L influenza delle rinnovabili sul dispacciamento dell energia elettrica

L influenza delle rinnovabili sul dispacciamento dell energia elettrica Le azioni adottate da Terna Ant oni o Pascucci Udine, 7 maggio 2013 1

Agenda TERNA e le FER Lo Stato della Rete Impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Focus regione Friuli Venezia Giulia 2

Terna S.p.A.: la Società e i compiti istituzionali TERNA Rete Elettrica Nazionale S.p.A. è la società responsabile (pubblico concessionario) in Italia della trasmissione e del dispacciamento dell energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione, e opera nel rispetto dei principi di trasparenza, neutralità e non discriminazione (ai sensi dell art. 9 della Convenzione annessa al Decreto Ministeriale 20 aprile 2005). Gestisce i flussi di energia elettrica, i relativi dispositivi di interconnessione e i servizi ausiliari necessari, in termini di programmazione dell esercizio e controllo in tempo reale Servizio di Dispacciamento Nel l eser ci zi o del l a r et e Ter na ha il compi t o di assi cur ar e in ogni moment o l equi l i br i o t r a l ener gi a r esa di sponi bi l e dal l i nt er connessi one e dai pr odut t or i nazi onal i da un l at o e i consumi degl i ut ent i f i nal i dal l al t r o. E responsabile della programmazione, sviluppo e manutenzione della RTN, garantendo sicurezza, affidabilità, efficienza, continuità e minor costo del servizio elettrico e degli approvvigionamenti, nel rispetto dell ambiente e del territorio Servizio di Trasmissione Pr edi spone e r eal i zza gl i i nt er vent i di svi l uppo e di manut enzi one del l a RTN, gest i sce la RTN, senza di scr i mi nazi one di ut ent i o cat egor i e di ut ent i, espr i me par er i in mer i t o al l a r eal i zzazi one di nuovi i mpi ant i, gar ant i sce l accesso al l a RTN in modo i mpar zi al e, concor r e a pr omuover e nel l ambi t o del l e azi oni sul l a RTN la t ut el a del l ambi ent e. 3

Il sistema elettrico nazionale La Rete elettrica di Trasmissione Nazionale Principale proprietario della Rete di Trasmissione Nazionale di energia elettrica Terna è responsabile della pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete così come del servizio di trasmissione e dispacciamento Oltre 63.600 km di terne in altissima ed alta tensione 1.340 km cavi terrestri, 1.350 km cavi sottomarini, 11.810 km a 380 kv Oltre 450 di stazioni di trasformazione e smistamento Capacità di trasformazione 127 GVA N.22 linee di interconnessione con Francia (4), Svizzera (10+2), Austria (1), Slovenia (2), Grecia (1), Corsica (2) 325,3 TWh la richiesta di energia in Italia nel 2012 (-2,8% vs 2011) 54.113 MW il picco massimo del 2012 (10 Luglio alle ore 12:00-4,2% vs 2011) 1 o operatore indipendente in Europa e 6 o nel mondo 4

Forte incremento capacità FRNP i nst al l at a/aut ori zzat a Pot enza eol i ca e f ot ovol t ai ca i nst al l at a (GW) 24,6 Puglia 1,4 2,2 3,6 + 93% rispetto target PAN FV 2020 19,6 16,6 Sicilia Campania Sardegna 1,7 0,9 2,6 1,1 0,4 1,5 1,00,4 1,4 Eolico installato Italia [GW] Fotovoltaico installato Italia [GW] 4,0 2,8 0,4 1,6 1,9 0,1 1,6 1,9 2,7 3,5 9,3 6,0 3,5 1,1 4,9 5,8 12,7 6,9 8,0 8,6 Target PAN FV2020 Lombardia Emilia Rom. Veneto Calabria Toscana 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 0,8 0,2 1,0 0,5 0,5 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Altre regioni 0,9 4,9 5,9 I nver si one f l ussi su sezi oni AT/MT cabi ne pr i mar i e di di st r i buzi one Pr obl emi di r egol azi one del l a t ensi one: t ensi oni al t e nel l e or e vuot e, i n par t i col ar e nel Cent r o Sud e nel Sud Congest i oni l ocal i su r et e AT Sud ed I sol e Congest i oni su r et e AAT (S CS) Pr obl emi r egol azi one e bi l anci ament o si st ema el et t r i co 5

