzo, Campania e Umbria Molise, Puglia e Basilicata Calabria Sicilia (provincie di Caltanissetta, Catania, Enna, Messina, Ragusa e Siracusa) Sicilia (provincie di Agrigento, Palermo e Trapani) Sardegna (provincie di Gallura, Oristano, Nuoro e Sassari) Sardegna (provincie di Cagliari, Medio Campidano, Ogliastra e Sulcis)

16 16 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Configurazione a 2 zone continentali Nello studio si è valutata anche una configurazione volta a minimizzare il numero delle zone. Questa vede l Italia continentale separata in 2 zone ( Nord e Macro Sud ), mantenendo le isole come zone a parte (associazione regioni-zone in tabella 5 e struttura schematizzata nelle figure 9 e 10). FIGURA 9. SCHEMA GEOGRAFICO STRUTTURA A DUE ZONE - FIGURA 10. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA A DUE ZONE NORD Marginone-La Spezia Acciaiolo-La Spezia Calenzano-Bargi Fano-Forlì Fano-S.Martino in XX Avenza-La Spezia Avenza-S.Colombano Calenzano-S.B.Querceto Avenza-Colorno NORD SACOI SARD MACROSUD SAPEI MACROSUD SARD SICI Sorgente-Rizziconi 1 e 2 SICI Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV TABELLA 5. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE STRUTTURA A DUE ZONE Zona geografica Nord (NORD) Macro Sud (MSUD) Sicilia (SICI) Sardegna (SARD) Regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna Toscana, Marche, Lazio, Abruzzo, Umbria, Campania, Molise, Puglia, Basilicata e Calabria Sicilia Sardegna

17 Configurazioni alternative Configurazione a 2 zone continentali e separazione isole maggiori Partendo dalle configurazioni di cui ai paragrafi 2.3 e 2.4, si è inoltre valutata una configurazione zonale che prevede l associazione regioni-zone di cui alla tabella 6. Questa struttura è schematizzata nelle figure 11 e 12. FIGURA 11. SCHEMA GEOGRAFICO STRUTTURA A DUE ZONE - FIGURA 12. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA A DUE ZONE NORD SACOI Marginone-La Spezia Acciaiolo-La Spezia Calenzano-Bargi Fano-Forlì Fano-S.Martino in XX Avenza-La Spezia Avenza-S.Colombano Calenzano-S.B.Querceto Avenza-Colorno NORD SA_N SAPEI MACROSUD Ittiri-Selargius Oristano-Sulcis Mogorella-Villasor MACROSUD SA_N SA_S SA_S Sorgente-Rizziconi - 1 e 2 SI_O SI_E SI_O DT Caracoli-Sorgente/Corriolo DT Favara-Chiaramonte Gulfi SI_E Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV TABELLA 6. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE STRUTTURA A DUE ZONE Zona geografica Nord (NORD) Macro Sud (MSUD) Sicilia Est (SI_E) Sicilia Ovest (SI_O) Sardegna Nord (SA_N) Sardegna Sud (SA_S) Regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna Toscana, Marche, Lazio, Abruzzo, Umbria, Campania, Molise, Puglia, Basilicata e Calabria Sicilia (provincie di Caltanissetta, Catania, Enna, Messina, Ragusa e Siracusa) Sicilia (provincie di Agrigento, Palermo e Trapani) Sardegna (provincie di Gallura, Oristano, Nuoro e Sassari) Sardegna (provincie di Cagliari, Medio Campidano, Ogliastra e Sulcis)

