Piano di Sviluppo 2013

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1 Piano di Sviluppo 2013 Linee di sviluppo e nuove esigenze Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete ROMA, 06

2 1. Avanzamento Piano di Sviluppo Struttura PdS Scenario evolutivo Piano di Sviluppo Descrizione delle priorità di intervento 5. Ipotesi di nuove esigenze di sviluppo 6. Risultati attesi Piano di Sviluppo 2013 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 2

3 Approvazione PdS 2012 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 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 3

4 Investimenti complessivi del Piano di sviluppo Stato avanzamento PdS 2012: Gennaio 2012 * (M.di ) Principali interventi avviati in iter nel 2012 Raz. 380 kv Ve-Pd: SE Stazione V e cavi 220 kv affer. Potenz. rete AT Vicenza El. 380 kv Gissi-Larino-Foggia Riass. 220 kv città di Napoli (S/E Fuorigrotta e cavi 220 kv) S/E 380 kv Benevento III S/E 150 kv S. Teresa Riassetto rete 150 kv Cagliari Batterie (35 MW per avvio sperimentazione) Principali interventi Autorizzati nel 2012 Raz. 220 e 132 kv città di Torino (IV fase) Riass. 220 kv città di Milano (II fase) S/E 132 kv Ravenna Z.I. Elettr. 132 kv Cerreto C. Biella E. Coll.150 kv Capri Continente e cavo 150 kv Cuma - Patria Trasversale Calabra : El. 380 kv Feroleto Maida Potenziamento alimentazione Penisola Sorrentina Circa 90 m.ni opere con iter in fase di finalizzazione 7,9 3,8 0,8 3,3 2,9 2,6 0,3 Avvio Iter PdS Concertazione e Progettazione In Autorizzazione In realizzazione/autorizzati 2,1 2,1 0,3 Autorizzati Principali interventi completati nel 2012 Raz. 220 e 132 kv città di Torino - III fase Riass. 220 kv città di Milano (cavo Baggio - Ric.Ovest) Raz. 220 kv Valcamonica: int. Taio Cedegolo PST SE 380 kv Villanova PST SE 380 kv Foggia El.380 kv Sorgente-Rizziconi: nuova S/E 380 kv Scilla S/E 380 kv Brindisi Sud Ampliamento 380 kv/150kv S/E 380 kv Castellaneta S/E 150 kv connessioni rinnovabili Reattori (Montalto, Aurelia, S.Sofia) 2,9 2,9 0,9 2,3 Completati batterie II quinquennio I quinquennio *dati provvisori Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 4

5 1. Avanzamento Piano di Sviluppo Struttura PdS Scenario evolutivo Piano di Sviluppo Descrizione delle priorità di intervento 5. Ipotesi di nuove esigenze di sviluppo 6. Risultati attesi Piano di Sviluppo 2013 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 5

6 Impostazione Piano di Sviluppo 2013 Allegato 1 Dettaglio Quadro Normativa di settore Allegato 2 Dettaglio Criticità Attuali della rete Allegato 3 Stato avanzamento dei Piani precedenti PdS 2013 come documento strategico di riferimento per il settore elettrico Il Processo di pianificazione Scenari e Linee di sviluppo Nuove esigenze sviluppo Priorità di intervento Risultati attesi Connessioni alla RTN Allegato 4 Valutazioni Tecnico/Economiche Allegato 5 Edizione 2013 più sintetica con focus su linee di sviluppo prioritarie nel nuovo quadro programmatico di evoluzione del settore (SEN) Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 6

7 1. Avanzamento Piano di Sviluppo Struttura PdS Scenario evolutivo Piano di Sviluppo Descrizione delle priorità di intervento 5. Ipotesi di nuove esigenze di sviluppo 6. Risultati attesi Piano di Sviluppo 2013 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 7

8 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Potenza eolica e fotovoltaica installata*(gw) (*) Dati provvisori a Ottobre 2012 Gaudì (WIND) Atlasole (PV) +85% rispetto target PAN FV 2020 Fotovoltaico (GW) Eolico (GW) 3,9 2,8 0,4 1,6 1,9 0,1 1,6 1,9 2,7 3,5 6,0 1,1 4,9 9,3 3,5 5,8 19,5 12,7 23,3 15,9 6,8 7, Target PAN ,6 prosegue crescita della generazione da fonti rinnovabili (oltre 3 GW PV e quasi 1 GW WIND nel 2012) reti di distribuzione attive con inversione transiti da MT a rete AT si confermano esigenze rinforzo pozioni rete AT critiche per rinnovabili al Sud maggiori esigenze di regolazione per problemi over-generation difficoltà manutenzione su linee critiche per sicurezza (in particolare Isole per ritardi retro-fitting generazione distribuita) si confermano esigenze di sviluppo su sezioni critiche (progressivo incremento dei transiti in direzione Sud->Nord) Totale richieste connessioni (eolico e FV) su RTN pari a per circa 95GW, concentrati per il 95% nella zona Centro Sud e Sud Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 8

9 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia Datiannuali 2012 vs. 2011, Rete di trasmissione AT (9%) 543* (17%) 763** (24%) 252 (7%) 358* (11%) 557** (17%) 150 kv 0 Totale sezioni AT/MT Italia Inversione >1% ( >87 ore/anno) Inversione >5% ( >438 ore/anno) Fonte Enel Distribuzione : * dati 2011 pubblicati dal 29/02/2012 (rif. TICA art.4); ** totale mobile Ott 2011 Sett dati provvisori 20 kv Rete di distribuzione MT Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 9

10 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Profilo di carico visto dalla rete rilevante MW fabbisogno Italia fabbisogno Italia decurtato della produzione fotovoltaica in MT/BT Modifica profilo di carico visto dalla rete rilevante per generazione distribuita da PV su rete MT/BT A causa dei pochi gruppi termoelettrici in servizio nei giorni di basso carico (week end e bank holidays) possibili problemi di inseguimento della rampa di carico serale e minor capacità di regolazione in frequenza e tensione Esempio profilo giorni festivi Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 10

11 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Qualità della tensione sulla rete primaria Aree a maggior criticità Range di variazione tensione nodi 400 kv Valore medio Dispersione dei valori misurati attorno alla media Limiti ammissibili dei valori di tensione [ kv] frequenza (%) di valori con tensione >410kV (ore di basso carico Luglio 2011 Giugno 2012) Si confermano criticità legate a valori elevati di tensione (riduzione impegno linee AAT per riduzione del carico netto visto dalla rete primaria) in particolare in condizioni di basso fabbisogno ed elevata produzione da GD Regioni con tensioni particolarmente elevate (Lazio, Campania, Friuli e Piemonte) Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 11