Agenda TERNA e le FER Lo Stato della Rete Impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Focus regione Friuli Venezia Giulia 6

EVOLUZIONE DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE NEL 2012 Principali trend CAPACITA PRODUTTIVA Forte incremento capacità produttiva da fonte rinnovabile installata/autorizzata nel Centro, Sud e Isole Target PAN 2020 (8,6 GW) già ampiamente superato per PV nel 2012 Decreto n. 28 del 3 Marzo 2011 IV conto energia Stabilisce gli incentivi sul fotovoltaico per il periodo 2011-2016 Nuovo target FV 23 GW DOMANDA ELETTRI CA Flessione della domanda rispetto al 2011 (-2,8%), a livelli complessivi del 2004/2005 Variazione del profilo della domanda a seguito della produzione distribuita in MT/BT Si conferma il differenziale di prezzo IPEX rispetto ai mercati europei FENOMENI/CRITICITA DI ESERCIZIO DEL SISTEMA ELETTRICO Inversione della potenza scambiata sulle Cabine Primarie di distribuzione Rischio disconnessione contemporanea produzione distribuita su MT/BT Modifica profilo di carico giornaliero per FV Ulteriore riduzione ore di utilizzazione CCGT in particolare al Sud Incremento essenzialità per servizi di rete in particolare al Sud e Isole Necessità modifiche regolazione rete periodi estivi di basso carico (riduzione estero, uso pompaggi di giorno, maggiore flessibilità impianti) 7

Integrazione delle FRNP nel mercato = azioni di convergenza CAPACITA di INTEGRAZIONE della PRODUZIONE I NTEGRAZI ONE nel MERCATO SVILUPPO della RETE LETTRICA MODALITA di GESTIONE del SISTEMA ELETTRICO (Dispacciamento) 8

Il caso della regione Marche: fabbisogno per la rete AT nel giorno di Pasquetta degli anni 2010 e 2012 9

00.00 00.30 01.00 01.30 02.00 02.30 03.00 03.30 04.00 04.30 05.00 05.30 06.00 06.30 07.00 07.30 08.00 08.30 09.00 09.30 10.00 10.30 11.00 11.30 12.00 12.30 13.00 13.30 14.00 14.30 15.00 15.30 16.00 16.30 17.00 17.30 18.00 18.30 19.00 19.30 20.00 20.30 21.00 21.30 22.00 22.30 23.00 23.30 Il caso della regione Toscana: fabbisogno per la rete AT nel giorno di Pasquetta degli anni 2010 e 2012 1800 1600 Pr oduzi one Fot ovol t ai ca 4 apr i l e 2010 9 apr i l e 2012 1400 MW 1200 1000 800 600 Energi a gi orno Pasquet t a: 2010 29.885 MWh 2012 26.980 MWh di f f erenza 2.905 MWh 400 200 0-200 10

Fotovoltaico installato in Europa nel 2011 11

Ri chi est e di connessi one val i de sul l a RTN [MW] 35 717 12 22 235 44 EOLI CO 201 26 598 380 60 SOLARE 4.087 342 569 954 264 543 5.013 9.484 8.962 32.916 678 605 15 1.086 20 85 392 313 1.084 7.054 9.204 7.537 195 Eolico P.totale: 80.674 MW N.richieste: 1.565 8.973 Fotovoltaico P.totale: 14.639 MW N.richieste: 573 1.847 12

