Terna la gestione del sistema elettrico nazionale

Cosenza 11/07/2013

La gestione del Sistema Elettrico Nazionale Le applicazioni Smart alla Rete di Trasmissione

Cosenza, 11/07/2013

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

Info 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

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

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

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

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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

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

La Rete elettrica di Trasmissione Nazionale

Il sistema elettrico nazionale

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Agenda

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La produzione da Fonte Rinnovabile: il cambio di paradigma

La rete intelligente Smart Grid di Terna per le Fonti Rinnovabili

Gli investimenti di Terna per le Fonti Rinnovabili

Focus investimenti progetti di accumulo

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I principali cambiamenti degli ultimi anni

Produzione non convenzionale: il boom del Rinnovabile

• Crescita 2009-2013 del Rinnovabile: 4x

• Eolico +3.1 GW

• Fotovoltaico +15.5 GW

• in anticipo rispetto all’obiettivo europeo 20-20-20

definito su base nazionale

4,9 5,8 6,9 8,01,1

3,4

12,816,6

2009 2010 2011 2012

6,09,3

19,7

24,6

Eolico Fotovoltaico

GW(Milioni di MW)

Potenza installata Rinnovabile

47 73

0

1,797

3 15

1

1,517

1,930

2,491

366 336

1,213

577

968380

1,749

1,123

367 150

231

607

51

1,068

2411

1

968

87

638

21

1,666

14

1,368

Eolico8.041 MW

Fotovoltaico16.572 MW

987587

Capacità di produzione da Rinnovabile 2012

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Il cambio di paradigma dopo il boom delle Rinnovabili

La copertura della Domanda

10%

0,2 0,6

3,2

5,6

2,02,7

2,9

4,4

2009 2010 2011 2012

2,2%3,3%

6,1%

10%

Eolico Fotovoltaico

% della Domanda

Copertura della Domanda da Rinnovabile

28%

22%20%

I recenti investimenti in produzione Rinnovabile hanno determinato:

• il progressivo aumento della copertura della Domanda da Rinnovabile

Nel 2012 il 10% della Domanda è stato coperto da eolico e fotovoltaico (dato provvisorio)

• la conseguente riduzione delle ore di funzionamento del Termico convenzionale

Numero di ore di funzionamento equivalente a Potenza massima impianti CCGT: inferiore a

3000h nel 2012 (5000h circa nel 2006)

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7

GWh = Milioni di MWh

Il cambio di paradigma dopo il boom delle Rinnovabili

I flussi di energia in rete

2004 2012

• Principali flussi da Nord a Sud (localizzazione a Nord di impianti efficienti, import da Nord)

• Principali flussi da Sud a Nord, con maggior probabilità di congestione (per localizzazione a Sud di impianti CCGT efficienti e Rinnovabili)

• Riduzione import da Nord (per avvicinamento prezzi nelle ore ad elevata offerta Rinnovabile)

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8

0

10000

20000

30000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWh

h

Il cambio di paradigma dopo il boom delle Rinnovabili La crescita delle Rinnovabili e la decrescita della Domanda aumentano la complessità di gestione del sistema

maggiore difficoltà nel mantenimento dell’equilibrio tra Domanda e Offerta (data la non programmabilità

delle Rinnovabili)

necessità di risorse di dispacciamento maggiormente flessibili per l’inseguimento di più rapide variazioni della

Domanda non coperta da Rinnovabile (ad esempio nelle ore serali)

ridotte capacità di regolazione del sistema (per riduzione della produzione da impianti convenzionali)

Complessità di gestione del sistema

Domanda – Produzione Fotovoltaica

Esempio: mer 17-apr-2013

Domanda al netto di quanto coperto da Rinnovabili

Ore serali Simultanea crescita di Domanda e decrescita Offerta rinnovabile

Domanda

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Agenda

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Azioni di Terna per una rete Smart

utilizzo di strumenti di controllo dei flussi di potenza Phase Shifting Trasformers (PST)

monitoraggio grandezze elettriche tramite Wide Area Measurement System (WAMS)

controllo valori di reattivo su nodi pilota (Reattori/Condensatori)

azioni di telecontrollo e telescatto in tempo reale di impianti di generazione

adeguamento impianti eolici ad all. A.17 CdR

per regolazione del reattivo attraverso apparecchiature (SVC, STATCOM,…)

per ottimizzazione flussi di energia reattiva sulla rete, miglioramento profili di

tensione e dinamica di rete

Dynamic rating su principali direttrici AT al Sud per migliorare gestione in

real time della capacità di trasporto

Sistemi di accumulo a regolazione diffuso

Azioni allo studio….