12 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Porzioni rete 150 kv critiche per trasporto produzione FER 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 Sud Isole e Altro Limitazione della produzione da FER rispetto della sicurezza della rete a 150 kv sovraccarico linee 150 kv in condizioni di elevata produzione da FER Proseguono interventi rinforzo per risoluzione congestioni su porzioni di rete AT critiche 1,40% 95,48% 98,60 Localizzazione MPE 2012 Gennaio Settembre 2012 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 12

13 Interventi rinforzo rete AT per FER Dorsali 150 kv Benevento II Bisaccia - Montecorvino Interventi completati Nuova SE 380/150 kv di Bisaccia e raccordi 150 kv alla linea Bisaccia Calitri Potenziamento elettrodotto 150 kv Bisaccia Calitri Potenziamento elettrodotto 150 kv Benevento II - Benevento N. Potenziamento elettrodotto 150 kv Benevento N.- Benevento Ind." Potenziamento elettrodotto 150 kv Ariano Irpino- Benevento Ind. PdS 2011 e prec 2011 e prec 2011 e prec 2011 e prec 2011 e prec Potenziamento elettrodotto 150 kv Ariano - Flumeri - Vallesaccarda 2011 e prec Potenziamento elettrodotto 150 kv Campagna Montecorvino (I step) 2011 e prec Potenziamento elettrodotto 150 kv Calitri - Castelnuovo Calabritto 2011 e prec Potenziamento elettrodotto 150 kv Calabritto Contursi Potenziamento elettrodotto 150 kv Lacedonia- Bisaccia Potenziamento elettrodotto 150 kv Vallesaccarda- Scampitella Lacedonia Potenziamento elettrodotto 150 kv "Campagna -Sicignano-Contursi" Ulteriori interventi di sviluppo previsti Potenziamento elettrodotto150 kv Buccino Contursi Tanagro Potenziamento elettrodotto 150 kv Montecorvino Campagna (II o step: upgrade a 1000 A) PdS 2011 e prec Iter autorizzativo 2011 e prec Da sett e prec 2011 e prec 2011 e prec 2011 e prec S. SOFIA Anno previsto E-E Da definire Da sett 2011 Da definire AIROLA MONTESARCHIO FOIANO MONTEFALCONE TROIA SAVIGNANO FS FOGGIA PRESENZANO BENEVENTO N. SAVIGNANO IRP. ACCADIA ARIANO IRPINO DELICETO APICE FS BENEVENTO 2 ARIANO BENEVENTO IND. VALLESACCARDA SCAMPITELLA BENEVENTO FS DURAZZANO FLUMERI LACEDONIA BISACCIA STURNO BISACCIA PRATA P.U. FIAT PRAT.S. NOVOLEGNO UTE GOLETO FMA PRATOLA SER. S.ANGELO AVELLINO SOLOFRA AVELLINO NORD CALABRITTO MATERA ANDRETTA CALITRI CASTELNUOVO N Elettrodotto 150 kv Goleto S.Angelo Castelnuovo 2012 Aut Raccordi d.t. 150 kv Accadia Vallesaccarda alla SE 380/150 kv di Deliceto 2011 e prec Da dic 2011 Da definire Raccordo 150 kv Savignano alla SE 380/150 kv di Troia 2011 e prec Da avviare Da definire Raccordo 150 kv Accadia-Orsara-Foggia alla SE 380/150 kv di Foggia 2011 e prec In iter dal 2001 Da definire MONTECORVINO TUSCIANO CONTURSI FS CONTURSI BUCCINO SICIGNANO TANAGRO CAMPAGNA LAINO ROTONDA Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 13

14 Interventi rinforzo rete AT per FER Dorsale 150 kv Benevento II Volturara- Celle S.Vito Interventi completati SE 380/150 kv di Troia PdS 2011 e prec 3 ATR 380/132 kv* SE Benenvento II 2011 e prec CAMPOBASSO VOLTURARA LUCERA CERCEMAGGIORE Ulteriori interventi di sviluppo previsti PdS Iter autorizzativo Anno E-E ALBERONA FOGGIA TROIA Raccordi d.t. 150 kv Troia Celle S.Vito/Faeto alla SE 380/150 kv Troia Raccordi d.t. 150 kv Troia Roseto/Alberona alla SE 380/150 kv Troia 2011 e prec dal 2011 Da definire 2011 e prec dal 2011 Da definire CASTELPAGANO COLLE SANNITA FOIANO ROSETO FEO MONTEFALCONE TROIA FAETO CELLE S.VITO TROIA CP ORSARA BOVINO GINESTRA DEGLI SCHIAVONI SAVIGNANO FS SAVIGNANO IRP. ARIANO IRPINO PRESENZANO S. SOFIA BENEVENTO II BENEVENTO N. APICE FS BENEVENTO IND. BENEVENTO FS FLUMERI NUOVA SE GONGOLO VALLESACCARDA * in servizio da Marzo 2012 AIROLA / MONTESARCHIO AVELLINO STURNO Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 14

15 Interventi rinforzo rete AT per FER Dorsali 150 kv Foggia Deliceto -Andria PIETRACATELLA CASALVECCHIO ALBERONA VOLTURARA FEO ROSETO FAETO/MONTEFALCONE BENEVENTO 2 SAVIGNANO FS PIETRAMONTECORVINO ALTOPIANO CELLE S.VITO MONTAGNA TROIA CP ACCADIA SAVIGNANO IRP. ARIANO IRPINO BOVINO FS S.SEVERO S.SEVERO LUCERA TROIA BOVINO S.SEVERO FS S.SEVERO ORSARA AGIP DELICETO FOGGIA S.GIOVANNI ROTONDO MANFREDONIA FOGGIA RFI FOGGIA FOGGIA IND. FOGGIA O. ALENIA FOGGIA IVECO-SOFIM AGIP DELICETO UT DELICETO C.LE EDISON CANDELA CARAPELLE PISCIOLI MANFREDONIA ASCOLI SATRIANO CIANFURRO CARAPELLE CERIGNOLA RFI ORTANOVA MELFI IND. STORNARA FIAT SATA CERIGNOLA RFI CERIGNOLA LAMALUNGA TRINITAPOLI CANOSA ACQUEDOTTO LOCONE BARLETTA NORD ANDRIA MINERVINO M. BARLETTA BARLETTA RFI ANDRIA CEMEN. BARLETTA CORATO PALO DEL COLLE BRINDISI SUD TRANI BISCEGLIE FLUMERI Interventi completati Nuova SE 380/150 kv di Deliceto VALLESACCARDA SCAMPITELLA BISACCIA PdS 2011 e prec Raccordi 150 kv della linea Agip Deliceto - Ascoli Satriano alla SE 2011 e prec 380/150 kv di Deliceto Potenziamento elettrodotto 150 kv Deliceto - Ascoli S. - Cianfurro 2011 e prec Potenziamento elettrodotto 150 kv Foggia Lucera" 2011 e prec Potenziamento direttrice 150 kv Lucera-Troia, 2011 e prec. Potenziamento elettrodotto 150 kv Bovino Orsara 2011 e prec Potenziamento elettrodotto 150 kv Deliceto Orsara (tratti 2011 e prec Bovino-Agip Deliceto a Agip Deliceto-Deliceto ) MELFI MELFI FIAT MELFI SERENE Ulteriori interventi di sviluppo previsti Raccordi d.t. 150 kv Troia Troia CP/Orsara alla SE 380/150 kv Troia Raccordi 150 kv Troia CP/ Troia Eos alla SE 380/150 kv Troia Elettrodotto150 kv Foggia Orsara - Accadia Rimozioni limatazioni elettrodotti 150 kv Troia Cp- Orsara, Cianfurro-Piscioli, Piscioli-Melfi Ind. PdS SPINAZZOLA Iter autorizzativo Anno E-E 2011 e prec 2011 Da definire 2011 e prec 2012 De definire 2011 e prec 2001 Da definire 2011 e prec n.p. 2013/2014 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 15

