1Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Consultazione Piano di Sviluppo 2018 –
Nuovi interventi
Roma, 02 Luglio 2018
2Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Agenda
PdS 2018: Nuovi interventi di sviluppo
HVDC Continente-Sicilia-Sardegna
Esigenze di sviluppo Sardegna/Sicilia
Benefici attesi
HVDC CSud-CNord
Esigenze di sviluppo
Benefici attesi
3Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Nuovi interventi PdS 2018Esigenze incluse nel PdS 2018 (valore ~3,9 B€)
HVDC Centro Sud / Centro Nord
1.100 M€
1
HVDC Continente-Sicilia-Sardegna
2.600 M€
2
Nome intervento
Costo stimato totale Driver principali
Legenda
Market EfficiencyDecarbonisation
Security of Supply
SE 220 kV Villeneuve
5 M€
3
SE 132 kV Villadossola
5 M€
4
Interconnessione Nava – S.Dalmas
10 M€
5
SE 132 kV Novara Est
5 M€
6
Riassetto lago di Como
7 M€
7
Rete 132 kV Cislago-Cast.-Olgiate
5 M€
8
Interc. AT Dobbiaco - Austria
55 M€
9
SE 132 kV Vipiteno
7 M€
10
0SE 220/132 kV S. Floriano
15 M€
11
Riassetto rete Caneva
4 M€
12
SE 220/132 kV Padriciano
11 M€
13
SE 220 kV Colorno
9 M€
14
43
2
1
56
78
910
11
12 13
14
15
1617
1819
2021
22
2324
SE 380/132 kV Larderello
23 M€
15
El. AT SSE Carrito FS-CP Collarmele
7 M€
16
El. AT Carsoli FS– CP Carsoli
5 M€
17
El. 220 kV Arenella-Colli Aminei
8 M€
18
SE 380/150 kV Deliceto
4 M€
19
SE 150 kV Tanagro
6 M€
20
SE 150 kV Bussento
6 M€
21
SE 380/150 kV Galatina
4 M€
22
Sviluppi rete AT Calabria Nord Ionica
14 M€
23
SE Rumianca
10 M€
24
4Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Nuovi interventi PdS 2018HVDC Continente-Sicilia-Sardegna
Driver di Piano riflessi dall'intervento
DecarbonisationSecuri
ty of
supply
Marke
t
Efficien
cy
Sostenibilità
Intervento HVDC Continente - Sicilia - Sardegna
Descrizione Nuovo cavo collegamento
Sardegna - Continente
Obiettivo intervento Potenziamento della capacità di
trasmissione tra l'isola e il continente, al
fine di garantire l'equilibrio della rete,
anche sulla base delle indicazioni della
Strategia Energetica Nazionale 2017
Tecnologia Cavo marino HVDC 2000/1000 MW
Zona di mercato Continente – Sicilia - Sardegna
Regioni interessate Continente, Sicilia, Sardegna
Stima CAPEX (M€) ~2.600*
Dimensione ~900 km (~400 km + ~500 km)
Obiettivi dell'intervento
Integrazione
RES
Qualità
del
Servizio
Intercon-
nessioni
Risoluzione
congestioni
Connession
e RTN
ResilienzaIntegraz
. RFI
SEN
2017… …
Note: (*) Dati provvisori da validare a valle della survey marina
5Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Intervento HVDC Centro Sud – Centro Nord
Descrizione Nuovo cavo collegamento Marche - Abruzzo
Obiettivo intervento Intervento rilevante per lo sviluppo della
Strategia Energetica Nazionale 2017
Tecnologia Cavo marino HVDC 1000/1200 MW
Zona di mercato Centro Nord - Centro Sud
Regioni interessate Marche, Abruzzo
Stima CAPEX (M€) 1.115 (*)
Dimensione 350 km
Driver di Piano riflessi dall'intervento
DecarbonisationSecurit
y of
supply
Market
Efficien
cy
Sostenibilità
Obiettivi dell'intervento
Integrazione
RES
Qualità del
Servizio
Intercon-
nessioni
Risoluzione
congestioni
Connession
e RTN
ResilienzaIntegraz.