18 18 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Configurazione proposta da AEEGSI Tenendo conto di alcuni vincoli implementativi, l AEEGSI ha suggerito di valutare una configurazione zonale aggiuntiva che preveda: lo spostamento della regione Umbria dalla zona Centro Nord alla zona Centro Sud il mantenimento del polo di produzione limitato di Rossano senza introduzione della zona Calabria Questa struttura è schematizzata nelle figure 13 e 14 e in tabella 7 ne è riportata la relativa associazione regioni/zone. FIGURA 13. SCHEMA GEOGRAFICO STRUTTURA A DUE ZONE - FIGURA 14. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA A DUE ZONE NORD SACOI Marginone-La Spezia Acciaiolo-La Spezia Calenzano-Bargi Fano-Forlì Fano-S.Martino in XX CNOR Avenza-La Spezia Avenza-S.Colombano Calenzano-S.B.Querceto Avenza-Colorno NORD SARD DT Montalto-Suvereto Roma N.-Pian della Speranza Teramo-Rosara Pietrafitta-Arezzo Montorio-Rosara CNOR CSUD SAPEI Troia-Benevento Larino-Gissi Melfi-Bisaccia DT Laino-Montecorvino CSUD SUD Laino-Tusciano SARD SUD ROSN ROSN SICI Sorgente-Rizziconi 1 e 2 SICI Collegamenti 380kV Collegamenti virtuali Collegamenti 220kV TABELLA 7. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE STRUTTURA A DUE ZONE Zona geografica Nord (NORD) Centro Nord (CNOR) Centro Sud (CSUD) Sud (SUD) Sicilia (SICI) Sardegna (SARD) Regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna Toscana e Marche Campania, Lazio, Abruzzo e Umbria Molise, Puglia, Basilicata e Calabria Sicilia Sardegna

19 Scenari esaminati 19 3 Scenari esaminati 3.1 Introduzione Il processo di revisione zonale descritto nel CACM ha il chiaro obiettivo di definire delle strutture zonali che: Massimizzino l efficienza dei mercati; Garantiscano la sicurezza del sistema elettrico; Siano stabili e robuste nel tempo. Quest ultimo criterio si propone di tenere conto anche dei costi legati ai cambiamenti della struttura zonale che nel tempo, a causa dell evoluzione delle diverse grandezze di rilievo (es. struttura della rete, fabbisogno, parco di generazione), potrebbero rendersi altrimenti necessari. Per questo motivo il CACM richiede di valutare la qualità delle differenti strutture zonali su un orizzonte temporale decennale, ben più ampio del precedente orizzonte triennale previsto dalla Delibera 111/06. Tale differente approccio, passando da un orizzonte temporale di breve/medio termine ad un orizzonte di lungo termine, impone un cambio di metodologia nella definizione degli scenari da valutare. In particolare, con l incremento dell orizzonte temporale aumenta anche l incertezza nelle previsioni disponibili e, dunque, non è più sufficiente effettuare delle valutazioni basate sulle migliori stime ad oggi disponibili (ragionevolmente accurate su un orizzonte di 1-3 anni). È invece necessario, in linea con quanto fatto negli studi di lungo termine anche a livello ENTSO-e (come ad esempio gli studi per il TYNDP, il MAF o le Bidding Zones), definire un insieme di potenziali scenari futuri sui quali testare le diverse configurazioni zonali. Nei successivi paragrafi, inoltre, vengono riportati maggiori dettagli circa i diversi scenari selezionati per ciascuna delle tre grandezze rilevanti sopra menzionate, ovvero struttura della rete, fabbisogno e parco di generazione. Di seguito è riportata in forma sintetica la lista degli scenari selezionati, descritti poi in dettaglio. Si precisa sin d ora che, ritenendo i limiti di scambio particolarmente dipendenti dalla topologia della rete e dall anno orizzonte, saranno analizzati tre differenti valori di limiti di scambio tra le sezioni, in funzione a diverse ipotesi di sviluppo della Rete di trasmissione nazionale e corrispondenti rispettivamente all anno 2020 nell ipotesi di rete Planned e all anno 2025 nelle ipotesi di Rete Planned e Worst.

