La Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale e la Sfida delle Energie Rinnovabili. Lo sviluppo della RTN per l integrazione delle FER

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1 La Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale e la Sfida delle Energie Rinnovabili Lo sviluppo della RTN per l integrazione delle FER Ettore Elia Responsabile Pianificazione Rete Terna S.p.A. Giornata di Studio AEIT Firenze, 12 Aprile 2013

2 La pianificazione coordinata della Rete Europea ENTSO-E - TYNDP 2012 Terna è coinvolta a livello europeo nell ENTSO-E (associazione europea operatori del sistema di trasmissione), costituito da 42 TSO appartenenti a 34 Paesi. Il coordinamento della pianificazione delle rete europea interconnessa è garantito attraverso la partecipazione dei TSO al processo di coordinated planning, che provede la condivisione degli scenari e delle motivazioni alla base delle decisioni di investimento per lo sviluppo del sistema di trasmisssione. i principali progetti di sviluppo della rete di trasmissione europea sono contenuti nel TYNDP*, il Piano di sviluppo decennale della rete di trasmissione di ENTSO-E. Il TYNDP non è vincolante ed è aggiornato ogni due anni. * Il TYNDP 2012 è stato approvato a valle di una consultazione pubblica conclusa il 26 Aprile 2012 e durata 6 settimane 2

3 La pianificazione coordinata della Rete Europea Key Drivers per la pianificazione europea degli investimenti TYNDP 2012 Investimenti del sistema di trasmissione Europeo si basano su : o Sicurezza della fornitura (SoS) o Integrazione delle fonti rinnovabili (RES Integration) o Integrazione del Mercato dell Energia (Energy Market Integration) Il TYNDP 2012 prevede nei prossimi 10 anni la realizzazione di circa 100 Projects di rilevanza Pan- Europea, con più di km di linee da costruire o potenziare Le infrastrutture finalizzate all integrazione delle RES rappresentano circa l 80% degli investimenti Pan-Europei Il TYNDP prevede un programma di investimenti totali pari a circa 100 Mld, di cui circa il 7% in capo a Terna Renewable Energy Sources Integration km Security of Supply km Internal Energy Market km 3

4 Scenari di riferimento in ambito ENTSO-E Scenari futuri di domanda e generazione Crescita del Carico Europeo perimetro ENTSO-E nello scenario di riferimento EU2020 [GW] circa +5.5% (Winter) e 8% (summer) nel periodo Previsione Sviluppo del Parco produttivo perimetro ENTSO-E nello scenario di riferimento EU2020 [GW] +120 % renewable power nel periodo * % 90% 80% 70% 60% % 40% 30% 20% 10% July 11:00 am January 19:00 pm 0% Hydro Power Nuclear Power Renewable Energy Sources (other than hydro) Fossil Fuels *La maggiore crescita è attesa dalle fonti eolica, per un totale di installato di 210 GW nel 2020, e solare per un totale di installato di 106 GW nel I principali contributi alle fonti rinnovabili derivano dall installazione di impianti eolici off-shore nei pesi del Mare del Nord e del Mar Baltico, di impianti eolici on-shore e fotovoltaici in Germania, Francia, Italia, Spagna, Gran Bretagna, Portogallo, Norvegia, Svizzera e Svezia. Fonte Dati ENTSO-E 4

5 Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico Impatto produzione FRNP sul SEN Potenza eolica e fotovoltaica installata* (GW) 24,6 1,6 +93% rispetto target PAN FV 2020 Fotovoltaico (GW) Eolico (GW) 1,9 1,6 1,9 2,8 0,1 2,7 3,9 0,4 3,5 6 1,1 4,9 3,5 5,8 19,7 12,8 16,6 8,6 6,8 8,0 6, Target PAN ,3 prosegue crescita della generazione da fonti rinnovabili (quasi 4 GW PV e circa 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) (*) Fonte dati Terna 5

6 Scenari di riferimento Italia Sviluppo della capacità produttiva da fonte rinnovabile (MW) Installato Attuale Breve-Medio Termine Nel lungo termine (2022) si potrebbe raggiungere circa: MW di installato Fotovoltaico MW di installato Eolico Fonte dati 2012: Terna Stima energia prodotta da FER al 2020 circa TWh/anno 6