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PRESENZANO

ROSSANO TE

ROSELECTRA

MONFALCONETORVISCOSA

VOGHERA ST

TERAMO 380

LATINA NUCL.

CEPRANO380

VALMONTONE

ROSARA SF6

VILLAVALLE

ROMA O.

TARANTO N2

TAVARNUZZE

VILLARODIN

VIGNOLE B.

TURBIGO

PIANCAMUNO

CORDIGNANO

ISAB ENERGY

PORTO TOLLE

ALBERTVILLE

BENEVENTO 2

UDINE OVEST

SET TEVEROLA

SPEZIA C.LE

VADO TERMICA

SPARANISE

FERRARA NORD

CAGLIARI SUD

CODRONGIANOS

MONTECORVINO

VENEZIA N.

SIMERI CRICHI

BRINDISI NORD

S.GIACOMO

TORREVAL.NORD

PORTO CORSINI

MONTALTO C.LE

PATERNO

GARIGLIANO ST

RONCOVALGRANDE

BARGI C.LE

RAVENNA CANALA

BRINDISI SUD CE

BRINDISI S.

S.MARTINO IN XX

POGGIO A CAIANO

PARMA VIGH.

PIOMBINO TERMICA

ENIPOWER RAVENNA

FIUMESANTO

CHIARAMONTE GULFI

ALTOMONTE

ENERGIA M. TERMOLI

FORLI' VIA ORAZIANA

PIAN DELLA SPERANZA

S. TERESA

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S.MARIA CAPUA V.

AR

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HT

HO

S(G

RE

CIA

)

TORREVAL. SUD

NAVE

DOLO

EDOLO

ROSEN

GISSI

LAINO

LEYNI

FLERO

CAMIN

LARINO

SARLUX

VENAUS

CANDIA

BARI O

MATERA

ANDRIA

FOGGIA

PATRIA

ROBBIASOAZZA

LONATO

CAORSO

OSPIATE

DIVACA

DUGALECASSANO

CANDELA

SERMIDE

MANTOVA

LAVORGO

S.LUCIAAURELIA

COLUNGA

RUBIERA

GORLAGO

S.ROCCO

PLANAIS

OSTIGLIA

PIACENZA

MAGISANO

ASSEMINI

CORRIOLO

ROMA E.

ROMA S.

FEROLETO

SCANDALE

GALATINA

BRINDISI

S.DAMASO

SUVERETO

MAGLIANO

CASANOVA

BULCIAGO

MERCALLO

SANDRIGO

TAVAZZANO

ROSIGNANO

SELARGIUS

ENTRACQUE

S.FIORANO

VILLANOVA

FANO E.T.

ROMA N.

RIZZICONI

CALENZANOMARGINONE

PIOSSASCO

MUSIGNANO

ADRIA SUD

TRINO C.LE

CHIVAS.TER

SORGENTE

MISTERBIANCO

MELILLI'

'

FOGGIA 3600 MVA

VILLANOVA 3600 MVA

CAMPOROSSO 450 MVA

RONDISSONE 3300 MVA

PADRICIANO 370 MVA

Utilizzo di dispositivi di controllo flussi di potenza attiva Phase

Shifting Transformer (PST)

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Lim FRIT

Lim IT FR

Flussi senza PST

Flussi con PST

Sistemi PST, controllo flussi 220 kV Camporosso-Trinitè Victor

Maggiori transiti di energia sul collegamento

Migliore gestione in sicurezza della rete

Affidabilità del sistema interconnesso sulla frontiera Francese/Italiana

Analisi utilizzo PST

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Reattanze di compensazione AAT, fenomeno tensioni elevate

