Lo sviluppo delle rinnovabili sulla Rete di Trasmissione ... · garantisce l’accesso alla RTN in...

Lo sviluppo delle rinnovabili sulla Rete di Trasmissione Nazionale

Chiara Vergine – Terna Rete Italia

Trento, 21 Dicembre 2012

� Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale

� Evoluzione del parco di produzione nazionale

� Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige


� Conclusione

SVR/Connessioni RTN

� 1o operatore indipendente in Europa e 6o nel mondo

� 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

La Rete elettrica di Trasmissione Nazionale

Il sistema elettrico nazionale


� Oltre 63.600 km di terne in altissima ed alta tensione

1.330 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 Francie (4), Svizzera (10+2), Austria (1), Slovenia (2), Grecia (1), Corsica (2)

� 332 TWh la domanda di energia nel 2011 (+0,6% vs 2010)

� 56.474 MW il picco massimo del 2011 (13 Luglio 2011)

SVR/Connessioni RTN3

TERNA Rete Elettrica Nazionale S.p.A. è la società responsabile (pubblico concessionario) in Italia dellatrasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione, e opera nelrispetto dei principi di trasparenza, neutralità e non discriminazione (ai sensi dell’art. 9 della Convenzioneannessa al Decreto Ministeriale 20 aprile 2005 e s.m.i.).

Nell’esercizio della rete Terna ha il compito di assicurare

in ogni momento l’equilibrio tra l’energia resa disponibile

dall’interconnessione e dai produttori nazionali da un lato

e i consumi degli utenti finali dall’altro.

Servizio di Dispacciamento

Terna S.p.A.: la Società e i compiti istituzionali


e i consumi degli utenti finali dall’altro.

Predispone e realizza gli interventi di sviluppo e di

manutenzione della RTN, gestisce la RTN, senza

discriminazione di utenti o categorie di utenti, esprime

pareri in merito alla realizzazione di nuovi impianti,

garantisce l’accesso alla RTN in modo imparziale,

concorre a promuovere nell’ambito delle azioni sulla

RTN la tutela dell’ambiente.

Servizio di Trasmissione

SVR/Connessioni RTN

Approvazione PdS 2012

v

Approvazione Piano di Sviluppo

Gen-2012

Invio PdS 2012 a MSE e AEEG

Anno 2012 Anno 2013Anno 2011

Definizione PdS 2012

Invio

Gen-2012

Avvio procedura VAS al PdS

Lug-2012Parere MATTM

sul RP

Entro Dic-2012

Avvio predisposizione Rapporto Parere VAS


Consultazione AEEG(D.lgs 93/11)

22/03/2012Delibera

102/12/R/eel

30/05/20121^ sessione

Presentazione PdS 2012

18/06/20122^ sessione

Q&A

Invio Parere AEEG

al MISE

Pubblicazionesul sito AEEG

PdS 2012

Mag-2012Gen-2013

Invio PdS 2013 a MSE e AEEG

Definizione PdS 2013

Ago-2012 Osservazioni operatori

Invio Rapporto Ambientale (RA)

VAS Avvio procedura VAS al PdS 2012 – Rapporto preliminare (RP)

Avvio predisposizione Rapporto Ambientale al PdS 2012Recepimento nel RA 2012 osservazioni VAS al PdS 2011

Parere VAS MATTM MIBAC

SVR/Connessioni RTN

Le richieste di connessione di impianti elettrici riguardanti utenze corrispondenti a clienti finali

che prelevano energia elettrica dalle reti e impianti di produzione di energia elettrica con una

potenza di connessione uguale o superiore a 10.000 kW, devono essere presentate a Terna.

Terna ha l’obbligo di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale.

Quadro di riferimento


Terna ha l’obbligo di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale.

Il processo delle Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale è regolamentato dall’AEEG

con apposite Deliberazioni che Terna è tenuta a recepire nel Codice di Rete.

SVR/Connessioni RTN

Il quadro legislativo / regolatorio di riferimento comprende:

D.Lsg. 387/03del 29 dicembre 2003D.Lsg. 387/03del 29 dicembre 2003

Promuove un maggior contributo delle fonti energeticherinnovabili alla produzione di elettricità relativo al mercatoitaliano e comunitario.Favorisce lo sviluppo di impianti di microgenerazioneelettrica da fonti rinnovabili.