7 Scenari di riferimento Italia 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 7

8 Scenari di riferimento Italia 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% 8

9 Scenari di riferimento Italia Scenario SEN evoluzione consumi e mix produttivo (TWh, %) % 1% 7-10% Provvisorio / Gennaio % 35-38% 35-40% Altro Petrolio Import Carbone Rinnovabili Gas Consumi elettrici con un trend di crescita quasi piatto. Mix produttivo incentrato soprattutto su gas e rinnovabili, dove le rinnovabili saranno la prima componente del mix produttivo con un 35-38% atteso, al pari del gas. Rinnovabili: incidenza sui consumi finali lordi % nel settore elettrico 22% % % TWh target 2020 SEN Target raggiunti con quasi 8 anni di anticipo (circa 94 TWh prodotti nel 2012 rispetto ad un obiettivo 2020 di 100TWh). Previsti valori di produzione da fonti rinnovabili pari a circa TWh/anno, nell ipotesi di: o piena realizzazione della capacità prevista nel V Conto Energia e nel Decreto FER; o nuova capacità installata di fotovoltaico in grid-parity circa 1 GW/anno; o effetto sostituzione per le altre tecnologie rinnovabili. 9

10 Scenari di riferimento Italia Scenario SEN scambi di energia Scambi con l estero Favorire maggiori scambi per integrazione mercati con incremento competitività ed allineamento prezzi. Prioritario l incremento della capacità di interconnessione con le opere indicate nel Piano di Sviluppo di Terna 2012 (previsto incremento di capacità pari a MW, di cui MW lato Balcani e MW sulla frontiera settentrionale, a cui si aggiungono i MW legati all interconnector). Scambi tra zone di mercato In prospettiva di uno sviluppo degli scambi alle frontiere, è necessario rinforzare i collegamenti interni tra zone di mercato. 10

11 Impatto produzione da FRNP sul sistema elettrico Fenomeni/Problemi attuali Problemi di sicurezza per stabilità frequenza (in particolare nelle Isole) Inversione transiti AT/MT con congestioni di rete locali in condizioni di alta produzione Aumento transiti su sezioni critiche rete primaria (in particolare in direzione Sud Nord) Problemi regolazione e bilanciamento surplus di produzione in ore di minimo carico Ulteriori criticità nel breve-medio termine Estensione congestioni rete AT nel breve-medio periodo Problemi over-generation(nazionale / zonale Sud e Sicilia) Sensibilizzazione Energy Policy Maker Requisiti impianti gen. distribuita, migliore programmazione FRNP e servizi di rete, riforma ed estensione dei mercati con segnali di prezzo efficaci, market couplingper energia e servizi di rete Soluzioni messe in campo da Terna Sviluppo RTN (rinforzi infrastrutturali e smarttransmissionsolutions) (Tot. circa 3 Mld nell orizzonte di Piano) 11

12 Problemi di sicurezza Coordinamento dei sistemi di protezione per la generazione distribuita 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 Evento siciliano 18 Maggio 2011, rischio estesa disalimentazione utenze 12

13 Qualità della tensione sulla rete primaria Tensioni alte in condizioni di basso fabbisogno 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) 13

14 Attuali criticità nell esercizio della rete Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia Datiannuali 2012 vs. 2011, Rete di trasmissione AT (9%) 791** 543* (24%) (17%) 252 (7%) 358* (11%) 580** (18%) 150 kv 20 kv 0 Totale sezioni AT/MT Italia Inversione >1% ( >87 ore/anno) Inversione >5% ( >438 ore/anno) Rete di distribuzione MT Fonte Enel Distribuzione : * dati 2011 pubblicati dal 29/02/2012 (rif. TICA art.4); ** dati provvisori 14

15 Attuali criticità nell esercizio della rete Congestioni rete AT (150 kv) Background Problemi da rincodurre alla mancata e/o tardiva applicazione dell Autorizzazione Unica (impianti di produzione ed opere di rete connesse), prevista dall art.12 del D.Lgs. 387/03. SE 380/150 kv Area con surplus di potenza installata rispetto al carico e alla capacità di trasporto della rete Limitazione della produzione da FER rispetto della sicurezza della rete a 150 kv sovraccarico linee 150 kv in condizioni di elevata produzione da FER Proseguono interventi rinforzo per risoluzione congestioni su porzioni di rete AT critiche Sud Isole e Altro 8% 92% Localizzazione MPE Anno