380

390

400

410

420

(kV

)

Tensione Forlì 380 kV dal 08/10/2009 al 30/11/2009

Limite massimo in normale esercizio

Riduzione potenza richiesta per crisi economica

Diffusione generazione distribuita

Minore economicità risorse per regolazione

Ricorso a nuove risorse per garantire regolazione

tensione

Esempio reattore Forli

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Tecnica di monitoraggio real-time di grandezze elettriche per prevenire situazioni critiche del sistema

elettrico italiano Wide Area Measurement System (WAMS)

WAM SYSTEM

CENTRAL

ELABORATION

PERFORMANCE INDEX

RISK INDEX

NETWORK ANALISYS

DOCUMENTATION

PLANNING

DEPARTMENTHISTORICAL ARCHIVES

REPORTS

REAL TIME TRENDS

ALARMS

CORRECTIVE

ACTIONS

(MANUAL)

ADAPTATIVE

CONTROL

(AUTOMATIC)

CONTROL ROOM

MANAGEMENT

PERTURBATION

PMU

LOCAL LOGGING

AND SIGNALLING

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Agenda

15





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Infrastrutture di rete per la produzione da FRNP

380/150 kV Galatina

(ampliamento)

380/150 kV Brindisi S.(ampliamento)

380/150 kV Foggia (ampliamento)

380/150 kVRotello

380/150 kV Larino

(ampliamento)

380/150 kV Castellaneta

380 kV Sorgente-Rizziconi

380 kV traCalabria-Basilicata-Campania

380 kV Foggia-Benevento II

HVDC Sardegna - Corsica – Italia

(SA.CO.I. 3)380/150 Tuscania

380 kV Deliceto-Bisaccia

380/150 kV Spinazzola

380/150 kV M. sulla Marcellana

380/150 kV Feroleto

(ampliamento) 380/150 kV Belcastro

380/150 kV Scandale

(ampliamento)

380/150 kV Aliano

380/150 kV Mineo

Trasv. Calabra

Laino-Altomonte

380/150 kV P. del Colle

(ampliamento)

380/150 kV S.Severo(ampliamento)

380/150 kV Sorgente 2Anello 380 kV Sicilia

Partinico-Fulgatore

Raddoppio dorsale adriatica

Principali interventi finalizzati alla maggior produzione da FER sulla rete

380 kV

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Potenziamento direttrici in Abruzzo e Molise

Potenziamento direttrici in Calabria

Potenziamento direttrici in Puglia e Basilicata

Potenziamento direttrici in Campania

Principali interventi finalizzati alla maggior produzione da FER sulla rete

AT

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Superamento delle limitazioni di trasporto sulle direttrici “Favara – Gela”, “Melilli – Caltanissetta”, “Ciminna – Caltanissetta” e “Caltanissetta – Sorgente”.

potenziamento della rete AT della Gallura, gli elettrodotti “Cagliari Sud – Rumianca”, “S.Teresa – Tempio – Buddusò”, “Selargius – Goni”, “Taloro – Bono – Buddusò”, “Taloro – Goni”.

Principali interventi finalizzati alla maggior produzione da FER sulla rete AT

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Agenda

19





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20

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Pot. immessa in rete

Pot. immessa in rete (Storage)

Accumulo (Storage)

Benefici dei sistemi storage nel sistema elettrico nazionale

SENZA SISTEMI STORAGE

Sistema Elettrico Nazionale

Elevata Capacità Rinnovabile installata

Limitata capacità di trasmissione per immissione in rete 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Prod. non programmabile

Pot. immessa in rete

Limite massimo di immissione in rete

Mancata produzione

CON SISTEMI STORAGE

• Massimizzazione producibilità da fonte non programmabile

• Fornitura servizi di dispacciamento su MSD

• Peak shaving • Maggiori margini di sicurezza ed

affidabilità sistema elettrico

NODO COLLETTORE

Complessità di gestione del sistema

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Progetti progetti pilota “Energy Intensive”