• Stabilisce l’autorizzazione unica per gliimpianti di produzione e le opere connessee infrastrutture indispensabili;

• Definisce l’acquisizione in ambito CdS delparere tecnico a cura Terna sul progettodegli impianti per la connessioneappartenenti alla RTN.

Delib. ARG/elt 281/05del 19 dicembre 2005Delib. ARG/elt 281/05del 19 dicembre 2005

Vengono stabilite le condizioni di carattere procedurale edeconomico per l’erogazione del servizio di connessionealle reti elettriche .

• Descrive in modo dettagliato tutti gli aspettidella procedura di connessione alla RTNdalla richiesta di connessione alla stesuradel contratto di connessione

• Descrive le relative condizioni economichedella procedura di connessione

Delib . ARG/elt 99/08 –Delib . ARG/elt 99/08 –Vengono stabilite le condizioni procedurali ed economicheper l’erogazione alle imprese distributrici del servizio di • Introduce novità rispetto all’iter procedurale

Quadro di riferimento


Del. 4 Agosto 2010 -ARG/elt 125/10 Del. 4 Agosto 2010 -ARG/elt 125/10

Delib . ARG/elt 99/08 –TICA del 23 luglio 2008Delib . ARG/elt 99/08 –TICA del 23 luglio 2008

per l’erogazione alle imprese distributrici del servizio diconnessione alle reti con obbligo di connessione di terzi.

• Introduce novità rispetto all’iter proceduraleed economico sancito dalla del. 281/05

• Istituzione di strumenti finalizzati alsuperamento del fenomeno dellaprenotazione virtuale di capacità di retenelle aree critiche

Del.14 Ottobre 2010 - ARG/elt 173/10 Del.14 Ottobre 2010 - ARG/elt 173/10

Del. 22 Dicembre 2011 - ARG/elt 187/11Del. 22 Dicembre 2011 - ARG/elt 187/11

Del. 28 Maggio 2012

- ARG/elt 226/12

Del. 28 Maggio 2012

- ARG/elt 226/12

Del. 26 Luglio 2012

- ARG/elt 328/12

Del. 26 Luglio 2012

- ARG/elt 328/12

SVR/Connessioni RTN

Numeri: Richieste di connessione per anno e curva

cumulativa

2116

2636

33353485

3129


Sono inclusi impianti di produzione, utenti passivi, merchant lines, impianti di distribuzione, etc.

239393

770

1142

790

1065

568

269

250

482

980

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 gen-nov 2012

Richieste di connessione per anno [n] Totale richieste valide [n]

SVR/Connessioni RTN

EOLICO SOLARE

Richieste di connessione valide sulla RTN [MW]

23512

22

264

717

342

35

569

44

598

201

605

38026

20

15

60


543

8.962

7.537

9.484

954

5.013

32.916

4.087

8.973

569

Eolico

P.totale: 80.674 MW

N.richieste: 1.565

85

1.084

195

392

1.086313

678

1.847

9.204

15

Fotovoltaico

P.totale: 14.639 MW

N.richieste: 573

7.054

SVR/Connessioni RTN





� Conclusione

SVR/Connessioni RTN

Evoluzione scenario di generazioneSviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica

• Potenza da nuove centrali

termoelettriche dal 2002 al 2011 (MW)

+ 21.760 MW(circa 38% al Nord)

(circa 43% al Sud )

Ante 2011

760

2.940

2.460

4.520

• Ore equivalenti di utilizzazione degli

impianti a gas naturale (hh)

5.100 5.000

4.500

3.8003.500

3.100

-40%


Potenza da nuove centrali autorizzate e

non avviate per oltre 4.000 MW

Ante 2011

2.700

800

750

700

3.200

1.300

150

540

190

750

Nel 2011

2006 2007 2008 2009 2010 2011*

SVR/Connessioni RTN

Potenza eolica e fotovoltaica installata* (GW)

Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico

12,7

15,9

9,3

19,5

23,3

+85%rispetto target PAN

FV 2020

1,0

1,2

1,9

1,4

0,5

1,7

0,5

1,0

2,4

1,5

1,7

1,7

2,9

3,8

Sardegna

Lombardia

Campania

Sicilia

Puglia


(*) Dati provvisori a Ottobre 2012 Gaudì (WIND) – Atl asole (PV)

1,6 1,9 2,7 3,54,9 5,8 6,8 7,4

0,10,4

1,1

3,5

8,6

1,6 1,92,8

3,9

6,0

9,3

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Target PAN 2020

FV +260%

0,8

1,0

0,2

6,1

0,3

1,4

1,5

7,0

1,3

1,4

1,7

Altre regioni

Calabria

Veneto

Emilia Rom.