20 20 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo 2018 FIGURA 15. SCHEMA SCENARI ANALIZZATI As is 2020 Planned Sviluppo Decom. Scenari Planned Sviluppo As is Base Decom Sviluppo As is Worst Base Decom. Orizzonte temporale Anno obiettivo a cui le diverse grandezze sono riferite Scenari di rete Topologia della rete di trasmissione attesa a seguito del completamento degli interventi di sviluppo ipotizzati nello scenario in esame Domanda Generazione Stime circa il trend di crescita/decrescita del fabbisogno, nonchè evoluzione attesa del parco di generazione (es. aumento RES e dismissione impianti convenzionali) 3.2 Orizzonti temporali Dato che lo studio è incentrato su un orizzonte temporale di dieci anni si ritiene necessario e sufficiente condurre le analisi su due distinti anni obiettivo. In particolare, dato che il periodo oggetto di valutazione è quello compreso tra l anno 2019 e l anno 2028, Terna ha ritenuto opportuno condurre le valutazioni su due orizzonti temporali: 2020 e Tali anni sono stati scelti in quanto rappresentativi dell intero arco temporale in esame nonché in quanto presi in esame in diversi studi ENTSO-E che potranno quindi essere utilizzati come termine di confronto per i risultati ottenuti nel presente studio. 3.3 Scenari di rete Per l anno 2020 si è ritenuto sufficiente valutare un unico scenario di rete che, rispetto allo stato attuale, vede implementati tutti quegli interventi di sviluppo, riportati nel Piano di Sviluppo 2017, già in corso/ autorizzati e per i quali è previsto l ingresso in esercizio entro e non oltre il 31 dicembre 2019 (Scenario planned ). Per l anno 2025, dato il grado di incertezza che affligge le attuali stime circa le tempistiche di completamento di alcuni interventi di sviluppo, si è invece ritenuto necessario valutare, oltre ad uno scenario in linea con le previsioni riportate nel Piano di Sviluppo 2017 ( planned ), anche uno scenario in cui si ipotizza il mancato completamento degli interventi di sviluppo previsti a partire dal 2020 ( worst ).

21 Scenari esaminati 21 A seguire il dettaglio dei suddetti interventi, differenziati per livello di tensione ed anno di completamento. TABELLA 8. PRINCIPALI INTERVENTI DI SVILUPPO COMPLETATI AL Area Intervento PdS Scenario 2020 Cod. intervento kv Incremento della capacità di interconnessione con 100-I 220 l'austria Italia - Estero Interconnessione Italia-Balcani 401-P 500 Interconnessione Italia-Francia 3-P 380 Elettrodotto 220 kv ML "Mese - Castasegna" TYNDP - CM 220 Interventi per adeguamento portata elettrodotti 380 KV Nord Ovest e 220 KV 8-P 380 Razionalizzazione rete 220 e 132 KV Provincia di Torino 6-P 220 Rimozione Limitazioni rete 380 kv Area Nord-Ovest 8-P 380 Nord est Stazione 220 kv Cardano (BZ) 236-P 220 Centro Sud Elettrodotto 380 kv Foggia-Benevento II 502-P 380 TABELLA 9. INTERVENTI DI SVILUPPO COMPLETATI AL Area Intervento PdS Scenario 2025 Cod. intervento kv Elettrodotto 380 kv Interconnessione Italia-Austria (Fase 1) 204-P 220 Elettrodotto HVDC "Verderio-Sils" TYNDP Italia - Estero Incremento della capacità di interconnessione con la 200-I 500 Slovenia ai sensi della legge 99/2009 Italia-Tunisia 601-I 500 Elettrodotto 220 KV "Glorenza-Tirano-der.Premadio" 106-P 220 Elettrodotto 380 kv tra Milano e Brescia 104-P 380 Nord Ovest Razionalizzazione 220 kv città di Milano 115-P 220 Razionalizzazione 220/132 kv in Valle Sabbia 116-P 220 Stazione 380 kv Magenta (MI) 126-P 380 Razionalizzazione 380 kv fra Venezia e Padova 203-P 380 Razionalizzazione rete AT nell area di S. Massenza (TN) 220-P 220 Razionalizzazione rete media valle del Piave (POLPET) 216-P 220 Riassetto rete 380 e 132 kv area di Lucca 306-P 380 Nord est Elettrodotto 380 kv Calenzano-Colunga 302-P 380 Riassetto rete Alto Bellunese 215-P 220 Riassetto rete area di Livorno 308-P 220 Stazione 220 kv Avenza 335-P 220 Stazione 220 kv Glorenza 238-P 220 Stazione 380 kv Volpago 206-P 380 Elettrodotto 380 kv Chiaramonte Gulfi - Ciminna 602-P 380 Elettrodotto 380 kv Foggia-Villanova (402-P) 402-P 380 Elettrodotto 380 kv Paternò-Pantano-Priolo 603-P 380 Razionalizzazione rete AAT/AT di Roma 404-P 380 Centro Sud Riassetto area metropolitana di Roma 404-S 220 Riassetto rete Teramo/Pescara 420-P 380 Stazione 220 kv Partinico 621-P 220 Stazione 380 kv S. Maria Capua Vetere 530-P 380 Stazione 380/150 kv Vizzini ex-mineo 616-P 380