16 Attuali criticità nell esercizio della rete Congestioni rete AT - Stazioni di raccolta per la produzione da Fonti Rinnovabili Collegare alla RTN in modo efficace gli impianti FER in aree ad elevata densità di iniziative utilizzando al massimo le infrastrutture esistenti, compreso 380 kv Ridurre congestioni aumentando la magliatura della rete ad AAT e AT Ridurre l impatto sul territorio dei nuovi collegamenti a 150 kv Nuova stazione 380 / 150 kv Linea 150 kv Linea 380 kv Linea 150 kv Area di produzione: oltre 200 MW Layout elettromeccanico stazione 380/150 kv 16

17 Attuali criticità nell esercizio della rete Congestioni rete AT- Dorsale critica 150 kv Benevento II 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 Potenziamento elettrodotto 150 kv Ariano - Flumeri - Vallesaccarda Potenziamento elettrodotto 150 kv Campagna Montecorvino (I step) Potenziamento elettrodotto 150 kv Castelnuovo Calabritto 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" Potenziamento elettrodotto150 kv Buccino Tanagro FOIANO MONTEFALCONE TROIA SAVIGNANO FS SAVIGNAN ACCADIA PRESENZANO O IRP. DELICETO BENEVENTO N. ARIANO IRPINO APICE FS ARIANO VALLESACCARDA BENEVENTO 2 BENEVENTO IND. BENEVENTO FS SCAMPITELLA FLUMERI LACEDONIA DURAZZA NO BISACCIA S. SOFIA AIROLA STURNO MONTESARC AVELLINO BISACCIA HIO NORD MATERA ANDRETTA PRATA P.U. FIAT PRAT.S. NOVOLEGNO GOLETO FMA UTE PRATOLA SER. S.ANGELO AVELLINO SOLOFRA FOGGIA CALITRI CASTELNUOVO N Potenziamento elettrodotto 150 kv Flumeri Lacedonia Contursi (tratti mancanti) CALABRITTO Ulteriori interventi di sviluppo previsti Potenziamento elettrodotto 150 kv Montecorvino Campagna (II o step: upgrade a 1000 A) PdS Iter autorizzativo Da sett 2011 Elettrodotto 150 kv Goleto S.Angelo Castelnuovo 2012 Aut 2011 Raccordi d.t. 150 kv Accadia Vallesaccarda alla SE 380/150 kv di Deliceto Da dic 2011 MONTECORVINO TUSCIANO CAMPAGNA LAINO CONTUR SI FS CONTURSI BUCCIN SICIGNANO O TANAGR O ROTONDA Raccordo 150 kv Accadia-Orsara-Foggia alla SE 380/150 kv di Foggia In iter dal 2001 sperimentazione sistemi di accumulo diffuso (batterie) dal 2012 Da definire 17

18 Attuali criticità nell esercizio della rete Congestioni rete AT - Dorsale critica 150 kv Benevento II Volturara- Celle S.Vito e Raccordi 150 kv di Troia SE CAMPOBASSO VOLTURARA LUCERA Interventi completati SE 380/150 kv di Troia 3 ATR 380/132 kv SE Benenvento II Ulteriori interventi di sviluppo previsti 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 sperimentazione sistemi di accumulo diffuso (batterie) e DTR PdS 2011 e prec PdS Iter autorizzativo dal e prec dal dal 2012 CERCEMAGGIORE CASTELPAGANO FOIANO COLLE SANNITA FEO MONTEFALCONE ALBERONA ROSETO GINESTRA DEGLI SCHIAVONI SAVIGNANO FS TROIA FAETO CELLE S.VITO SAVIGNANO IRP. TROIA FOGGIA TROIA CP ORSARA BOVINO ARIANO IRPINO PRESENZANO S. SOFIA BENEVENTO II BENEVENTO N. APICE FS BENEVENTO IND. BENEVENTO FS FLUMERI NUOVA SE GONGOLO VALLESACCARDA AIROLA / MONTESARCHIO AVELLINO STURNO 18