Potenza installata a fine 2012 Proiezione medio termine - 2017 Sviluppo della capacità produttiva da fonte rinnovabile (MW) 3 15 14 1.36 8 987 0 47 73 1.79 7 587 21 87 3 1.66 6 404 638 1 1.51 7 2 51 0 1 411 1.06 8 396 968 607 231 367 150 1.21 3 1.93 0 577 366 336 2.49 1 20 1.77 5 0 50 100 1.26 0 2.45 0 715 30 5 120 565 2.15 0 1 850 2.02 0 2 55 0 535 25 1.27 0 545 1.23 0 760 320 585 185 1.91 0 3.12 0 530 425 710 3.03 0 Eolico 8.041 [MW] 1.74 9 1.12 3 968 380 5 25 Eolico 11.745 [MW] 2.22 5 1.38 0 1.48 5 480 Fotovoltaico 16.572 [MW] Fotovoltaico 21.200 [MW] 13

Infrastrutture di rete per la produzione da FRNP Principali interventi finalizzati alla maggior produzione da FER sulla rete 380 kv Udi ne / Redi pugl i a Raddoppio dorsale adriatica HVDC Sardegna - Corsica Italia (SA.CO.I. 3) 380/150 Tuscania 380/150 kv Larino (ampliamento) 380/150 kv Rotello 380/150 kv S.Severo (ampliamento) 380/150 kv Foggia (ampliamento) 380/150 kv Spinazzola 380/150 kv P. del Colle (ampliamento) Nel l ungo t er mi ne (2022) si pot r ebbe r aggi unger e ci r ca: 27.000 MW di i nst al l at o Fot ovol t ai co 14.000 MW di i nst al l at o Eol i co St i ma ener gi a pr odot t a da FER al 2020 ci r ca 120-130 TWh/anno 380 kv Foggia-Benevento II 380 kv Deliceto-Bisaccia 380 kv tra Calabria-Basilicata-Campania Partinico-Fulgatore 380/150 kv M. sulla Marcellana 380/150 kv Feroleto (ampliamento) Anello 380 kv Sicilia Laino-Altomonte 380/150 kv Aliano 380 kv Sorgente-Rizziconi 380/150 kv Sorgente 2 380/150 kv Mineo Trasv. Calabra 380/150 kv Brindisi S. (ampliamento) 380/150 kv Galatina (ampliamento) 380/150 kv Castellaneta 380/150 kv Scandale (ampliamento) 380/150 kv Belcastro 14

Evoluzione scenario di generazione Sviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica Potenza da nuove centrali termoelettriche dal 2002 al 2011 (MW) Ore equivalenti di utilizzazione degli impianti a gas naturale (hh) 4.520 5.100 5.000-40% 2.940 2.460 760 + 21.760 MW (circa 38% al Nord) (circa 43% al Sud ) 4.500 3.800 3.500 3.100 150 540 190 800 Ante 2011 Nel 2011 750 750 2.700 2006 2007 2008 2009 2010 2011 1.300 3.200 700 Potenza da nuove centrali autorizzate e non avviate per 4.085 MW 15

Fonti rinnovabili Consistenza Fotovoltaico (GW) Fot ovol t ai co Font e GSE 16

CONSISTENZA PARCO di GENERAZIONE FOTOVOLTAICA 359 17 1.749 396 Tagl i a i mpi ant i f ot ovol t ai ci 1.340 72 1.557 1.434 611 953 398 1.035 573 149 528 517 327 2.049 350 1.071 17

IMPIANTO FOTOVOLTAICO DI SUVERETO IMPIANTO FOTOVOLTAICO IN BT 18

IMPIANTO FOTOVOLTAICO FLORIM Ceramiche S.p.A. Fiorano Modenese IMPIANTO FOTOVOLTAICO Mugello Circuit S.p.A. Scarperia 19

CONSISTENZA PARCO DI GENERAZIONE EOLICA Potenza installata: oltre 8.000 MW Principalmente concentrati nel Centro, Sud e nelle Isole Circa il 92% é connesso alla rete 150/132kV 20

