Consultazione Piano di Sviluppo 2018 Nuovi interventi

1Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione

Consultazione PdS 2018 Roma, 2 Luglio 2018

Direzione Strategia e Sviluppo | Pianificazione Rete e Interconnessione


Consultazione Piano di Sviluppo 2018 –

Nuovi interventi

Roma, 02 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



Nuovi interventi PdS 2018Esigenze incluse nel PdS 2018 (valore ~3,9 B€)

HVDC Centro Sud / Centro Nord

1.100 M€

1


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



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



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


DecarbonisationSecurit

y of

supply

Market

Efficien

cy

Sostenibilità


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



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


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


DecarbonisationSecurity

of supply

Market

EfficiencySostenibilità



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 -


DecarbonisationSecurity

of supply

Market

EfficiencySostenibilità


Integrazione

RES

Qualità del

Servizio

Intercon-

nessioni

Risoluzione

congestioni

Connessione

RTN

ResilienzaIntegraz.

RFI- … …

(*) contatti in corso con RTE



Agenda

Nuovi interventi di sviluppo



Benefici attesi

HVDC CSud-CNord


Benefici attesi

Uso INTERNO8



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



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



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]



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



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



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…



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.



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


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


B3a- Riduzione ENF 0


B5b - Integrazione rinnovabili <1










B5b

0%

B7 94%

B183%

B193%


B1 - SEW 23














B1

15%

B3a6%

B5b

0%

B7 79%

Monetari Val. [M€]

B1 - SEW 23














B1 10%

B7

88%

B181%

B191%



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


B1 - SEW 0

B2b - Riduzione Perdite 0













B3a66%

B7 34%


B1 - SEW 12

B2b - Riduzione Perdite 0













B1 2%

B3a

59%

B7 38%

B191%



Agenda

PdS 2018: Nuovi interventi di sviluppo



Benefici attesi

HVDC CSud-CNord


Benefici attesi

Uso INTERNO



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



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



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).

.



HVDC CSud-CNordRappresentazione benefici ACB 627/2016 (ST/DG)

2

0

2

5


2

0

3

0



B1 - SEW 25














B1 24%

B2a2%

B7 73%


B1 - SEW 26














B1 28%

B7 70%

B19

2%


B1 - SEW 47














B1

34%

B3a1%

B5b

2%

B7 63%


B1 - SEW 56














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





Consultazione Piano di Sviluppo 2018 –

Nuovi Interventi

Grazie per l’attenzione

Roma, 02 Luglio 2018



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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


Significativo incremento delle ore

congestione Sardegna-ContinenteStabilizzazione delle ore

congestione Sicilia-Continente





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)





Agenda

Elementi di novità PdS2017 vs PdS2018

Lo stato della rete

Costruzione del Piano di Sviluppo

Investimenti previsti a PdS 2018

Risultati attesi

Documents

Consultazione Piano di Sviluppo 2018 Nuovi interventi