16 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Regolazione e bilanciamento del sistema elettrico Generation Surplus Vincoli utilizzo impianti regolazione termoelettrico Massimizzazione uso impianti di pompaggio disponibili Riduzione Import Applicazione procedura RIGEDI * Esempio giornata di bassissimo carico Agosto 2012, analisi di adeguatezza ex ante * Termoelettrico non dispacciabile (cicli produttivi, CIP6) Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 16

17 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Problemi di sicurezza per generazione distribuita non adeguata Evento Sardegna 17 Maggio 2012 Hz 50,200 50,100 50,000 49,900 49,800 49,700 49,600 49,500 49,400 49,300 49,200 49,100 49,000 Inizio perdita produzione UP termoelettrica (150 MW) Intervento Interrompibili (BMI) Perdita GD Hz Frequenza Scatto UP termoelettrica (300 MW) Funzionamento in isola Sistemi di difesa per alleggerimento automatico carichi Frequenza di rete in Sardegna (assetto con SACOI indisponibile, SAPEI in export) Il mancato adeguamento degli impianti ai requisiti dell Allegato A70, può vanificare l efficacia del Sistema di Difesa (anche a seguito della perdita del servizio di interrompibilità prestato da Alcoa). Zona di funzionamento in condizioni di normale esercizio o di allarme 49,5 50,5 Hz Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 17

18 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Rinvio attività manutentive per problemi di sicurezza Evento siciliano 18 Maggio 2011, rischio estesa disalimentazione utenze Distacco della produzione fotovoltaica diffusa per non conformità a requisiti RTN Guasto unità a vapore connessa alla rete 220 kv Sistemi di difesa per alleggerimento automatico carichi Rischi per la sicurezza con crescenti difficoltà programmazione interventi manutenzione rete primaria Ripristino sicurezza sistema elettrico Frequenza di rete in Sicilia (assetto temporaneamente in isola per manutenzione 380 kv Continente) Zona di funzionamento in condizioni di normale esercizio o di allarme 49,5 50,5 Hz Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 18

19 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Generazione distribuita (PV) su reti MT di distribuzione Situazione adeguamento impianti GD su rete ENEL Distribuzione Ottobre 2012 Delibera AEEG 84/12 - Adeguamento (All. A70) Campi di funzionamento tensione e frequenza (85% Vn V 110%Vn e 47,5 Hz f 51,5 Hz) per impianti con potenza superiore a 50 kw: Potenza impianti soggetti allart.5 Delibera 84/2012 (MW) Potenza impianti dichiarati conformi allart.5 Delibera 84/2013 (MW) Percentuale avanzamento Sicilia ,2% Sardegna ,9% Continente ,2% Totale ,9% Riduzione generazione distribuita per esigenze di sicurezza (impianti eolici e fotovoltaici superiori a 100 kw connessi in MT) Capacità controllabile in tempo reale GDTEL: 1280 MW (1055 MW FV e 225 MW eolici) Capacità controllabile con preavviso GDPRO: 6100 MW Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 19

20 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Rischi Over-Generation MW Simulazione di rete deterministica market based su struttura zonale ed orizzonte annuale Scenario di medio termine fine settimana di maggio, corrispondente a un intervallo di quattro giorni (da venerdì a lunedì) h + Aumento OVERGENERATION L area compresa tra la curva rossa e quella blu scuro corrisponde all energia in eccesso che non può essere assorbita dal sistema (Overgeneration) a livello nazionale complessivo e/o zonale Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 20

21 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Riduzione ore di utilizzazione CCGT Potenza installata (GW) e Ore equivalenti di utilizzazione (hh) degli impianti a gas naturale * +30% -40% * Focus zona macro SUD: circa ore equivalenti Impianti CCGT, Dual fuel, cicli produttivi con stabilimenti, abilitati e non ai servizi di dispacciamento Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 21

22 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Incremento transiti in direzione Sud Nord CNORD NORD -87 % (-91%) +56 % (+115%) Flussi di energia (MWh) Var.* % 2012 vs 2011 (2012 vs 2010) L ingresso di nuova generazione nel Mezzogiorno produce un consistente aumento dei flussi di energia in direzione Sud Nord e il progressivo spostamento della sezione neutra verso le regioni centro-settentrionali. CSUD SIC +6 % (+6%) SUD +58 % (+91 %) Tale fenomeno è confermato nel breve termine e accentuato negli scenari previsionali di medio periodo, in cui si evidenzia anche un consistente aumento dei transiti in potenza sulle principali sezioni critiche da Sud verso Nord e l urgenza di provvedere al potenziamento della capacità di trasporto * periodo Gennaio Ottobre 2012 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 22

23 Principali evidenze dei mercati e scambi con l estero aumenta il differenziale di prezzo tra Italia ed estero; la zona di mercato Sud si conferma quella più competitiva; il prezzo zonale della Sicilia si conferma molto più elevato del PUN; approvvigionamento servizi di rete (regolazione tensioni e riserva) su MSD nelle zone Centro-Sud e Sicilia ancora elevati in proporzione al fabbisogno minore affidabilità della capacità produttiva di base all estero (politiche di phase out nucleare Germania e Svizzera) e conseguente maggiore variabilità scambi energia alla frontiera Nord esigenza integrazione mercati (market coupling energia e servizi) con opportunità allocazione risorse da capacità produttiva nazionale Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 23