RFI
SEN
2017… …
Note: (*) Pre-fattibilità tecnica in corso
Nuovi interventi PdS 2018HVDC Centro Sud – Centro Nord
6Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Nuovi interventi PdS 2018Interconnessione AT Dobbiaco - Austria
NUOVA
BRESSANONE
220 kV
NUOVA
AURONZO
220 kV
BRUNICO
DOBBIACO
SOMPRADE
PONTEMALON
AUSTRIA Intervento Interconnessione AT Dobbiaco - Austria
Descrizione Nuovo collegamento 220/132 kV Dobbiaco -
Sillian/Austria
Obiettivo intervento Potenziamento della capacità di
interconnessione tra l'Italia e l'Austria,
connessione nuovo impianto di distribuzione
rete ed al contempo incremento della resilienza
del sistema elettrico
Tecnologia Aereo/cavo 220/132 kV
Zona di mercato Nord
Regioni interessate Trentino Alto Adige
Stima CAPEX (M€) ~55
Dimensione 30-50 km
Obiettivi dell'intervento
Integrazione RES
Qualità del
Servizio
Intercon-
nessioni
Risoluzione
congestioni
Connessione
RTN
ResilienzaIntegraz.
RFI… … …
Contributo ResilienzaBenefici 2025 Benefici 2030
Altri benefici Altri beneficiIUS BASE
IUS +RESILIE.ZA
1,1 3,6
Driver di Piano riflessi dall'intervento
DecarbonisationSecurity
of supply
Market
EfficiencySostenibilità
7Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Nuovi interventi PdS 2018Interconnessione "Nava – S. Dalmas"
Intervento Interconnessione "Nava – S. Dalmas"
Descrizione Riclassamento 132 kV esistente linea 66 kV
«Nava – S.Dalmas»
Obiettivo intervento Potenziare la capacità di interconnessione Italia –
Francia e intervenire su asset critici ai fini della
resilienza
Tecnologia Elettrodotto 132 kV
Zona di mercato Nord
Regioni interessate Liguria
Stima CAPEX (M€) <10
Dimensione -
Driver di Piano riflessi dall'intervento
DecarbonisationSecurity
of supply
Market
EfficiencySostenibilità
Obiettivi dell'intervento
Integrazione
RES
Qualità del
Servizio
Intercon-
nessioni
Risoluzione
congestioni
Connessione
RTN
ResilienzaIntegraz.
RFI- … …
(*) contatti in corso con RTE
8Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Agenda
Nuovi interventi di sviluppo
HVDC Continente-Sicilia-Sardegna
Esigenze di sviluppo Sardegna/Sicilia
Benefici attesi
HVDC CSud-CNord
Esigenze di sviluppo
Benefici attesi
Uso INTERNO8
9Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaStato della rete area Sardegna
Criticità rete 380 kV Criticità rete 220 kV Criticità rete 150 kV
Driver di piano
Aree di miglioramentoCriticità attese
Focus Adeguatezza Sardegna
Nello scenario SEN 2030 ed in assenza di sviluppi rete
(HVDC Continente-Sicilia-Sardegna), rischio adeguatezza
identificato con i seguenti indici di riferimento:
• ENS [GWh/anno]: 9.6
• LOLE [h/anno]: 123
Possibili limiti alla flessibilità di esercizio dovuti allanecessità di garantire:
contenimento dei profili di tensione
vincoli di riserva
potenza corto circuito minima per collegamenti
HVDC con il Continente
Scarsa magliatura rete 150 kV area Nord-Orientale crea
problemi di trasporto e di contenimento dei valori di tensione;
vetustà della rete 70 kV nell’ Ogliastra
10Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaStato sistema elettrico Sardegna
Parco termico Consistenza rete
• Parco termico limitato e concentrato in
poche aree
• Vetustà del parco termico (età media
superiore a 30 anni) e presenza di
vincoli ambientali
• Vincoli sull’esercizio degli impianti per
ragioni adeguatezza e riaccensione
(65% installato contrattualizzato e
35% installato in regime CIP 6 e
vincolato a ciclo produttivo raffineria)
• Principali nuovi elementi di rete
(2016 vs 2009): Collegamento HVDC SAPEI
Raccordi 380 kV Ittiri
Nuovi collegamenti 150 kV «Cagliari
Sud–Rumianca» e «S.Gilla–P.Canale»
• Sostenuta presenza fonte eolica
(1.012 MW)
• 32% il fabbisogno coperto da FER
[Km
]
1.012 MW
461 MW
742 MW
Evoluzione del parco RES
11Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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TERMOELETTRICO RINNOVABILE
Significativo incremento delle
FER non programmabili
Sustainable Transition Distributed Generation SEN*
Il funzionamento del sistema elettrico dell’Isola necessita di un incremento della capacità di scambio con il continente al fine di garantire l’adeguatezza del sistema sardo e nel contempo il pieno
sfruttamento della risorsa FER
Progressivo decomissioning del
parco termoelettrico
(*) Ipotesi Terna su scenario SEN
Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaFocus Sardegna: scenari attesi al 2030 [%MW]
12Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaStato della rete area Sicilia
Rischio adeguatezza per decommissioning del parco termico vetusto
Eventi di sovraccarico diffusi relativamente alla rete a 220 kV che oggi raccoglie quasi totalità produzione interna.