19 Attuali criticità nell esercizio della rete Congestioni rete AT - Dorsale critica 150 kv Foggia Deliceto -Andria PIETRACATELLA CASALVECCHIO PIETRAMONTECORVINO ALTOPIANO S.SEVERO S.SEVERO MONTAGNA LUCERA S.SEVERO FS FOGGIA FOGGIA RFI S.GIOVANNI ROTONDO MANFREDONIA MANFREDONIA BENEVENTO 2 TROIA BOVINO FS TROIA CP ORSARA BOVINO TROIA AGIP DELICETO FOGGIA IVECO-SOFIM AGIP DELICETO UT FOGGIA IND. ALENIA FOGGIA ASCOLI SATRIANO DELICETO CIANFURRO C.LE EDISON CANDELA PISCIOLI CARAPELLE MELFI IND. ORTANOVA STORNARA FIAT SATA CERIGNOLA RFI CERIGNOLA LAMALUNGA TRINITAPOLI CANOSA ACQUEDOTTO LOCONE BARLETTA NORD BARLETTA ANDRIA MINERVINO M. BARLETTA RFI ANDRIA CEMEN. BARLETTA CORATO PALO DEL COLLE BRINDISI SUD TRANI BISCEGLIE Interventi completati BISACCIA PdS Nuova SE 380/150 kv di Deliceto Raccordi 150 kv della linea Agip Deliceto - Ascoli Satriano alla SE 380/150 kv di Deliceto Potenziamento elettrodotto 150 kv Deliceto - Ascoli S. - Cianfurro Potenziamento elettrodotto 150 kv Foggia Lucera" Potenziamento direttrice 150 kv Lucera-Troia, Potenziamento elettrodotto 150 kv Bovino Orsara Potenziamento elettrodotto 150 kv Deliceto Orsara (tratti 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 2001 n.p. 19

20 Attuali criticità nell esercizio della rete Regolazione e bilanciamento del sistema elettrico Generation Surplus Vincoli utilizzo impianti regolazione termoelettrico Massimizzazione uso impianti di pompaggio disponibili Riduzione Import Applicazione procedura RIGEDI * Termoelettrico non dispacciabile (cicli produttivi, CIP6) * Esempio giornata di bassissimo carico Agosto 2012, analisi di adeguatezza ex ante 20

21 "" "" Lo sviluppo della RTN per far fronte alla penetrazione delle FER Firenze, 12 Aprile 2013 Sviluppo della RTN per integrazione FER Sezioni critiche per cong. rete AAT Principali interventi di sviluppo Udine -Redipuglia Rinforzi rete AAT ALBERTVILLE VILLARODIN LEYNI "" VENAUS PIOSSASCO LAVORGO SOAZZA ROBBIA EDOLO UDINE OVEST RONCOVALGRANDE "" "" MUSIGNANO " S.FIORANO CORDIGNANO PLANAIS ( 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 B. RUBIERA S.DAMASO SANDRIGO SERMIDE VENEZIA N. DOLO DUGALE( CAMIN OSTIGLIA COLUNGA ( DIVACA TORVISCOSA MONFALCONE ADRIA SUD PORTO TOLLE FERRARA NORD PORTO CORSINI ( RAVENNA CANALA ENIPOWER RAVENNA Italia-Francia Trino-Lacchiarella Dolo-Camin Colunga-Calenzano In realizzazione/autorizzati In autorizzazione "" ENTRACQUE VADO TERMICA SPEZIA C.LE MARGINONE ROSIGNANO ROSEN "" FORLI VIA ORAZIANA BARGI C.LE S.MARTINO IN XX CALENZANO POGGIO A CAIANO TAVARNUZZE FANO E.T. CANDIA ROSELECTRA PIOMBINO TERMICA SUVERETO PIAN DELLA SPERANZA ROSARA SF6 Italia-Montenegro S. TERESA FIUMESANTO CODRONGIANOS MONTALTO C.LE AURELIA TORREVAL.NORD S.LUCIA TORREVAL. SUD ROMA O. ROMA S. VILLAVALLE ROMA N. LATINA NUCL. ROMA E. S.GIACOMO VALMONTONE TERAMO 380 CEPRANO380 GARIGLIANO ST S.MARIA CAPUA V. PATRIA VILLANOVA PRESENZANO SPARANISE GISSI LARINO SET TEVEROLA ENERGIA M. TERMOLI BENEVENTO 2 FOGGIA CANDELA MONTECORVINO ANDRIA BARI O BRINDISI NORD MATERA BRINDISI BRINDISI S. BRINDISI SUD CE TARANTO N2 GALATINA Villanova-Gissi Gissi-Foggia 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 CORRIOLO SORGENTE RIZZICONI Sorgente-Rizziconi Import Chiararamonte Gulfi - Ciminna Paternò-Pantano-Priolo Sviluppo Rinnovabili PATERNO MELILLI CHIARAMONTE GULFI MISTERBIANCO ISAB ENERGY Cavi Melilli Priolo 21 21