IMPIANTO EOLICO DI CARPINACCIO 21

FONTI RINNOVABILI Energia oraria immessa Eol i co Font e: Si st ema LUNA Not a: Dat i pr el i mi nar i di eser ci zi o, r i f er i t i a i mpi ant i eol i ci connessi al l a RTN. Mancat a produzi one eol i ca (MPE): 158 GWh (-44% vs 2011) Fot ovol t ai co Font e: Si st ema BI LAN2 NOTA: Dat i pr el i mi nar i di eser ci zi o, r i f er i t i al l ener gi a i mmessa in r et e (ovver o ener gi a pr odot t a al net t o del l aut oconsumo) 22 mese mese Eimmessa 2011 (TWh) Eimmessa 2011 (TWh) Eimmessa 2012 (TWh) Eimmessa 2012 (TWh) yoy yoy Pmax 2011 (MW) Pmax 2011 (MW) Pmax 2012 (MW) gen 0,5 1,3 130% 2.194 4.395 feb 0,8 1,1 41% 3.003 4.036 mar 1,0 1,1 12% 3.166 4.059 apr 0,8 1,3 59% 2.933 4.273 mag 0,7 1,0 37% 3.142 4.202 giu 0,6 0,7 11% 2.666 3.230 lug 0,7 0,8 16% 3.404 3.100 ago 0,5 0,6 33% 3.237 3.465 set 0,6 0,8 44% 3.554 3.289 ott 0,9 0,9 0% 3.707 4.329 nov 0,6 1,2 89% 2.640 5.057 dic 1,5 1,7 20% 4.212 4.566 Totale 9,2 12,5 36% 4.212 5.057 Pmax 2012 (MW) gen 0,1 0,7 579% 1.097 6.477 feb 0,2 0,9 374% 1.549 7.885 mar 0,5 1,5 231% 2.659 8.209 apr 0,6 1,4 115% 3.196 8.787 mag 0,9 1,8 96% 4.509 8.866 giu 1,0 1,8 75% 5.310 8.129 lug 1,2 1,9 55% 5.641 8.846 ago 1,3 1,9 47% 6.048 9.704 set 1,2 1,4 25% 6.324 8.953 ott 1,0 1,2 21% 6.530 8.088 nov 0,6 0,7 16% 5.597 7.936 dic 0,5 0,6 24% 5.376 7.128 Totale 9,1 15,9 73% 6.530 9.704

FONTI RINNOVABILI Copertura Fabbisogno da Fonti rinnovabili Anno 2012 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 10,5% 6,9% 5,6% 17,4% 7,1% 15,4% 14,3% 4,2% 4,4% 5,1% 2,6% 2,5% 5,56% 4,36% Torino Milano Venezia Firenze Roma Napoli Palermo Cagliari ITALIA Fotovoltaico Eolico 9,92% f abbi sogno I t al i a (29,9 TWh) NOTA. Fabbisogno perimetro mercato : è decur t at o del l ener gi a dest i nat a ai pompaggi ; non compr ende l ener gi a pr odot t a dagl i aut opr odut t or i e da quest i aut o consumat a (sol ar e i ncl uso); compr ende l a st i ma del l ener gi a i mmessa dal l a gener azi one di f f usa sul l e r et e a t ensi one mi nor e (MT e BT) e l a st i ma del l e per di t e convenzi onal i sul l a r et e AAT-AT 23

Fabbisogno nazionale 8 marzo 2012 24

Fabbisogno nazionale 10 luglio 2012 25

Fabbisogno nazionale 15 agosto 2012 26

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Impatto sul mercato dell energia delle fonti rinnovabili Regole di mercato In base alle attuali regole del mercato dell energia la generazione distribuita ha priorità di dispacciamento. IL MERCATO ITALIANO é basato sul principio/regola del clearing price : vale a dire l ultima offerta accettata determina il prezzo per tutti. Influenza delle FER L ammontare delle offerte ha impatto su: 1. I prezzi 2. La quantità della riserva operativa da approvvigionare Terna valuta la quantità di r i ser va oper at i va da appr ovvi gi onar e E di cr uci al e i mpor t anza ef f et t uar e st i me af f i dabi l i del l a pr oduzi one pr evi st a da FER 28