Ridotta capacità di scambio interna Sicilia (orientale vs. occidentale)
Limitata capacità di regolazione tensione nella Sicilia occidentale
Rischi sovraccarico arterie tra i centri di carico di Palermo e Messina e sulle linee afferenti il polo di produzione di Priolo.
Congestioni locali arterie Sicilia centrale causa elevata/prevista produzione FER
Criticità rete 380 kV Criticità rete 220 kV Criticità rete 150 kV
Aree di miglioramentoCriticità attese
13Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaStato sistema elettrico Sicilia
Parco termico Consistenza rete
• Parco termico di 5.000 MW
concentrato nelle aree Est e Ovest
della regione
• Vetustà del parco termico (età media
superiore ai 25 anni) e presenza di
vincoli ambientali
• Vincoli per la sicurezza del sistema
elettrico su più del 30% degli
impianti
• Elevata penetrazione fonte
rinnovabile
• 25% del fabbisogno coperto da FER
• Principali interventi realizzati Sorgente – Rizziconi
Cavi Melilli – Priolo
Paternò – Sigonella
Ciminna – Mulini/Cappuccini
249
1529
3008
368
1530
3572
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
380 kV
220 kV
≤150 kV
2016 2009
[Km
]
1.795 MW
Evoluzione del parco RES
704 MW
1.344 MW
18%
35%
47%
Idrico Fotovoltaico Eolico
14Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaFocus Sicilia: scenari attesi al 2030 (%MW)
TERMOELETTRICO RINNOVABILE
Significativo incremento delle
FER non programmabili
Sustainable Transition Distributed Generation SEN*
Il funzionamento del sistema elettrico necessita di un incremento della capacità di scambio e un incremento della magliatura interna al fine di garantire sicurezza e adeguatezza
Progressivo decomissioning del
parco termoelettrico
(*) Ipotesi Terna su scenario SEN
TERMICO
46%
PV+WIND51%
IDRO2%
ALTRO RES1%
TERMICO
41%PV+WI
ND57%
IDRO1%
ALTRO RES1%
TERMICO…
PV+WIN
D62%
IDRO1% ALTRO
RES…
15Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
HVDC Continente-Sicilia-SardegnaPrime evidenze tecniche
Considerando la presenza della fossa Tirrenica,risulta complesso identificare un tracciato direttotra Continente e Isole.
Si ipotizza, per evitare il superamento dellaprofondità massima di 2.000m, di prevedere untracciato che costeggi la penisola traContinente e Sicilia e Sardegna, sono daconsiderare le curve batimetriche.
16Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
HVDC Continente-Sicilia-SardegnaRappresentazione benefici ACB
627/2016 (ST/DG)
L’obiettivo dell’investimento riguarda il
potenziamento della capacità di trasmissione
tra l'isola e il continente, al fine di garantire la
sicurezza degli approvvigionamenti, anche
sulla base delle indicazioni della SEN2017
Benché solo il 17% degli investimenti previsti
dalla SEN 2030 siano riconducibili alle
infrastrutture di rete, lo sviluppo della rete di
trasmissione riveste un ruolo cardine per
l’integrazione dei mercati e delle risorse
rinnovabili
Profittabilità intervento garantita nello
scenario DG
Scenario ST 2025,2030
IUS 0,9
Scenario DG 2025,2030
IUS 1,3
VAN <0 M€ VAN 810 M€ 2
0
2
5
Scenario ST Scenario DG
2
0
3
0
Scenario ST Scenario DG
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 0
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF <1
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili 1
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 145
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 0
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B3a0%
B5b1%
B7 99%
Monetari Val. [M€]
B1 - SEW 0
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 0
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili <1
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 220
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 6
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 8
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B5b
0%
B7 94%
B183%
B193%
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 23
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 8
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili <1
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 118
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 0
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1
15%
B3a6%
B5b
0%
B7 79%
Monetari Val. [M€]
B1 - SEW 23
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 0
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili 0
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 195
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 1
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 2
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1 10%
B7
88%
B181%
B191%
17Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
HVDC Continente-Sicilia-SardegnaRappresentazione benefici ACB
627/2016 (SEN)
L’evoluzione del sistema si proietta
verso la dimissione degli impianti
di vecchia generazione con impianti
nuovi e più efficienti;
La compattezza elettrica delle isole
con il Continente risulta cruciale in
tutto processo di evoluzione dei