22 Criticità previste nell orizzonte di piano Rischi Over-Generation MW Simulazione di rete deterministica market based su struttura zonale ed orizzonte annuale Scenario di medio termine h fine settimana di maggio, corrispondente a un intervallo di quattro giorni (da venerdì a lunedì) + 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 22

23 Analisi previsionale esigenze di regolazione Contromisure Over Generation Analisi rischi overgeneration su scenario di medio termine Scenario di medio termine Ipotizzati sviluppi RTN medio termine Diversi casi studio analizzati con sensitivity su scambio frontiera estera Evidenti problemi di Over Generation Incidenza ore con OG per classe (giorni festivi) [%] 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Scenario market based > 50 MW > 1000 MW > 2000 MW > 3000 MW Ricorso a diverse Contromisure Pieno utilizzo delle risorse esistenti (massimizzazione pompaggi esistenti, riduzione estero a programma fino a zero se necessario) modulazione generazione da FRNP, accoppiamento mercati per servizi di regolazione ed export, migliore previsione e controllo generazione distribuita anche con logiche smart maggiore capacità di accumulo zonale 23

24 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 24

25 Risultati attesi PdS 2013 Riduzione delle congestioni Incremento principali limiti transito zonali (MW) Sezione inter-zonale 2012 Con sviluppo Frontiera Nord Balcani Nord-Centro Nord Centro Nord-Centro Sud Sud-Centro Sud Sicilia-Sud Sud-Sicilia Sardegna- Continente/Corsica (1) Valore inferiore del profilo di attivazione del vincolo di scambio CN-CS. (2) Con il sistema di teledistacco delle centrali dei Poli di Foggia e Brindisi e delle relative risorse completamente disponibili. (3) Considerando l installazione di PST per i controllo dei flussi di potenza sulle linee 380 kv Foggia-Benevento, Deliceto-Bisaccia, Matera-Bisaccia. (4) Tale limite vale 600 MW con un gruppo da 370 MVA in servizio a S. Filippo del mela asservito al dispositivo EDA. (5) Dato in situazione diurna invernale con entrambi i poli del SAPEI (senza Sacoi) (6) Con potenziamento SACOI (in aggiunta SAPEI), tale valore potrebbe subire successive modifiche a valle di verifiche di dettaglio relative alla stabilità dinamica del sistema. 25

26 Risultati attesi PdS 2013 Valorizzazione dei benefici Dal 2013 al 2022 Terna investirà 7,9 miliardi di euro per dotare il sistema elettrico di una rete sempre più sicura, moderna e all avanguardia nel campo dell innovazione e della tecnologia: Riduzione vincoli produzione da rinnovabili Riduzione congestioni Foggia - Benevento, raddoppio Adriatica, Sorgente Rizziconi e 380 kv in Sicilia, rinforzi rete AT Mezzogiorno, SACOI 3 Interventi di sviluppo medio e lungo termine per incremento capacità di trasporto tra zone di mercato e intrazonali 5 GW di potenza liberata da FER riduzione congestioni fino a 5 9 GW Incremento capacità per scambi con l estero Frontiera Nord e Balcani incremento NTC per circa 4 GW Riduzione delle perdite di rete Diminuzione delle perdite di energia Circa 1,2 TWh all anno Riduzione CO 2 Riduzioni perdite, incremento della produzione termoelettrica efficiente e di quella rinnovabili Riduzione emissioni CO 2 per fino a circa 12 mln ton/year Benefici* per circa 1,6 Miliardi di euro all anno *Benefici attualizzati PdS