22 22 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Evoluzione domanda e parco di generazione Al fine di definire una struttura zonale sufficientemente robusta al variare delle condizioni al contorno, per ciascuno dei due orizzonti temporali selezionati (2020 e 2025), si è ritenuto opportuno valutare scenari distinti in termini di domanda di energia elettrica e parco di generazione, tenendo conto della metodologia definita in ambito Europeo (Mid term Adequacy Forecast) e della peculiarità del sistema elettrico nazionale. In particolare: Per l anno 2020, assumendo una previsione di installato da fonte rinnovabile non programmabile (FRNP) e una domanda di energia elettrica in linea con lo scenario Sviluppo del Piano di Sviluppo (PdS) 2017, sono stati analizzati i seguenti due scenari: Scenario As is, con un parco termoelettrico che vede un decommissioning moderato rispetto all installato attuale. In questo scenario sono considerate fuori servizio le sole unità di produzione in conservazione o indisponibili per vincoli autorizzativi al 31/12/2016 (circa 6 GW); Scenario decommissioning, in cui il valore complessivo di impianti dismessi ammonta a circa 10 GW; Per l anno 2025, assumendo una previsione di installato FRNP in linea con le previsioni del PdS 2017, sono stati analizzati i due seguenti scenari: Scenario As is, con una domanda di energia elettrica in linea con lo scenario sviluppo del PdS 2017 e un parco termoelettrico che vede un decommissioning moderato rispetto all installato attuale (considerate fuori servizio le sole unità di produzione in conservazione o indisponibili per vincoli autorizzativi al 31/12/ circa 6 GW); Scenario decommissioning, con una domanda di energia elettrica in linea con lo scenario base del PdS 2017 e un parco termoelettrico che tiene conto di una dismissione complessiva pari a circa 12 GW; Si segnala che gli scenari di phase-out degli impianti a carbone previsti nella proposta di SEN non sono stati oggetto di valutazione in questo studio. Previsioni della Domanda Nella tabella sottostante viene riportata la previsione di domanda in termini di potenza al picco di carico nell ipotesi di estate torrida, rispettivamente nello scenario di sviluppo e nello scenario base con perimetro nazionale (cosiddetto 100%) 5. TABELLA 10. STIMA DELLA DOMANDA IN POTENZA DI PICCO Scenario base Scenario di sviluppo Anno Potenza (GW) Potenza (GW) (5) Scenari della Domanda Elettrica in Italia ,

23 Scenari esaminati 23 Il grafico sottostante mostra lo scenario di crescita della domanda. FIGURA 16. SCENARI DI DOMANDA (BASE E SVILUPPO) 341,7 343,0 344,4 345,8 347,2 350,0 338,5 340,0 335,3 332,2 329,0 330,0 326,0 322,9 319,9 316,9 316, ,2 313,5 314, ,3 318,5 319,8 321,1 322,4 323,7 325,0 326,3 327,6 328,9 320,0 313, ,0 300,0 290, Scenario Base Scenario di Sviluppo Previsioni della Generazione Le seguenti figure riportano, rispettivamente, i dettagli del decommissioning sia in numero di UP, che per potenza delle stesse. FIGURA 17. NUMERO DI UP OGGETTO DI DECOMMISSIONING Coal Gas Oil Altri 6 GW 10 GW 12 GW FIGURA 18. POTENZA (GW) OGGETTO DI DECOMMISSIONING 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 1,2 3,4 2,5 1,5 0,7 0,8 0,7 0,4 0,4 0,2 0,1 Coal Gas Oil Altri 6 GW 10 GW 12 GW