sistema
Scenario SEN 2025/2030
IUS 3,7
VAN 6.952 M€ 2025
Scenario SEN
2030
Scenario SEN
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 0
B2b - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 292
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili 0
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 150
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 0
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B3a66%
B7 34%
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 12
B2b - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 385
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili 0
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 251
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 1
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 3
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1 2%
B3a
59%
B7 38%
B191%
18Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Agenda
PdS 2018: Nuovi interventi di sviluppo
HVDC Continente-Sicilia-Sardegna
Esigenze di sviluppo Sardegna/Sicilia
Benefici attesi
HVDC CSud-CNord
Esigenze di sviluppo
Benefici attesi
Uso INTERNO
19Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Rendita totale congestione Congestione sez. S-CS-CN H congestione sez. S-CS-CN
11.443 h12.492 h
13.196 h
229 M€
150 M€
120 M€
201720162015
Ore con differenziale di prezzo (h)
Rendita congestione totale (M€)
• Nonostante la riduzione delle ore di
congestione, +53% (229 vs. 150
M€) della rendita da congestione su
perimetro Italia
38,2 32,855,9
11,7 26,1
52,2
49,858,9
108,1
2015 2016 2017
Sud-CentroSud
CSud-CNord
(47%)
(vs. totale)
(39%)(42%)
• Incremento rendita congestione
sezioni Sud-CentroSud-CentroNord
(108 M€ nel 2017)
1.184 1.064 1.064
553 1.0191.685
1.7372.083
2.749
2015 2016 2017
Sud-CentroSud
CSud-CNord
• Costanti le ore congestione S-CS
(1.064 – 1184 h)
• Incremento ore congestione CS-CN
(1.685 nel 2017)
Esigenze di sviluppo CSud-CNordEvidenze mercati dell’energia MGP sez. Sud-CSud-CNord
20Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Esigenze di sviluppo CSud-CNordOre saturazione senza sviluppo sez. Sud-CSud-CNord
Stabili le ore di congestione sulla sezione Sud-Centro Sud
Significativo incremento ore di congestione sulla sezione Centro Sud-Centro Nord
3.992
7441.064
-1.117
-173
1.525
511
1.289
652
-1.403
-413
1.330
242
1.052
4
1.306
-2.194
-538
2.497
300411 223
857
-2.363
-692
2.234
323400640
1.362
-4.056
-970
3.843
566433211
1.042
-3.287
-938
2.883
4864251
1.380
-808
-1.479
2.782
1.901
-7
100 3
-160-459
-81
179
255
-103-437
-129
11
673
-42-263-210
358
-98-418-279
514
-32 -76-146
11326
-103-320-165
126 58
-1.152
-511
+: Rossano aSicilia
-: Sicilia aRossano
+: Rossano a Sud-: Sud a Rossano
+: Sud a CSud-: CSud a Sud
+: Sard a CSud-: CSud a Sard
+: Sard a CNord-: CNord a Sard
+: CSud a CNord-: CNord a CSud
+: CNord a Nord-: Nord a CNord
2017 2020 2025 ST
2025 DG 2030 ST 2030 DG
SEN
21Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
HVDC CSud-CNordPrime evidenze tecniche
Nella figura sono evidenziate le linee
batimetriche dell’Adriatico, che in tale tratto non
superano mai i 200 mt di profondità.
Il tracciato preliminare potrebbe ricadere all’interno delle
acque territoriali italiane. Potenziali impatti con i
permessi di coltivazione idrocarburi (blocchi rossi), alcuni
dei quali ancora validi (scadenze sino al 2024).
.
22Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
HVDC CSud-CNordRappresentazione benefici ACB 627/2016 (ST/DG)
2
0
2
5
Scenario ST Scenario DG
2
0
3
0
Scenario ST Scenario DG
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 25
B2a - Riduzione Perdite 2
B3a- Riduzione ENF 0
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili <1
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 74
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 0
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1 24%
B2a2%
B7 73%
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 26
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 0
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili <1
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 66
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 2
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1 28%
B7 70%
B19
2%
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 47
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 1
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili 2
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 86
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 0
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1
34%
B3a1%
B5b
2%
B7 63%
Benefici monetari Val. [M€]
B1 - SEW 56
B2a - Riduzione Perdite 0
B3a- Riduzione ENF 13
B4 - Costi evitati o differiti 0
B5b - Integrazione rinnovabili <1
B6 - Investimenti evitati 0
B7 - Costi evitati MSD 86
B13 - Incremento Resilienza 0
B16 - Opex Evitati o differiti 0
B18 - Riduzione CO2 0
B19 - Rid. NOx, SOx, PM 0
Altri benefici non monetari Val. Val.