24 Principali evidenze Mercato dell Energia Confronto PUN anni e borse estere 2012 Andamento mensile del PUN 95,00 90,00 89,04 85,00 80,00 79,85 75,00 75,31 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 72,72 69,96 77, ,64 82,20 76,77 I valori del PUN mensile registrati per l anno 2012 sono generalmente superiori rispetto a quelli del 2011 e del 2010 nonostante la strutturale riduzione della domanda, principalmente a causa dell aumento del prezzo del GAS. 45,00 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Andamento mensile IPEX, PNX e PHELIX anno 2012 PNX-2012 PHELIX-2012 IPEX ,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 Permaneildeltadiprezzotrail mercato italiano ed i principali mercati esteri che regista un sensibile aumento passando dai circa 20 /MWh del 2011 ai circa 30 /MWh del 2012 su media mensile. 30,00 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 24

25 Principali evidenze Mercato dell Energia Luglio 2011-Giugno 2012 vs periodo precedente Luglio 2011 Giugno 2012 ( /MWh) Confronto prezzo zonale/pun (%) vs. periodo precedente Prezzi zonali in /MWh Sezione critica << < PUN > >> Lug11-Giu12 Lug10-Giu11-3% 75,4 76,2 77,2 PUN Nord CNord CSud -3% -2% -1% -2% -2% ,9 72,9 Sud -6% -6% 30% Sicilia 22% Sardegna* 13% 11% Fonte dati: GME 94,5 * Prezzo zonale Sardegna sostanzialmente allineato al PUN negli ultimi mesi del Prezzo zonale Sardegna +29% rispetto al PUN nel periodo Luglio 2009 Giugno 2010 con SAPEI non completato (I polo in servizio da dicembre 2009). Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 25

26 Principali evidenze Mercato dell Energia Sicilia - Programma Eolico(*) medio e prezzo zonale MGP 28/11/2012 vs restanti giorni di Novembre 2012 Variazione media +175% Variazione media -52% (*) Eolico rilevante Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 26

27 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Principali vincoli di esercizio nel MSD Oneri MSD su consumi per zona di mercato, MSD ex ante Confronto PdS precedenti Lug 2011 Giu 2012, MSD ex ante Oneri (Mln ) Movimentazioni energia (TWh) % % = 328 TWh 100% = 790 Mln Sicilia 7% Sardegna 5% 22% Sud 8% Centro Sud 16% 10% 950 Centro Nord 11% 13% 25,3 24,2 25, % 15,6 10,1 Nord 53% 7% 18% Lug07-Giu08 Lug08-Giu09 Lug09-Giu10* Lug10-Giu11 Lug11-Giu12 Fabbisogno [%] MSD ex-ante [%] *Dal 1^ Gennaio 2010 in vigore del. AEEG 213/09 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 27

28 Principali evidenze Import Scambi frontiera Nord [MW] Nel 2012 si nota una maggiore variabilità dell import rispetto al passato, con una deviazione standard di circa il 20% maggiore rispetto al 2011 e Media giornaliera Media mobile valori giornalieri NTC massima frontiera Nord (2012 h piene invernali) Valori di NTC [MW] frontiera Nord Tabella n.1 INVERNO ESTATE PERIODO Periodo 1 7h-23h Periodo 2 23h-7h Periodo 1 7h-23h Periodo 2 23h-7h Da lunedì a sabato* domenica Tabella n.2 Bank holidays Low consumpt.days 0h-7h PERIODO 0h-24h 23h-24h 7h-23h *con l eccezione dei periodi indicati in tabella 2 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 28

29 Scenario evolutivo PdS 2013 Capacità Produttiva Si conferma la crescita di capacità produttiva da FER in particolare al Sud e Isole maggiori (V Conto energia e Decreto Altre Fer) Anche se con trend di crescita PV leggermente più contenuto rispetto alle previsioni PdS 2012 (grid parity possibile dal 2015 per impianti in regime di autoconsumo) non prevista crescita significativa capacità termoelettrica convenzionale (sottoutilizzo impianti nuovi e decommissioning impianti obsoleti) Domanda elettrica Nei primi nove mesi del 2012 riduzione della domanda del 2,3% rispetto valori del corrispondente periodo dell anno precedente Evoluzione della domanda con trend significativamente più contenuti nel medio periodo per il protrarsi dello scenario macroeconomico sfavorevole Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 29

30 Costruzione di scenari di lungo periodo - Vision 2030 Entso-e indica quattro scenari estremi (o Vision) da creare per capire quale potrebbe essere l evoluzione del sistema elettrico da oggi al 2030 L approccio è funzionale a definire uno scenario probabile al 2030 entro questi scenari limite In particolare, le Vision 1 e 3 (più conservative) sono costruite con approccio bottomup a partire dai dati oggi a disposizione dei TSO PV:12,7 GW W:6,8 GW D:334 TWh PV:41 GW W:22 GW D:460 TWh La Vision 1, chiamata «Slow Progress», è caratterizzata da bassa cooperazione tra gli stati ed uno scenario economico che non permette di continuare a sostenere lo sviluppo di rinnovabili oltre gli obiettivi 2020 PV:25 GW W:13 GW D:368 TWh La Vision 3, chiamata «Green Transition» è caratterizzata da bassa cooperazione tra gli stati ed uno scenario economico che permette di essere in linea al 2030 con il raggiungimento degli obiettivi al 2050 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 30

31 Impianti FRNP- Vision 2030 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 31

32 Scenari Energie Rinnovabili Ipotesi scenario fotovoltaico Andamento degli incentivi su indicazioni del V Conto Energia differenziato per classe di impianto (considerate fasce di potenza per gli impianti fotovoltaici): - 3 fasce per P 200 kw e 3 fasce per P >= kw Crescita del fotovoltaico da fine incentivi (2014) fino al 2022 in grid parity, rispettando per l anno 2020 gli obiettivi del SEN Dalla differenza tra i possibili guadagni dell impianto e la minima remunerazione attesa, si ottiene un indicazione delle classi di potenza più vantaggiose (<200 kw in regime di autoconsumo) Distribuzione regionale basata sulla capacità installata per classi di potenza Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 32

33 Scenari Energie Rinnovabili Ipotesi scenario fotovoltaico: stima dei trend di crescita dell installato Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 33