24 24 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo 2018 FIGURA 19. PREVISIONI INSTALLATO FER (GW) 2020 Eolico Onshore 11, Eolico Onshore 13, PV 23, PV 20, Eolico Offshore 0, Solare Termodinamico 11, Eolico Offshore 0, Solare Termodinamico 0,17 Eolico Onshore Eolico Offshore Solare Termodinamico PV Generazione nelle diverse ipotesi di configurazione zonali SCENARIO AS IS (DECOMISSIONING: -6 GW) 60 Alternativa base Configurazione attuale Configurazione con separazione delle isole maggiori Configurazione a 2 zone continentali Configurazione a 2 zone continentali e separazione delle isole maggiori Configurazione proposta da AEEGSI Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 30 Centro Nord; 3,68 Centro Nord; 2,94 Centro Nord; 2,94 Centro Nord; 2, Centro Sud; 7,80 Rossano; 3,39 Brindisi; 4,31 Foggia; 0,82 Centro Sud; 8,54 Centro Sud; 8,54 Sud; 7,30 Sud; 7,30 Sud; 2,35 Calabria; 3,57 Calabria; 3,57 Priolo; 0,74 Sardegna Nord; Sicilia Est; 2,96 Sicilia; 3,59 Sicilia; 4,33 0,69 Sardegna; 1,81 Sardegna; 1,81 Sicilia Ovest; 1,37 Sardegna Sud; 1,11 Sud; 22,36 Sud; 22,36 Sicilia; 4,33 Sardegna; 1,81 Sardegna Sud; 1,11 Sicilia Est; 2,96 Sicilia Ovest; 1,37 Sardegna Nord; 0,69 Centro Sud; 8,54 Rossano; 3,39 Sud; 7,48 Sicilia; 4,33 Sardegna; 1,81

25 Scenari esaminati 25 SCENARIO DECOMISSIONING 2020: -10 GW Alternativa base Configurazione attuale Configurazione con separazione delle isole maggiori Configurazione a 2 zone continentali Configurazione a 2 zone continentali e separazione delle isole maggiori Configurazione proposta da AEEGSI 40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 30 Centro Nord; 3,14 Centro Nord; 2,52 Centro Nord; 2, Centro Sud; 7,50 Centro Sud; 8,11 Centro Sud; 8,11 Centro Sud; 8,11 Sud; 20,25 Sud; 20,25 Rossano; 3,01 Rossano; 3,01 Foggia; 0,82 Sud; 6,42 Sud; 6,42 Brindisi; 3,59 Sud; 6,60 Sud; 2,19 Calabria; 3,19 Calabria; 3,19 Priolo; 0,74 Sardegna Sud; Sardegna Sud; 1,11 Sicilia est; 2,39 1,11 Sicilia est; 2,39 Sicilia; 3,01 Sicilia; 3,75 Sicilia; 3,75 Sicilia; 3,75 Sicilia Ovest; 1,37 Sicilia Ovest; 1,37 Sardegna; 1,73 Sardegna; 1,73 Sardegna Sud; 1,11 Sardegna; 1,73 Sardegna Sud; 1,11 Sardegna; 1,73 SCENARIO DECOMISSIONING 2025: -12 GW Alternativa base Configurazione attuale Configurazione con separazione delle isole maggiori Configurazione a 2 zone continentali Configurazione a 2 zone continentali e separazione delle isole maggiori Configurazione proposta da AEEGSI 40 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23, Centro Sud; 7,50 Centro Nord; 2,77 Centro Nord; 2,52 Centro Sud; 7,75 Centro Sud; 7,75 Centro Nord; 2,52 Centro Sud; 7,75 Centro Nord; 2, Sud; 19,47 Sud; 19,47 Rossano; 2,60 Rossano; 2,60 Foggia; 0,82 Sud; 6,42 Sud; 6,42 Brindisi; 3,59 Sud; 6,60 Sud; 2,19 Calabria; 2,78 Calabria; 2,78 Priolo; 0,74 Sardegna Nord; Sardegna Nord; Sicilia Est; 2,39 Sicilia Est; 2,39 0,61 0,61 Sicilia; 2,95 Sicilia; 3,69 Sicilia Ovest; 1,30 Sicilia; 3,69 Sicilia Ovest; 1,30 Sicilia; 3,69 Sardegna; 1,29 Sardegna; 1,29 Sardegna Sud; 0,68 Sardegna; 1,29 Sardegna Sud; 0,68 Sardegna; 1,29 Di seguito sono inoltre dettagliate le ipotesi di potenza installata solare ed eolica nei diversi scenari, con dettaglio zonale per ciascuna configurazione analizzata.