Impatto sul sistema elettrico delle FRNP Effetti produzione non programmabile su dispacciamento Immissione in rete di elevati quantitativi di produzione FRNP in ore vuote ha conseguenze su: Congestioni rete AT ed AAT: necessari assetti radiali di rete per limitazione congestioni, con ripercussioni sull esercizio in sicurezza Riserva: riduzione della capacità in grado di fornire riserva primaria e riduzione dei margini per bilanciamento in tempo reale di generazione e carico Sistemi di difesa: capillarità della generazione distribuita non conforme ai requisiti di sistema, richiede la revisione dei piani di difesa Profilo di carico giornaliero (rampe): spread sostenuti tra minimo carico diurno e massimo carico serale ulteriormente aggravati da minor generazione flessibile in rete per fronteggiare rampe di presa di carico Per sfruttare FRNP necessario ripensare gestione sistema elettrico 29

CODICE DI RETE TRASMISSIONE DISPACCIAMENTO, SVILUPPO E SICUREZZA DELLA RETE Allegato A.17 Sistemi di controllo e protezione centrali eoliche Allegato A.68 Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti minimi per la connessione e l esercizio in parallelo con la rete AT Allegato A.70 Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita Allegato A.72 Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizione di emergenza del Sistema elettrico Nazionale (RIGEDI) 30

Fonti rinnovabili Programma di retrofitting Aggregati P da adeguare [MW] P adeguata [MW] P adeguata/ptot Continente 15.496 8.557 55 % Sardegna 359 254 71 % Sicilia 785 663 85 % Totale 16.640 9.474 57 % NOTA. Dati aggiornati al 26-marzo-2013 Il termine per la corresponsione di premi per l adeguamento è scadut o i l 31-ot t -2012. Dal 1-apr -2013 l adeguament o r appr esent a un obbl i go nor mat i vo per i r est ant i i mpi ant i. 31

"" "" "" "" "" "" "" "" Esigenze flessibilità e sicurezza d esercizio I nnovazi one t ecnol ogi ca-smart Transmi ssi on Gri d Rendere la RTN più f l essi bi l e e capace di adeguarsi al rapi do mut are degl i scenari di si st ema Phase Shi f t Transf ormers (PST) per la gest i one dei f l ussi di ener gi a su l i nee i n cor r ent e al t er nat a Compensat ori si ncroni per il miglioramento della stabilità e del l a si cur ezza di eser ci zi o del si st ema Condensat ori e Reat t ori per la cor r et t a gest i one dei pr of i l i di t ensi one e dei f l ussi di pot enza r eat t i va sul l a r et e e conseguent e r i duzi one oner i MSD Si st emi di accumul o di f f uso (bat t eri e) per massi mi zzar e lo sf r ut t ament o del l e r i sor se da FER e mi gl i or ar e la r egol azi one del si st ema AAT/AT Dynami c Rat i ng, SPS PI OSSASCO TURBI GOBOVI SI O ALBERTVILLE VILLARODIN CASANOVA VENAUS PIOSSASCO LEYNI RONCOVALGRANDE ENTRACQUE SULCI S 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 VI GNOLE VADO TERMICA PALAU S. TERESA FIUMESANTO CODRONGI ANOS SARLUX CEDEGOLO LAVORGO VIGNOLE B. SPEZIA C.LE CODRONGIANOS SOAZZA MUSIGNANO MARGI NONE CASELLI NA ASSEMINI CAGLIARI SUD GROSOTTO/STAZZONA SELARGIUS ROBBIA ROSIGNANO ROSELECTRA EDOLO PIOMBINO TERMICA S.FIORANO COLUNGA ROSEN RUBIERA S.DAMASO MARGINONE OLBI A SANDRIGO VENEZIA N. DOLO DUGALE( CAMIN OSTIGLIA SERMIDE BARGI C.LE TAVARNUZZE CORDIGNANO COLUNGA CALENZANO FERRARA NORD POGGIO A CAIANO PIAN DELLA SPERANZA SUVERETO CAPPUCCI NI MONTALTO C.LE AURELIA TORREVAL.NORD S.LUCIA TORREVAL. SUD MONTALTO AURELI A ROMA O. ( DIVACA TORVISCOSA MONFALCONE ADRIA SUD PORTO TOLLE ( PORTO CORSINI VILLAVALLE LATINA NUCL. UDINE OVEST VI CENZA RAVENNA CANALA ENIPOWER RAVENNA FORLI VIA ORAZIANA ROMA S. S.MARTINO IN XX ROMA E. PLANAIS TREVI SO ROMA N. FANO E.T. BELLOLAMPO CATTOLI CA ERACLEA FORLÌ CANDIA MACERATA S.GIACOMO VALMONTONE ROSARA SF6 TERAMO 380 CEPRANO380 GARIGLIANO ST S.MARIA CAPUA V. PATRI A UDI NE O & PLANAI S PATRIA VILLANOVA PRESENZANO SPARANISE GISSI CASTELLUCCI A TERAMO SET TEVEROLA BENEVENTO 2 PATERNO CHIARAMONTE GULFI VI LLANOVA ENERGIA M. TERMOLI LARINO FOGGIA CANDELA MONTECORVINO FEROLETO CORRIOLO MELILLI SORGENTE ALTOMONTE MISTERBIANCO ISAB ENERGY FOGGI A LAINO ANDRIA FEROLETO PST CONDENSATORI REATTORI ACCUMULI COMP. SINCRONI BRINDISI NORD MATERA BRINDISI BRINDISI S. BRINDISI SUD CE TARANTO N2 RIZZICONI ROSSANO TE BARI O MAGISANO SCI LLA SCANDALE SIMERI CRICHI VI LLAFRANCA GALATINA ARACHTHOS(GRECIA) 32