34 Scenari Energie Rinnovabili Ipotesi scenario eolico capacità soggetta a incentivo su indicazioni del Decreto FER 6 Luglio 2012 differenziata per impianti off shore e on shore la distribuzione territoriale previsionale degli impianti on shore tiene conto degli impianti installati e degli impianti autorizzati sulla rete di distribuzione e di trasmissione Per gli impianti ad asta e a registro, il decreto prevede dei contingenti massimi di potenza fino al 2015, con dei tempi massimi di costruzione fissati Contingenti di Potenza [MW] Eolico on shore (Asta) Eolico off shore (Asta) Eolico on shore (Registro) Eolico off shore (Registro) E stato ipotizzato un ritardo temporale da quando l impianto vince l asta a quando entra effettivamente in servizio proporzionalmente ai tempi massimi di realizzazione Tempo massimo di costruzione [mesi] Registri Aste Eolico on shore Eolico off shore crescita nel lungo termine solo nell ipotesi di proseguimento degli incentivi Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 34

35 Scenari Energie Rinnovabili Ipotesi scenario eolico: stima dei trend di crescita dell installato Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 35

36 Scenari Energie Rinnovabili Installato Attuale Breve-Medio Termine * dati Gaudì Ottobre 2012 ** dati Atlasole Ottobre 2012 Nel lungo termine si potrebbe raggiungere circa: MW di installato Fotovoltaico MW di installato Eolico Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 36

37 Sviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica Potenza da nuove centrali termoelettriche dal 2002 al 2012 (MW) 4, MW (circa 38% al Nord) (circa 43% al Sud ) Ulteriori 3300 MW di impianti CCGT autorizzati con cantiere non avviato (Campania, Calabria, Veneto, Lombardia) 700 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 37

38 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% Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 38

39 Scenario evolutivo della domanda (Mid Term e Long Term) TWh +1,9% CAGR +0,6% Previsioni della domanda in potenza ,2% Anno Scenario di sviluppo Potenza MW 2018 ipotesi bassa/alta 60/62 GW 2022 ipotesi bassa/alta 66/70 GW -0,3% +1,0% CAGR % Scenario base Al fine di valutare gli impatti sul sistema elettrico della produzione da fonti rinnovabili è utilizzato anche lo scenario base in quanto consente di evidenziare meglio i possibili rischi di sovraccarico sulle linee interessate dal trasporto delle potenze eccedenti il carico locale Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 39

40 Scenario evolutivo della domanda (Mid Term e Long Term) Previsione della domanda di energia elettrica per aree geografiche e settori ITALIA Scenario di sviluppo Scenario di sviluppo ,6 346,0 380,0 CAGR % ITALIA CAGR ,6 346,0 380,0 1.2% Isole Sud Centro 33,9 34,6 57,8 61,7 60,6 62,7 37,5 69,5 68,8 0,9% 1,7% 1,2% Agricoltura Perdite Domestico Terziario 6,0 5,9 19,3 20,8 70,1 70,8 97,7 112,4 6,1 19,4 76,8 134,3 0,2% -0,6% 0,8% 2,9% Nord 1,0% 182,3 187,1 204,2 Industria ,5 143,4 0,2% La zona Sud presenta il tasso di crescita maggiore (+1,7%) Il Centro ha una crescita in linea con il target nazionale (1,2%) Con una crescita di poco inferiore a quella media nazionale figurano le Aree del Nord Italia (+1,0%) e le Regioni insulari +0,9% I tassi di crescita maggiore dei consumi sono previsti nel settore terziario (+2,9%) ed in quello domestico (+0,8%) Il settore industriale, benchè il più rilevante sotto l aspetto dei consumi, prevede trend di crescita dei consumi ridotto pari a +0,2% Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 40

41 1. Avanzamento Piano di Sviluppo Struttura PdS Scenario evolutivo Piano di Sviluppo Descrizione delle priorità di intervento 5. Ipotesi di nuove esigenze di sviluppo 6. Investimenti e risultati attesi Piano di Sviluppo 2013 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 41

42 Descrizione delle priorità di intervento Criteri (rif. Concessione) Priorità Obiettivi e benefici Interventi di sviluppo volti a incrementare la Capacità di interconnessione (Net Transfer Capacity - NTC) sulle frontiere elettriche con l Estero Interventi di sviluppo volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato ed i poli di produzione limitata Interventi di sviluppo volti a ridurre le congestioni intrazonali Interventi volti a ridurre le congestioni per l utilizzo di impianti da fonti rinnovabili Interventi per la qualità, la continuità e la sicurezza del servizio Riduzione dei costi di approvvigionamento dell energia elettrica Maggiore competitività del mercato elettrico pieno sfruttamento della capacità produttiva più efficiente Riduzione delle quantità di energia movimentata su MSD per limitazioni in corrente e tensione Integrazione della produzione da FRNP, risoluzione criticità dalle congestioni di rete, fornire capacità di regolazione primaria, approvvigionare riserva e fornire risorse di bilanciamento per il sistema elettrico Riduzione rischi energia non fornita, miglioramento dei profili di tensione nei nodi, riduzione perdite Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 42

43 "" "" Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale Esigenze di sviluppo previste e criticità Sezioni critiche per cong. rete AAT Principali interventi di sviluppo ALBERTVILLE VILLARODIN "" VENAUS PIOSSASCO "" LEYNI RONCOVALGRANDE "" MUSIGNANO " ENTRACQUE ( BULCIAGO PIANCAMUNO GORLAGO MERCALLO FLERO NAVE OSPIATE LONATO TURBIGO CASSANO TRINO C.LE TAVAZZANO S.ROCCO MANTOVA ( CAORSO CHIVAS.TER PIACENZA CASANOVA VOGHERA ST PARMA VIGH. MAGLIANO LAVORGO VADO TERMICA SOAZZA VIGNOLE B. SPEZIA C.LE ROBBIA ROSIGNANO "" EDOLO S.FIORANO ROSEN "" RUBIERA S.DAMASO MARGINONE SANDRIGO SERMIDE VENEZIA N. DOLO DUGALE( CAMIN OSTIGLIA BARGI C.LE TAVARNUZZE CORDIGNANO COLUNGA CALENZANO FERRARA NORD POGGIO A CAIANO UDINE OVEST ( DIVACA TORVISCOSA MONFALCONE ADRIA SUD PORTO TOLLE ( PORTO CORSINI RAVENNA CANALA ENIPOWER RAVENNA FORLI VIA ORAZIANA S.MARTINO IN XX PLANAIS FANO E.T. CANDIA Trasversale Veneta Trino-Lacchiarella Italia-Francia Udine -Redipuglia Dolo-Camin Colunga-Calenzano Rinforzi rete AAT razionalizzazione rete aree metropolitane In realizzazione/autorizzati In autorizzazione In progettazione / concertazione Fano - Teramo S. TERESA FIUMESANTO CODRONGIANOS ROSELECTRA PIOMBINO TERMICA SUVERETO PIAN DELLA SPERANZA MONTALTO C.LE AURELIA TORREVAL.NORD S.LUCIA TORREVAL. SUD ROMA O. ROMA S. VILLAVALLE ROMA N. LATINA NUCL. ROMA E. S.GIACOMO VALMONTONE ROSARA SF6 TERAMO 380 CEPRANO380 GARIGLIANO ST S.MARIA CAPUA V. PATRIA VILLANOVA PRESENZANO SPARANISE GISSI SET TEVEROLA ENERGIA M. TERMOLI LARINO FOGGIA BENEVENTO 2 CANDELA MONTECORVINO ANDRIA BARI O BRINDISI NORD MATERA BRINDISI BRINDISI S. BRINDISI SUD CE TARANTO N2 GALATINA SA.CO.I. 3 Italia-Montenegro Foggia-Gissi-Villanova Foggia-Benevento Deliceto-Bisaccia ALTOMONTE LAINO ROSSANO TE ARACHTHOS(GRECIA) Rinforzi Nord Calabria SARLUX SELARGIUS ASSEMINI CAGLIARI SUD FEROLETO MAGISANO SCANDALE SIMERI CRICHI Montecorvino - Avellino Feroleto - Maida Import Sviluppo Rinnovabili CORRIOLO PATERNO MELILLI CHIARAMONTE GULFI SORGENTE MISTERBIANCO ISAB ENERGY RIZZICONI Avellino - Benevento Sorgente-Rizziconi Chiar.Gulfi - Ciminna Paternò-Pantano-Priolo Assoro-Sorgente 2 Cavi Melilli Priolo Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 43