26 26 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo 2018 POTENZA EOLICA (ON SHORE + OFF SHORE)_2020 Configurazione con separazione delle isole maggiori 12 Configurazione attuale Configurazione Configurazione a due zone Configurazione con separazione Configurazione a due continentali e Configurazione proposta alternativa base delle isole maggiori zone continentali separazione isole maggiori da AEEGSI Nord; 0,19 Nord; 0,19 Nord; 0,19 Nord; 0,19 Centro Nord; 0,21 Centro Nord; 0,20 Centro Nord; 0,20 Nord; 0,19 Nord; 0,19 Centro Nord; 0,20 10 Centro Sud; 2,04 Centro Sud; 2,05 Centro Sud; 2,05 Centro Sud; 2, Sud; 5,80 Sud; 4,51 Sud; 4,51 Macro Sud; 8,05 Macro Sud; 8,05 Sud; 5,80 4 Calabria; 1,29 Calabria; 1,29 2 Sicilia; 1,90 Sicilia; 1,90 Sicilia est ; 0,84 Sicilia ovest; 1,05 Sicilia; 1,90 Sicilia est ; 0,84 Siciliaovest; 1,05 Sicilia; 1,90 0 Sardegna; 1,07 Sardegna; 1,07 Sardegna Nord; 0,72 Sardegna Sud; 0,35 Sardegna; 1,07 Sardegna Nord; 0,72 Sardegna Sud; 0,35 Sardegna; 1,07 POTENZA SOLARE (PV + CSP)_ Configurazione attuale Configurazione alternativa base Configurazione con separazione delle isole maggiori Configurazione a due zone continentali Configurazione a due zone continentali e separazione isole maggiori Configurazione proposta da AEEGSI 20 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9, Centro Nord; 2,51 Centro Nord; 2,00 Centro Nord; 2,00 Centro Nord; 2,00 Centro Sud; 2,94 Centro Sud; 3,45 Centro Sud; 3,45 Macro Sud; 9,32 Macro Sud; 9,32 Centro Sud; 3,45 5 Sud; 3,87 Sud; 3,31 Sud; 3,31 Sud; 3,87 0 Sicilia; 1,52 Sicilia; 1,52 Sardegna; 0,84 Sardegna; 0,84 Calabria; 0,56 Calabria; 0,56 Sicilia Est; 0,85 Sicilia Est; 0,85 Sicilia; 1,52 Sicilia; 1,52 Sardegna Sud; Sicilia Ovest; 0,67 Sardegna Sud; Sicilia Ovest; 0,67 0,40 Sardegna Nord; 0,44 Sardegna; 0,84 0,40 Sardegna Nord; 0,44 Sardegna; 0,84