SVR/Connessioni RTN

Andamento della domanda

Provvisorio Gen-Set 2012

-7,4%-7,4%

-5,4%-5,4%+2,3%+2,3%

Variazione Fabbisogno% 2012 vs 2011-1,8%-1,8%

-3,1%-3,1%

Nei primi nove mesi del 2012 la richiesta dienergia elettrica è diminuita del 2,3% rispetto alcorrispondente periodo dell’anno precedente.A livello territoriale, la variazione della domandaè risultata ovunque negativa, ad eccezionedell’area Lombardia con +2,3%


-3,1%-3,1%

-0,2%-0,2%

-4,0%-4,0%

-6,1%-6,1%

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

SVR/Connessioni RTN

Impatto produzione da FER 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)


• 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 coupling per energia e servizi di rete

Soluzioni messe in campo da Terna • Sviluppo RTN (rinforzi infrastrutturali e smart transmission solutions)

(Tot. oltre 2,5 Mld € nei prossimi 5 anni)

SVR/Connessioni RTN

SE 380/150 kV

Area con surplus di potenzainstallata rispetto al carico ealla capacità di trasportodella rete

Congestioni locali sulla rete AT

Background

Problemi da rincodurre alla mancata e/o tardivaapplicazione dell’Autorizzazione Unica (impianti diproduzione ed opere di rete connesse), previstadall’art.12 del D.Lgs. 387/03.


SE 380/150 kV 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

Localizzazione Regionale MPE 2011

SVR/Connessioni RTN

� Collegare alla RTN in modo efficace gli impianti FER in aree ad elevata densità diiniziative 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

Stazioni di raccolta per la produzione da Fonti Rinnovabili

Nuova stazione380 / 150 kV

Congestioni rete AT


Linea 380 kV

Linea 150 kV

Linea 150 kV

Layout elettromeccanico stazione 380/150 kVArea di produzione: oltre 200 MW

SVR/Connessioni RTN





� Conclusione

SVR/Connessioni RTN

Coordinamento tra gestori di rete

•Terna ha l’obbligo di connessione alla rete di impianti con potenza uguale osuperiore ai 10MW.

•Modalità di coordinamento tra gestori di rete nel caso in cui la connessione vengaeffettuata alla rete gestita dal gestore a cui è presentata la richiesta di connessione,comportando interventi su reti gestite da altri gestori.


•Modalità di coordinamento tra gestori di rete nel caso in cui la connessione vengaeffettuata alla rete gestita dal gestore a cui è presentata la richiesta di connessione,comportando interventi su reti gestite da altri gestori

SVR/Connessioni RTN

Richieste di connessione valide in Trentino Alto Adige

BZ

BOLZANO

Tipo impianto N°richieste MW

Biomasse 2 25

Eolico 1 35

Idroelettrico 6 152

Consumo 1 175

Cabine Primarie 12 458


TN

Cabine Primarie 12 458

TRENTO

Tipo impianto N°richieste MW

Idroelettrico 1 1.435

Termoelettrico 1 70

Rete 220 kV dimensionata per trasportare la produzione idroelettrica localeRete 132 kV dimensionato per soddisfare il carico locale

SVR/Connessioni RTN

Impatto sulle reti di distribuzione e di subtrasmissione

Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia

2.500

3.000

3.500

4.000

Dati annuali – 2011 vs. 2010

Alta tensione


1* Dati provvisori 2011 – fonte ENEL Distribuzione – dati pubblicati dal 29/02/2012 (rif. TICA art.4)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Totale sezioni AT/MT Italia

Inversione >1% ( >87 ore/anno)

Inversione >5% ( >438 ore/anno)

2010 2011

325(9%)

543*(17%) 252

(7%)

358*(11%)

150 kV

20 kV

Media tensione

SVR/Connessioni RTN

• La rete di distribuzione non è stata progettata per raccogliere energia della GD (energia‘dal basso verso l’alto’: BT � MT � AT)

• Questa condizione può verificarsi per poche ore dell’anno:� fino a quando la GD è poca, e il carico prevale, tutto funziona come prima

• Quando la GD supera il carico, si ha la cosiddetta inversione di flusso:

� a livello di trasformazione AT/MT (CP) � problemi per SPI

� a livello di singola linea MT � problemi per SPI e profilo di tensione

Perché la GD complica la

gestione delle reti elettriche?