I21 - TTC/Zone di mercato [MW] 1000 I8 - Variaz. emissioni CO2 [k ton] 0
I5 - Overgeneration [MWh] 0 I13 - Variazione resilienza 0
B1 36%
B3a9%
B7 55%
L’incremento produzione da fonti rinnovabili, la
cui incidenza nelle regioni meridionali è
maggiore rispetto alla domanda, determina
una crescita dei flussi di potenza da sud a
nord che, in assenza di rinforzi, trovano su
questa sezione il primo vincolo limitante.
L’obiettivo è quello di incrementare la capacità
di trasmissione sulla sezione di mercato Centro
Sud – Centro Nord maggiormente interessata
dall’incremento delle ore di congestione in
tutti gli scenari.
L’intervento riveste un ruolo strategico per il
miglioramento dell’adeguatezza nelle sezioni
Nord e Centro Nord
In sinergia con gli altri interventi previsti sul
sistema elettrico, l’HVDC consentirà di
incrementare in sicurezza la capacità di
trasporto sulle sezioni critiche di rete
limitrofe e la stabilità della tensione e della
frequenza in tale porzione di rete,
particolarmente critica.
IUS 1,5 IUS 1,6
VAN 671 M€ VAN 882 M€
Scenario ST 2025,2030 Scenario DG 2025,2030
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Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Consultazione Piano di Sviluppo 2018 –
Nuovi Interventi
Grazie per l’attenzione
Roma, 02 Luglio 2018
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Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
BACK UP
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Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
3.992
7441.064
-1.117
-173
1.525
511
1.289
652
-1.403
-413
1.330
242
1.052
4
1.306
-2.194
-538
2.497
300411 223
857
-2.363
-692
2.234
323400640
1.362
-4.056
-970
3.843
566433211
1.042
-3.287
-938
2.883
4864251
1.380
-808
-1.479
2.782
1.901
-7
100 3
-160-459
-81
179
255
-103-437
-129
11
673
-42-263-210
358
-98-418-279
514
-32 -76-146
11326
-103-320-165
126 58
-1.152
-511
+: Rossano a Sicilia-: Sicilia a Rossano
+: Rossano a Sud-: Sud a Rossano
+: Sud a CSud-: CSud a Sud
+: Sard a CSud-: CSud a Sard
+: Sard a CNord-: CNord a Sard
+: CSud a CNord-: CNord a CSud
+: CNord a Nord-: Nord a CNord
2017 2020
2025 ST 2025 DG
2030 ST 2030 DG
SEN
25
Esigenze di sviluppo Sardegna/SiciliaOre saturazione senza sviluppo sez. Continente-Sicilia-Sardegna
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Significativo incremento delle ore
congestione Sardegna-ContinenteStabilizzazione delle ore
congestione Sicilia-Continente
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Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018
Executive Summary
• Il Piano di Sviluppo (PdS) decennale del 2018 si pone l'obiettivo di rinnovarsi diventando un "libro
aperto" per tutti gli stakeholder
- Integra le indicazioni dell'Autorità (in particolar modo definite con la dlb. 627/16 e 856/17) in termini di
nuovi requisiti e trasparenza
- Introduce il nuovo indicatore della resilienza (già presentato all'ARERA) il cui sviluppo è stato accelerato
dagli eventi atmosferici dello scorso anno
- Sviluppa il driver della Sostenibilità Sistemica, declinato sugli assi Ambiente, Economia e Società,
e misurato tramite indicatori ben definiti
- Analizza gli scenari attesi (ENTSO-E* e SEN, rispettando le indicazioni dell'ARERA), al fine evidenziare
come Terna sia al passo con le sfide future
• In aggiunta si è data rilevanza all'attenzione che Terna pone nell'ascolto delle esigenze del
territorio e dei soggetti terzi interessati dalle iniziative di sviluppo
- Rappresentati i momenti di contatto avuti con gli stakeholders nel 2017, dal Comitato Utenti, alle
ONG, passando dalla consultazione Merchant line (nuova iniziativa di quest'anno)
27Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione
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Agenda
Elementi di novità PdS2017 vs PdS2018
Lo stato della rete
Costruzione del Piano di Sviluppo
Investimenti previsti a PdS 2018
Risultati attesi
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