44 "" "" "" "" "" Lo Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale per le Energie Rinnovabili Napoli, 29 Novembre 2012 Esigenze flessibilità e sicurezza d esercizio Innovazione tecnologica- Smart Transmission Solutions Rendere la RTN più flessibile e capace di adeguarsi al rapido mutare degli scenari di sistema Phase Shifting Transformers (PST) per la gestione dei flussi di energia su linee in corrente alternata Compensatori sincroni per il miglioramento della stabilità e della sicurezza di esercizio del sistema Condensatori e Reattori per la corretta gestione dei profili di tensione e dei flussi di potenza reattiva sulla rete e conseguente riduzione oneri MSD Cond. alta capacità e Dynamic Thermal Rating (DTR) per massimizzare la capacità di trasporto delle linee esistenti in funzione della temperatura di esercizio Sperimentazione sist. accumulo diffuso per massimizzare lo sfruttamento delle risorse da FER e migliorare la regolazione del sistema AAT/AT Logiche smart per migliore previsione controllo generazione distribuita TURBIGO BOVISIO PIOSSASCO ALBERTVILLE VILLARODIN CASANOVA "" VENAUS PIOSSASCO LEYNI RONCOVALGRANDE ENTRACQUE ( BULCIAGO PIANCAMUNO GORLAGO MERCALLO FLERO NAVE OSPIATE LONATO TURBIGO CASSANO TRINO C.LE TAVAZZANO S.ROCCO MANTOVA ( CAORSO CHIVAS.TER PIACENZA CASANOVA VOGHERA ST PARMA VIGH. MAGLIANO VIGNOLE LAVORGO VADO TERMICA CEDEGOLO SOAZZA MUSIGNANO VIGNOLE B. SPEZIA C.LE MARGINONE CASELLINA PALAU S. TERESA FIUMESANTO CODRONGIANOS CODRONGIANOS SULCIS SARLUX CAGLIARI SUD GROSOTTO/STAZZONA SELARGIUS ASSEMINI ROBBIA ROSIGNANO ROSELECTRA PIOMBINO TERMICA "" EDOLO S.FIORANO COLUNGA ROSEN RUBIERA S.DAMASO MARGINONE OLBIA SANDRIGO SERMIDE VENEZIA N. DOLO DUGALE( CAMIN OSTIGLIA BARGI C.LE TAVARNUZZE CORDIGNANO COLUNGA CALENZANO FERRARA NORD POGGIO A CAIANO PIAN DELLA SPERANZA SUVERETO CAPPUCCINI MONTALTO C.LE AURELIA TORREVAL.NORD S.LUCIA TORREVAL. SUD MONTALTO AURELIA UDINE OVEST ( DIVACA TORVISCOSA MONFALCONE VICENZA ADRIA SUD PORTO TOLLE ( ROMA O. PORTO CORSINI RAVENNA CANALA ENIPOWER RAVENNA FORLI VIA ORAZIANA ROMA S. S.MARTINO IN XX VILLAVALLE LATINA NUCL. PLANAIS TREVISO ROMA N. FANO E.T. ROMA E. UDINE O & PLANAIS FORLÌ CANDIA MACERATA S.GIACOMO VALMONTONE ROSARA SF6 TERAMO 380 CEPRANO380 GARIGLIANO ST S.MARIA CAPUA V. BELLOLAMPO CATTOLICA ERACLEA PATRIA PATRIA TERAMO "" VILLANOVA PRESENZANO SPARANISE GISSI VILLANOVA LARINO SET TEVEROLA CASTELLUCCIA BENEVENTO 2 PATERNO CHIARAMONTE GULFI ENERGIA M. TERMOLI FOGGIA CANDELA MONTECORVINO ALTOMONTE FEROLETO CORRIOLO MELILLI SORGENTE MISTERBIANCO ISAB ENERGY PST CONDENSATORI REATTORI COMP. SINCRONI Sperim. DTR e sist. di accumulo FOGGIA ANDRIA LAINO FEROLETO BRINDISI NORD MATERA BRINDISI BRINDISI S. BRINDISI SUD CE TARANTO N2 RIZZICONI ROSSANO TE BARI O MAGISANO SCANDALE SIMERI CRICHI SCILLA VILLAFRANCA GALATINA AR AC HTH OS(GR EC IA) Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 44