X


• La GD altera l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico di trasmissione �

non è garantito il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime della

frequenza nella rete AAT e AT

AT MTBT

X

SVR/Connessioni RTN

Saturazione di rete: dati TICA e Enel Distribuzione• In Italia ci sono aree critiche, dove

l’accesso alla rete è difficile.

• In bordeaux sono indicate le aree percui Pimm – Pcmin > 0,9*Pn;

• In arancione sono indicate le areeper cui Pimm > Pcmin;

• In giallo sono indicate le aree per cui


• In giallo sono indicate le aree per cuiPimm > 0,5*Pcmin;

• In bianco sono indicate le aree noncritiche.

� Pcmin: potenza di carico dell’area nel quarto d’ora in corrispondenza del picco minimoregionale

� Pn: somma delle potenze di tutti i trasformatori AT/MT delle CP cui l’area è sottesa

� Pimm: somma delle potenze in immissione richieste (preventivi inviati ai richiedenti)

SVR/Connessioni RTN





� Conclusione

SVR/Connessioni RTN23

L’unica soluzione possibile…

…il passaggio alle smart grid

• Le modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione non sono quindi

adeguate: serve una RIVOLUZIONE CONCETTUALE

• Smart grid � strutture e procedure operative innovative in grado di:

� mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema;


� migliorare la gestione della GD e il controllo del carico;

� promuovere l’efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento degli utenti finali

nel mercato elettrico.

SVR/Connessioni RTN

…attraverso un percorso a livello europeo e nazionale

1. L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale

(codice europeo, ENTSO-E) � dimensione internazionale

2. L'evoluzione delle reti di distribuzione a livello continentale

(Technical Specification, CENELEC) � dimensione internazionale


3. L'evoluzione delle regole di connessione a livello nazionale

� Allegato A.70 e A.72 di TERNA � dimensione nazionale;

� nuova CEI 0-21 e CEI 0-16 � dimensione nazionale

SVR/Connessioni RTN

L'evoluzione delle regole a livello continentale:

Grid Code ENTSO-E

voluto dalla Commissione Europea

• Le iniziative nazionali hanno sinora prevalso rispetto a quelle a livello EU:� la Germania ha per prima introdotto un nuovo codice di rete per impianti in MT e AT

(BDEW 2008), seguito da linee guida per la BT (VDE-AR-N 4105);� l’Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21);� la Spagna ha esteso anche al FV i requisiti di supporto alla rete adottati per le

installazioni eoliche (P.O. 12.3);� altri paesi seguiranno a breve lo stesso percorso...


26

• Intanto, ENTSO-E il 13 Luglio ha sottoposto ad ACER unnuovo codice di rete europeo (RFG) “Requisiti per laconnessione alla dei generatori”

• ACER, pur avendone riconosciuto l’importanza (sicurezzadel sistema, mercato interno dell’energia e cross-border), il14 Ottobre lo ha bloccato richiedendo maggiori

approfondimenti(requisiti non esaustivi, ad es. LVFRT, reg. V, etc.)

SVR/Connessioni RTN

L'evoluzione delle regole in Italia:

il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia)

REQUISITI SMART !!!


SVR/Connessioni RTN

Allegato A.17

“ Sistemi di

Allegato A.68

“Impianti di produzione

Allegato A.70

“Regolazione

Allegato A.72

“Procedura per la Riduzione

della

Trento, 21 Dicembre 2012L'evoluzione delle regole in Italia:

le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011)

“ Sistemi di controllo e protezione

centrali eoliche”

produzione fotovoltaica.