27 Scenari esaminati 27 POTENZA EOLICA (ON SHORE + OFF SHORE)_ Configurazione attuale Nord; 0,22 Centro Nord; 0,24 Configurazione alternativa base Nord; 0,22 Centro Nord; 0,24 Configurazione con separazione delle isole maggiori Nord; 0,22 Centro Nord; 0,24 Configurazione a due zone continentali Configurazione a due zone continentali e separazione isole maggiori Nord; 0,22 Nord; 0,22 Configurazione proposta da AEEGSI Nord; 0,22 Centro Nord; 0,24 12 Centro Sud; 2,45 Centro Sud; 2,45 Centro Sud; 2,45 Centro Sud; 2, Sud; 5,62 Sud; 5,62 Macro Sud; 9,87 Macro Sud; 9,87 Sud; 7,18 Sud; 7, Calabria; 1,56 Calabria; 1,56 2 Sicilia; 2,39 Sicilia; 2,39 Sicilia Est ; 1,10 Sicilia Ovest; 1,29 Sicilia; 2,39 Sicilia Est ; 1,10 Sicilia Ovest; 1,29 Sicilia; 2,39 0 Sardegna; 1,33 Sardegna; 1,33 Sardegna Nord; 0,79 Sardegna Sud; 0,54 Sardegna; 1,33 Sardegna Nord; 0,79 Sardegna Sud; 0,54 Sardegna; 1,33 POTENZA SOLARE (PV + CSP)_ Configurazione attuale Configurazione alternativa base Configurazione con separazione delle isole maggiori Configurazione a due zone continentali Configurazione a due zone continentali e separazione isole maggiori Configurazione proposta da AEEGSI 20 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 15 Centro Nord; 2,73 Centro Nord; 2,18 Centro Nord; 2,18 Centro Nord; 2,18 10 Centro Sud; 3,35 Centro Sud; 3,90 Centro Sud; 3,90 Macro Sud; 10,47 Macro Sud; 10,47 Centro Sud; 3,90 5 Sud; 4,39 Sud; 3,75 Sud; 3,75 Sud; 4,39 0 Sicilia; 1,82 Sicilia; 1,82 Sardegna; 1,07 Sardegna; 1,07 Calabria; 0,64 Calabria; 0,64 Sicilia Est ; 0,88 Sardegna Sud; 0,57 Sicilia Ovest; 0,94 Sardegna Nord; 0,50 Sicilia Est; 0,88 Sicilia; 1,82 Sicilia; 1,82 Sicilia Ovest; 0,94 Sardegna Sud; Sardegna; 1,07 0,57 Sardegna Nord; 0,50 Sardegna; 1,07

28 28 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo Descrizione simulazioni 4.1 Dati di input Profili della Domanda e suddivisione nodale Nel rispetto dello scenario descritto al paragrafo 3.4, la domanda è caratterizzata da un profilo che rispetta il calendario 2007 in termini di giorni settimanali e festività. Nella figura sotto è rappresentato, a livello nazionale, l andamento della media del carico in p.u. 6 nelle 24 ore del giorno per ciascun mese; ovvero i valori in tabella rappresentano per ciascuna ora del giorno e mese dell anno il valore medio del carico rispetto al picco unitario Come si evince, il picco di carico si concentra prevalentemente nel periodo estivo ed in particolare nel mese di luglio. FIGURA 20. MEDIA DEL PROFILO DELLA DOMANDA IN P.U. Ora\Mese ,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 2 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 0,5 0,6 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4 3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,6 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 5 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 6 0,4 0,5 0,5 0,4 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 7 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,6 0,7 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 9 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 10 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 11 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 12 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 13 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 14 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 15 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 16 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,7 0,6 17 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 18 0,8 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,8 0,7 19 0,8 0,8 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,8 0,7 20 0,8 0,8 0,8 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 21 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 22 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 23 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 24 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,7 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5 (6) Nella figura è riportato il valore assunto dal rapporto tra il fabbisogno medio del cluster mese-ora in esame rispetto al picco di fabbisogno annuale.