45 Tempistiche degli interventi prioritari Principali opere di sviluppo autorizzate Nome Opera Elettrodotto 380 kv Foggia Benevento (1) SE 380 kv Foggia Installazione di un sistema di PST(1) Elettrodotto 380 kv Feroleto - Maida Elettrodotto 380 kv Sorgente - Rizziconi, (tratti aerei) SE Scilla e SE Villafranca Elettrodotto in Cavo marino "Scilla - Villafranca" Elettrodotto 380 kv Trino - Lacchiarella Elettrodotto 380 kv Fusina - Dolo - Camin Cavo a 380 KV tra le SE Priolo G. e Melilli e opere connesse(2) Tipologia opera Anno inserimento PdS Opera Fase concertazione Avvio istanza Decreto autorizzazione VIA CdS decisoria * Linea Aerea / Intesa Regione Campania: 2010; Puglia:2011 Decreto autorizzativo e avvio realizzazione opera Stato avanzamento opera Previsione completamento opera principale(3) 2011 Realizzazione in corso 2014 Stazione NA Completata 2012 Linea Aerea / In corso progettazione esecutiva 2013 In corso di completamento attività in SE di Scilla (fondazioni e montaggio blindato e ATR); Linea Aerea in corso sistemazione sito SE Villafranca; / in corso produzione di pali 2015 tubolari; in corso attività necessarie per risoluzione interferenze Sicilia:2008; In corso attività di posa e Linea in Cavo NA Calabria: 2009 protezione della prima terna di cavi marini Linea Aerea / Linea Aerea e linea in Cavo / Completati i lavori nelle SE di Trino e Lacchiarella in corso realizzazione fondazioni sostegni *Conferenza di servizi (1) Nel PdS 2007 nell intervento Foggia-Benevento è stata inserita l istallazione del PST nella SE di Foggia come soluzione nel breve medio periodo (2) Nel PdS 2006 nell intervento Paternò Pantano Priolo e riassetto rete 150 kv nell area di Catania e Siracusa è stato inserito il collegamento Priolo-Melilli (3) Stime provvisorie, data riferita al raggiungimento del beneficio elettrico Linea in Cavo / NA In corso apertura dei cantieri Progettazione esecutiva del collegamento in cavo e SE Priolo in corso; Cantiere in corso SE Melilli in stato avanzato; Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 45

46 Tempistiche degli interventi prioritari Principali opere di sviluppo autorizzate Nome Opera Tipologia opera Anno inserimento PdS Fase concertazione Avvio istanza autorizzazione opera Decreto VIA CdS decisoria * Intesa Regione Decreto autorizzativo e avvio realizzazione opera Stato avanzamento opera Previsione completamento opera principale(3) Nuova S.E. a 380/150 kv di "Aliano" e raccordi dellelettrodotto a 380 kv Stazione "Laino - Matera" e della / NA Completata 2012 rete 150 kv alla nuova stazione (1) SE 380 kv Villanova Installazione di un Stazione sistema di Phase Shifting / NA Completata 2012 nella Stazione AT(2) linea aerea in 2004/ d.t. in c.a. HVDC GrandIle Piossasco HVDC in cavo / NA Realizzazione in corso per le nuove sezioni 380/220/132 kv in GIS della stazione di Piossasco 2019 HVDC Italia-Montenegro HVDC in cavo / NA Completate le gare forniture cavi 2017 *Conferenza di servizi (1) Opera inserita nel Riassetto rete Nord Calabria (2) Nel PdS 2007 nell intervento Foggia-Villanova è stata inserita l istallazione del PST nella SE di Villanova come soluzione nel breve medio periodo (3) Stime provvisorie, data riferita al raggiungimento del beneficio elettrico Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 46

47 Tempistiche degli interventi prioritari Principali opere in autorizzazione* Nome Opera Tipologia Opera Anno inserimento in PdS Intervento Fase concertativa Avvio autorizzazione Decreto VIA Conferenza dei servizi Elettrodotto 380 kv "Udine Ovest - Redipulgia" Linea aerea / Elettrodotto 380 kv Calenzano - In esame S.Benedetto del Querceto - Linea aerea / VIA Colunga Elettrodotto 380 kv Villanova- Gissi Linea aerea / Elettrodotto Gissi-Larino-Foggia Linea aerea / El. 380 kv Laino - Altomonte ; 2011 (VIA In Linea aerea / raz. rete AT area Castrovillari Regionale) convocazione Elettrodotto 380 kv Avellino Nord In esame Linea aerea / Montecorvino VIA Elettrodotto 380 kv Deliceto Bisaccia Elettrodotto 380 kv Paternò - Pantano - Priolo e opere connesse Elettrodotto 380 kv Chiaramonte Gulfi - Ciminna Linee aeree / Linea aerea / Linea aerea / In esame VIA In esame VIA In esame VIA Intesa Decreto Regione autorizzativo In corso di finalizzazione In corso di finalizzazione * dati aggiornati a dicembre 2012 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 47

48 1. Avanzamento Piano di Sviluppo Struttura PdS Scenario evolutivo Piano di Sviluppo Descrizione delle priorità di intervento 5. Ipotesi di nuove esigenze di sviluppo 6. Risultati attesi Piano di Sviluppo 2013 Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 48

49 Esigenze di sviluppo PdS 2013 Massimizzazione Import Rimozione vincoli alla capacità di trasporto delle linee esistenti dell area Nord Incremento magliatura rete AAT e AT per integrazione fonti rinnovabili Ottimizzazione assetti di rete AAT previsionali Sicilia Rinforzi magliatura rete AT al Sud Miglioramento sicurezza e qualità locale Rimozione vincoli e incremento magliatura porzioni di rete AT Nord e Centro Adeguamento della capacità di trasformazione Installazione apparati di regolazione tensione Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 49

50 Ipotesi esigenze PdS 2013 Rimozione limitazioni portate elettrodotti 132 kv Ciserano- Dalmine CP, Cesano B. CP- Corsico CP, Cedrate- Casorate e inserimento reattanza 220 kv in SE Ospiate Potenziamento direttrice 132 kv Asti Nord - Incisa Rimozione limitazioni direttrice 132 kv Tarvisio Tolmezzo Somplago/Ampezzo Rimozione limitazioni portate elettrodotti 132 kv Cessalto- Caorle e Dugale-Chiampo provvisorio Rimozione limitazioni portata elettrodotti 380 kv esistenti Potenziamento trasformazioni 220/132 kv in SE Avenza Riassetto rete Area Sud Est di Roma Riassetto rete Area Livorno Riassetto rete 150 kv area Brindisi Sud Elettrodotto Sorgente 2 - Villafranca e nuova SE S.Cono Nuovo ATR 220/132 kv in SE Partinico Reattore 220 kv in SE Melilli SE S.M.Capua Vetere e rimoz. limitazioni 220 kv Nocera - S.Valentino e Nocera - Salerno Totale nuovi investimenti: ~170Mn *(IPmedio:~3,2) Riduzione congestioni per import Sicurezza / Qualità Integrazione FER * Al netto investimenti già previsti nei piani precedenti Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 50