Agenda TERNA e le FER Lo Stato della Rete Impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Focus regione Friuli Venezia Giulia 33

Regi one Fri ul i Venezi a Gi ul i a Bi l anci regi onal i 2011 (produzi one, consumi e scambi ) 1. Lieve aumento dei consumi rispetto al 2010 2. Importante la quota di energia elettrica prodotta da fonte termoelettrica 3. Deficit energetico interno con conseguente import Friuli Venezia Giulia: storico produzione/richiesta Produzione: Produzione al netto dei pompaggi Produzione Industria Terziario Domestico Agricoltura Altro Energia Richiesta (GWh): Friuli Venezia Giulia: bilancio energetico 2011 CONSUMI+EXPORT export regionale 3.665 GWh IMPORT+PRODUZIONE import estero 4.713 GWh 9.837 9.969 10.187 10.082 10.402 10.698 10.750 9.406 10.119 10.449 pompaggi 18 GWh perdite 418 GWh agricoltura 1% trazionefs 2% Deficit 148 GWh fotovoltaica 2,6% domestico 14% idroelettrica 19% terziario 22% Energia Richiesta 10.449 GWh Produzione Netta 9.418 GWh 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 industria 61% consumi % produzione % termoelettrica 78% 34

Il Pi ano di Svi l uppo del l a RTN I nt ervent i in Fri ul i Venezi a Gi ul i a El et t rodot t o a 380 kv Udi ne Ovest -Redi pugl i a aut ori zzat o FERR. NORD SOMPLAGO BUI A El et t rodot t o 380 kv I nt erconnessi one I t al i a- Sl oveni a In f ase di st udi o OKROGLO (SLOVENI A) Razi onal i zzazi one ret e AAT/AT Pordenone In proget t azi one PORDENONE UDI NE UDI NE OVEST SAFAU UDI NE NORD EST GORI ZI A Razi onal i zzazi one 220/132 kv Monf al cone In real i zzazi one CORDI GNANO PORDENONE DI VACCI A (SLOVENI A) REDI PUGLI A MONFALCONE SALGAREDA SALGAREDA PLANAI S CAFAFRO ENERGI A TORVI SCOSA DI VACI A (SLOVENI A) TRI ESTE PADRI CI ANO 35

Grazi e del l at t enzi one 36