29 Descrizione simulazioni 29 Questo stesso profilo viene utilizzato anche a livello nodale secondo l attuale Zona di Mercato di appartenenza, mentre per gli utenti AAT direttamente connessi alla RTN si considera un carico FLAT pari al loro contributo al picco di carico. Profili FRNP I profili di producibilità FRNP ed in particolare fotovoltaico (PV), Solare Termodinamico (CSP), Eolico (WIND) Onshore e Offshore, sono allineati alle ipotesi del Pan European Climate Database (PECD) condivise in ambito ENTSO-E e composte da 34 anni climatici. Un analisi delle serie di producibilità ha portato ad individuare l anno climatico 2015 come un anno di producibilità media sia in termini di ore equivalenti che di picco di produzione. Il dettaglio dei dati è relativo alla struttura zonale esistente (Figura 1). Il profilo FRNP viene calato a livello regionale in funzione della struttura attuale zonale, pertanto ciascun impianto ricadente in ciascuna zona è caratterizzato da una determinata producibilità e le diverse ipotesi zonali sono quindi caratterizzate da una composizione differente di producibilità a seconda della regione in cui ricadono gli impianti. Di seguito si riportano delle curve indicative di producibilità annuale (2015) a livello Italia espresse in p.u.: FIGURA 21. MEDIA ORARIA DELLA PRODUCIBILITÀ FNRP DEL PV, CSP, WIND ONSHORE, WIND OFFSHORE IN ITALIA PECD-CLIMATIC YEAR 2015 Producibilità FRNP del PV CSP WIND ONSHORE WIND OFFSHORE Dimensionamento della Riserva L approvvigionamento della riserva viene considerato solo nella fase di simulazione Monte Carlo vera e propria in cui si simula il sistema nel suo complesso, data una certa struttura zonale e limiti di scambio. Il fabbisogno di riserva terziaria di sostituzione a salire esprime la quantità di riserva a salire che deve essere disponibile in sede di programmazione al fine di fronteggiare incrementi di fabbisogno/riduzioni di immissione eolica e fotovoltaica non previsti(e) o indisponibilità di generazione, senza limitazioni di durata. Il fabbisogno di riserva di sostituzione è inclusivo del fabbisogno di riserva secondaria. In maniera semplificata ai fini del presente studio, viene cautelativamente considerato un fabbisogno di riserva dimensionato in funzione della domanda di energia in ciascuna zona, quindi per ciascuna zona è stato considerato un fabbisogno di riserva pari al 20% del carico.

30 30 Revisione configurazione zonale Report finale Marzo 2018 Piano delle manutenzioni e riduzione capacità di scambio Al fine di tenere opportunamente in conto l impatto delle indisponibilità programmate degli elementi di rete sull esercizio del sistema elettrico, è stato definito un piano di indisponibilità standard degli elementi di rete 380kV (380/220kV per le isole). Tale piano è stato definito analizzando i dati storici delle indisponibilità (annuali, on demand, occasionali e indifferibili) calcolando, per ciascun collegamento, il numero medio di giorni di fuori servizio. Inoltre, laddove possibile e appropriato, i collegamenti sono stati raggruppati in opportune direttrici : ai fini del piano standard, si è definito un periodo di indisponibilità complessivo per la direttrice (quindi, ai fini delle simulazioni di rete, per ciascuna direttrice, viene posto fuori servizio solo uno dei collegamenti ad esso appartenenti). Si segnala che, assumendo che indisponibilità di brevissima durata (minore a 4 giorni) possano essere flessibilmente allocate da Terna nei momenti in cui queste non comportino impatti per il sistema, il piano standard delle manutenzioni di rete è stato elaborato considerando solo i collegamenti e le direttrici che sono risultati avere una durata media annuale di fuori servizio programmato maggiore o uguale di 4 giorni. Il piano così definito è risultato composto da 127 indisponibilità nell arco dell anno (100 sul 380kV e 27 sul 220kV), di durata media pari a 7 giorni (durata minima pari a 4, durata massima pari a 37). FIGURA 22. DISTRIBUZIONE INDISPONIBILITÀ PER DURATA E LIVELLO DI TENSIONE Indisponibilità kV 220kV Durata [gg] L allocazione temporale di tali indisponibilità nell arco dell anno è stata effettuata seguendo un procedimento analogo a quello tipicamente applicato da Terna in fase di programmazione annuale delle indisponibilità, cercando di minimizzare gli impatti dei fuori servizio sulla sicurezza e sull economicità del sistema. Il piano di manutenzione degli elementi di rete viene poi trattato da GRARE 7 come un input fisso. Tuttavia, lavorando GRARE per settimane, è stato necessario tradurre il piano precedente elaborato in un piano con risoluzione settimanale. Per fare ciò, si è assunto quanto segue: (7) GRARE (Grid Reliability and Adequacy Risk Evaluator) software Terna per la valutazione affidabilistica del sistema elettrico di trasmissione utilizzando metodi di analisi di tipo Monte Carlo. GRARE è sviluppato per la pianificazione dei sistemi elettrici di medio e lungo termine.