51 Principali interventi area Nord-Ovest Interventi di rimozione limitazioni di portata elettrodotti 380 kv Motivazioni: Massimizzare import da Francia in correlazione con la realizzazione della nuova linea di interconnessione HVDC Piossasco- Grand Ile Trino - Rondissone Obiettivi: Ridurre le congestioni rete Incrementare NTC di circa 200 MW Migliorare margini sicurezza esercizio Lacchiarella Chignolo Descrizione: È prevista la rimozione delle limitazioni sugli elettrodotti 380 kv Lacchiarella Chignolo, Vado Vignole, Rondissone- Trino Trino - Lacchiarella Voghera La Casella Tempistiche: Esigenza: entro 2018/2019 Capex*:45Mn IP*:6,2 Vado - Vignole Vignole La Spezia * STIMA PROVVISORIA Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 51

52 Principali interventi area Centro-Nord Riassetto rete area di Livorno Motivazioni: Sopperire alla dismissione della centrale Enel Produzione di Livorno prevista per l anno 2013 Obiettivi: Migliorare margini sicurezza di esercizio e qualità del servizio locale Descrizione: (Fase 1) installazione ATR 380/220 kv a Marginone per alimentare, con linea 220 kv Marginone- Livorno M. e TR 220/132 kv di Li. Marzocco, la rete 132 kv afferente alla SE Livorno Marzocco. (Fase 2) Realizzazione nuova stazione di trasformazione 220/132 kv, a cui raccordare le linee 220 kv Li. Marzocco Marginone e 132 kv Visignano Li. Marzocco, con riassetto delle linee 132 kv afferenti a esistente stazione Livorno Marzocco (da dismettere). In aggiunta potenziamento linea 132 kv 132 kv Guasticce- Cascina Tempistiche: Fase1:2014 Fase 2: da def.(temp. autorizz.) Livorno P.I. Li Marzocco Li Lodolo Azimut Benet Enipower Sez.to LIVORNO La Rosa Livorno Est Pisa P.ta a Mare Guasticce Nuova SE AAT/AT Rosignano Lucca Ronco Acciaiolo Visignano Cascina Capex*:25Mn IP*:3,5 La Spezia Ponsacco Marginone Ecoacciai S. Romano Pontedera * STIMA PROVVISORIA Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 52

53 Principali interventi area Sud Elettrodotto 380 kv Sorgente 2 Villafranca Motivazioni: Incrementare magliatura rete 380 kv Sicilia per integrazione sistema siculo con rete e mercato nazionale e favorire il pieno sfruttamento delle FER Obiettivi: Rimozione congestioni rete primaria Sicilia Migliorare margini sicurezza e affidabilità esercizio SCILL A Descrizione: Realizzazione nuovi collegamenti a 380 kv tra le stazioni elettriche di Villafranca, Sorgente e Sorgente 2 (ME) razionalizzazione rete esistente 380/220/150 kv Capex*:60Mn IP*:1,4 CARACOLI PATTI ASSORO PATERNO FURNARI MISTERBIANCO CASTIGLIONE CASTROREALE MILAZZO FS Demolizione tratto esistente Sorgente Rizziconi 15 km DUFERDOFIN PACE DEL MELA SORGENTE Razionalizzazione rete 380/220/150 kv esistente X ZPS VILLAFRANCA FS X Nuovo tratto a 380 kv 30 km ROCCALUMERA 2 VILLAFRANCA ROCCALUMERA 2 VILLAFRANCA S. COSIMO MESSINA NORD PARADISO S. CECILIA CONTESSE FS CONTESS E SRG SRG SR2 MESSINA RIVIERA VLL VLL PRD N.B. SCROCIO: distanza di sicurezza per cui non si consideri lo scatto simultaneo * STIMA PROVVISORIA Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 53

54 Risultati attesi PdS 2013 Benefici Elettrici dati provvisori Riduzione vincoli produzione da rinnovabili Sorgente Rizziconi e 380 kv in Sicilia, SACOI 3, Foggia - Benevento, raddoppio Adriatica, rinforzi rete AT Mezzogiorno 5 GW di potenza liberata da FER Riduzione congestioni Interventi di sviluppo medio e lungo termine per incremento capacità di trasporto tra zone di mercato e intrazonali riduzione congestioni 5 9 GW Incremento capacità di import Frontiera Nord e Balcani incremento NTC fino a 5 GW Riduzione CO 2 Riduzioni perdite, incremento della produzione termoelettrica efficiente e di quella rinnovabili Riduzione emissioni CO 2 per circa 11 mln ton/year Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 54

55 BACK-UP Dettaglio stato avanzamento Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 55

56 Principali interventi ultimati nel corso del 2012 (1) Intervento Razionalizzazione rete 220 e 132 kv provincia di Torino (fase III) Nuova S/E 220 kv Pellerina, El. 220 kv Stura - TO Centro, Elettrodotti cavo 220 kv Pellerina Levanna, Pellerina To. Ovest, Pellerina Martinetto Razionalizzazione 220 kv città di Milano Elettrodotto in cavo 220 kv Baggio - Ric. Ovest Stazione 220 kv Sud Milano Elettrodotto 132 kv Peschiera - Vaiano Valle - Snam S.Donato M.se Razionalizzazione 220 kv Valcamonica Trasformazione in cavo interrato elettrodotto 132 kv Temù Cogolo C.P. Interramento linea 220 kv Taio - Cedegolo nel tratto Temù Passo del Tonale Raz. 220 kv Alta Valtellina fase A2 El. cavo interrato 132 kv C.P. Villa di Tirano - C.S. Villa di Tirano Stazzona Stazione 220 kv Cardano Installazione ATR 220/132 kv da 250 MVA 7 Stazione 132 kv Massa Lombarda 8 9 El. 380 kv S.Barbara Tavarnuz. Casellina S/E Fontelupo: realizzazione stazione transizione aereo/cavo Elettrodotto 380 kv Fano Teramo S/E 380 kv Candia: secondo sistema sbarre 132 kv e inst. III ATR 380/132 kv 10 Razionalizzazione 220 kv S. Giacomo Elettrodotto 380 kv Foggia Villanova Installazione PST S/E 380 kv Villanova El.150 kv Popoli Alanno Rimoz. limit.elettrodotto 150 kv Bolognano Bussi Stazione 380 kv Carpi Fossoli El. 132 kv dt Carpi Sud-Carpi Fossoli Riassetto Area Metropolitana di Roma El. 220 kv in cavo S.E. Roma Nord CP Tiburtina e CP Tiburtina CP P. Dante Lavori da completare entro il 31/12/2012 Benefici per rinnovabili Principali opere per interconnessione e rinforzi di rete 380 kv Divisione Public Affairs Direzione Regolatorio, Commerciale e Pianificazione Rete 56