Denominazione Univoca impianto SANC

Comune Direttrice

FAETO SANC Faeto (FG) Campobasso - Benevento II – Volturara – Celle San Vito

GINESTRA SANC Ginestra degli Schiavoni (BN) Castelfranco in Miscano (BN)

ADDENZA SANC Alberona (FG)

SCAMPITELLA SANC Scampitella (AV) Benevento II – Montecorvino FLUMERI SANC Flumeri (AV)

ANZANO SANC S. Agata di Puglia (FG)

Faeto SANC

Flumeri SANC Ginestra SANC

Scampitella SANC

Anzano SANC

Addenza SANC

Localizzazione progetti pilota “energy intensive”

Le sei istanze relative ai progetti energy intensive presentate prevedono la realizzazione di 3 siti indipendenti (2 siti sulla direttrice “Benevento II – Montecorvino” e 1 sito sulla direttrice “Campobasso - Benevento II – Volturara – Celle San Vito”) nei quali verranno installati dapprima dispositivi con una capacità di accumulo di 40 MWh per ciascun sito e successivamente ulteriori dispositivi per la medesima capacità di accumulo su ciascuno dei medesimi siti.

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Approvazione del “Piano per il miglioramento dei Sistemi di Difesa per la Sicurezza del Sistema Elettrico nazionale” (c.d. Piano della Sicurezza) 2012-2015 comprendente l’installazione di 40 MW di sistemi di accumulo nelle isole maggiori con finalità di erogazione di servizi di rete per la sicurezza del sistema elettrico.

Tali sistemi di accumulo (c.d power intensive)

devono garantire prestazioni di assorbimento e rilascio di energia in tempi ultra-rapidi.

La delibera AEEG n. 43/13 approva l’avvio di progetti pilota per i sistemi di accumulo con caratteristiche “power intensive” con l’ammissione al trattamento incentivante di 2 progetti pilota di taglia massima di 8 MW in Sicilia (Caltanissetta) e Sardegna (Ottana). La sperimentazione avrà durata biennale e sarà relativa a 2 tecnologie differenti per sito.

Progetti Pilota “Power Intensive” per la sicurezza

SPERIMENTAZIONE SISTEMI DI ACCUMULO “POWER INTENSIVE”

Delibera AEEG n.43/13- sistemi di accumulo per la sicurezza del SEN

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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

* Benefici attualizzati PdS 2013

Risultati attesi PdS 2013

Valorizzazione dei benefici

Riduzione vincoli produzione da rinnovabili

Foggia - Benevento, raddoppio Adriatica, Sorgente – Rizziconi e 380 kV in Sicilia, rinforzi rete AT Mezzogiorno, SACOI 3

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 fino a 5 ÷ 9 GW

Incremento capacità per scambi con l’estero

Frontiera Nord e Balcani

incremento NTC per circa 4 GW

Riduzione CO2

Riduzioni perdite, incremento della produzione termoelettrica efficiente e di quella rinnovabili

Riduzione emissioni CO2

per fino a circa 12 mln ton/year

Benefici* per circa 1,6 Miliardi di euro all’anno

Riduzione delle perdite di rete

Diminuzione delle perdite di energia

Circa 1,2 TWh all’anno

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Integrazione dei Mercati europei

SICURA ED EFFICIENTE INTEGRAZIONE NEL SISTEMA DELLE RINNOVABILI

Sviluppo della Rete

Le sfide future

Aumentare la capacità di trasporto della rete, allo scopo di

• potenziare i flussi di energia dalle aree in cui sono localizzati Rinnovabili e impianti efficienti, verso grandi centri di consumo

• migliorare l’efficienza di sistema

Smart grid solution

Integrare i mercati europei dell’energia e dei servizi, allo scopo di

• cogliere opportunità economiche di mutuo scambio di energia efficiente tra Mercati europei

• messa in comune delle risorse di dispacciamento, a vantaggio di sicurezza ed efficienza di sistema

Terna la gestione del sistema elettrico nazionale

Technology

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