Requisiti minimi per la

connessione e l’esercizio in parallelo con

la rete AT”

“Regolazione tecnica dei requisiti di

sistema della generazione distribuita”

della Generazione Distribuita in condizione di

emergenza del Sistema elettrico

Nazionale (RIGEDI)”

SVR/Connessioni RTN


le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011)

Due nuovi Allegati al Codice di Rete sono dedicati alla GD:

• Allegato A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel – 8 Marzo 2012);

� estende alcune prescrizioni previste per gli impianti connessi in AT anche alla GD

(fotovoltaico ed eolico) connessa alle reti MT e BT;

� nuovo SPI con soglie larghe e sistema di discriminazione tra eventi di sistema ed eventi

locali (relè a sblocco voltmetrico);

prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kW)


� prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kW)

• Allegato A.72 (approvato da AEEG, Del. 344/2012/R/eel – 2 Agosto 2012);

� disconnessione , per motivi di sicurezza del SEN, della GD (fotovoltaico ed eolico MT,

P>50 kW, solo immissione) su comando del TSO

� DG_TEL: GDR connessa con linee dedicate il cui distacco è attuabile da remoto dal

DSO, su richiesta di Terna, in < 30 min;

� DG_PRO: il distacco è attuabile dal Titolare su richiesta…

� …qualche novità nella CEI 0-16:2013…

SVR/Connessioni RTN

• Le Regole Tecniche di Connessione MT e BT (CEI 0-16 & CEI 0-21) sono in corso di

revisione (su mandato AEEG) per includere le prestazioni richieste dall’A.70, dall’A.72 e dal

IV e V Conto Energia.

• La CEI 0-16:2013 (ora in inchiesta pubblica) prevede funzioni innovative basate anche su

comunicazione tra DSO e GD:


le azioni intraprese dal CEI (durante il 2012)


� SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto;

� regolazione di tensione attraverso unità di GD, basata su logica locale o comando del

DSO (logica centralizzata, set-point di Q);

� regolazione frequenza/potenza LFSM-O;

� LVRT & OVRT;

� limitazione della GD su comando del TSO/DSO con un modem GSM/GPRS che apre il

DDI (applicazione A.72 in tempo reale!)

SVR/Connessioni RTN

Le modalità di applicazione dell'A.70:

la Delibera 84/2012/R/eel

(Fonte: www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_delibera_84_2012/)

Casi Tensione della retePeriodo di entrata in

esercizio dell’impianto connesso alla rete*

Prescrizioni da rispettare

a) MTDal 01/04/2012 al

30/06/2012Impianto conforme all’Allegato A.70 (solo

par. 5 e 8)

b) MTDal 01/07/2012 al

31/12/2012Impianto conforme all’Allegato A.70

(interamente)

c) MT Dopo il 31/12/2012Impianto conforme all’Allegato A.70

(interamente) e certificato ai sensi della norma CEI 0-16 modificata


norma CEI 0-16 modificata

d) BTDal 01/04/2012 al

30/06/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 (par. 5 come derogato dall’art. 4.1.d della delibera 84/2012/R/EEL – taratura della protezione

di frequenza 49-51 Hz)

e) BTDal 01/07/2012 al

31/12/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 (interamente ad eccezione del par. 7.2.1) e

norma CEI 0-21 modificata (interamente ad eccezione del par. 8.5.1)

f) BT Dopo il 31/12/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 e certificato ai sensi della norma CEI 0-21

modificata (entrambi applicati interamente)

g)MT (con potenza

nominale > 50 kW)Entro il 31/3/2012

Impianto da adeguare all’Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) entro il 31.03.2013

SVR/Connessioni RTN

Sviluppo delle infrastrutture per le FER – cambio di

paradigma

� Rete Zonale

� Libero allaccio senza obblighi

� Hub Europeo

� Contributo delle FER alla

sicurezza

� Partecipazione attiva al Mercato e

OGGI OBIETTIVO


� Immissione libera

� Distribuzione con rete passiva

� Partecipazione attiva al Mercato e

Servizi

� Dispacciamento coordinato

della produzione embedded

SVR/Connessioni RTN

Lo sviluppo delle Rinnovabili sulla Rete di Trasmis sione

Nazionale

GRAZIE PER L’ATTENZIONEGRAZIE PER L’ATTENZIONE


Maurizio [email protected]

Chiara [email protected]

Lo sviluppo delle rinnovabili sulla Rete di Trasmissione ... · garantisce l’accesso alla RTN in...

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