2018 REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE - TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA - Terna spa
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REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE
2018
TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNATrasmettiamo
energia
In copertina:
isolatore “cappa & perno” di tipo “antisale” in vetro temperato.REVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE
2018
TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNAREVISIONE CONFIGURAZIONE ZONALE REPORT FINALE – MARZO 2018 8 1 Premessa 8 1.1 Contesto 10 1.2 Obiettivo del documento 10 1.3 Struttura del documento 11 2 Configurazioni alternative 11 2.1 Configurazione attuale 13 2.2 Configurazione alternativa base 14 2.3 Configurazione con separazione delle isole maggiori 16 2.4 Configurazione a 2 zone continentali 17 2.5 Configurazione a 2 zone continentali e separazione isole maggiori 18 2.6 Configurazione proposta da AEEGSI 19 3 Scenari esaminati 19 3.1 Introduzione 20 3.2 Orizzonti temporali 20 3.3 Scenari di rete 22 3.4 Evoluzione domanda e parco di generazione 24 3.4.1 Generazione nelle diverse ipotesi di configurazione zonali 28 4 Descrizione simulazioni 28 4.1 Dati di input 33 4.2 Catena di simulazioni principale 33 4.2.1 Calcolo della capacità di scambio tra zone 35 4.2.2 Simulazioni di mercato 36 4.2.3 Simulazioni di sicurezza e MSD 37 4.3 Impatti transazioni interne a una zona su zone limitrofe 40 5 Descrizione indicatori sintetici 40 5.1 Indice di congestione della rete (Cindex) 41 5.2 Energia non servita (EENS) 42 5.3 Indice di incertezza nel calcolo dei limiti di transito (TTCindex) 42 5.4 Costi dei mercati dell’energia e di ridispacciamento 43 5.5 Indicatori sulla competitività dei mercati dell’energia
44 5.6 Indicatori sui segnali di prezzo 45 5.7 Indicatore sui flussi non schedulati 45 5.8 Associazione degli indicatori ai criteri di valutazione del CACM 48 6 Risultati 48 6.1 Logiche di valutazione e aggregazione dei risultati 49 6.2 Risultati per indicatore e per singolo scenario 49 6.2.1 Scenario 2020 Planned Sviluppo As Is 51 6.2.2 Scenario 2020 Planned Sviluppo Decommissioning 52 6.2.3 Scenario 2025 Planned Sviluppo AS IS 53 6.2.4 Scenario 2025 Planned Base Decommissioning 54 6.2.5 Scenario 2025 Worst Sviluppo AS IS 55 6.2.6 Scenario 2025 Worst Base Decommissioning 56 6.3 Risultati complessivi 58 7 Conclusioni 58 7.1 Principali evidenze e proposta Terna 59 7.2 Spunti di miglioramento 60 8 Appendice A – Calcolo TTC 61 8.1 TTC Anno Orizzonte 2020 61 8.1.1 Configurazione Attuale 63 8.1.2 Configurazione Alternativa Base 64 8.1.3 Configurazione con Separazione delle Isole 65 8.1.4 Configurazione a due Zone Continentali 66 8.1.5 Configurazione a due Zone Continentali con Separazione delle Isole 66 8.1.6 Configurazione proposta dall’AEEGSI 67 8.2 TTC Anno Orizzonte 2025 Worst 67 8.2.1 Configurazione Attuale 68 8.2.2 Configurazione Alternativa Base 70 8.2.3 Configurazione con Separazione delle Isole 71 8.2.4 Configurazione a due Zone Continentali 72 8.2.5 Configurazione a due Zone Continentali con Separazione delle Isole
72 8.2.6 Configurazione proposta dall’AEEGSI 73 8.3 Anno Orizzonte 2025 Planned 73 8.3.1 Configurazione Attuale 74 8.3.2 Configurazione Alternativa Base 76 8.3.3 Configurazione con Separazione delle Isole 77 8.3.4 Configurazione a due Zone Continentali 78 8.3.5 Configurazioni a due Zone Continentali con Separazione delle Isole 78 8.3.6 Configurazione proposta dall’AEEGSI
12 Figura 1. Schema geografico configurazione zonale attuale
12 Figura 2. Schema a blocchi struttura zonale attuale
13 Figura 3. Schema geografico alternativa base
13 Figura 4. Schema a blocchi alternativa base
14 Figura 5. Suddivisione della Sicilia in due zone
14 Figura 6. Suddivisione della Sardegna in due zone
15 Figura 7. Schema geografico configurazione con separazione delle isole maggiori
15 Figura 8. Schema a blocchi configurazione con separazione delle isole maggiori
16 Figura 9. Schema geografico struttura a due zone
16 Figura 10. Schema a blocchi struttura a due zone
17 Figura 11. Schema geografico struttura a due zone
17 Figura 12. Schema a blocchi struttura a due zone
18 Figura 13. Schema geografico struttura a due zone
18 Figura 14. Schema a blocchi struttura a due zone
19 Figura 15. Schema scenari analizzati
23 Figura 16. Scenari di domanda (base e sviluppo)
23 Figura 17. Numero di UP oggetto di decommissioning
23 Figura 18. Potenza (GW) oggetto di decommissioning
24 Figura 19. Previsioni Installato FER (GW)
28 Figura 20. Media del profilo della domanda in p.u.
29 Figura 21. M
edia oraria della producibilità FNRP del 2015. PV, CSP, Wind Onshore,
Wind Offshore in Italia PECD-Climatic Year 2015
30 Figura 22. Distribuzione indisponibilità per durata e livello di tensione
31 Figura 23. D
istribuzione indisponibilità per durata (espressa in settimane) e livello di
tensione
34 Figura 24. Semplificazione catena di simulazioni
35 Figura 25. Scenari per il calcolo dei limiti di TTC
36 Figura 26. Step logici del programma GRARE
37 Figura 27. Transit flows
38 Figura 28. Loop flows
39 Figura 29. R
appresentazione concettuale del modello di valutazione semplificazione
dei loop flow in una configurazione zonale senza maglie AC
44 Figura 30. Curva di offerta MGP h20, 22 luglio 20158 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
1 Premessa
1.1 Contesto
L’attuale disegno dei mercati elettrici in Italia prevede un approccio di tipo zonale, nel quale la Rete di
Trasmissione Nazionale (RTN) viene rappresentata attraverso una struttura semplificata che, aggregando
i singoli nodi elettrici in zone di mercato tra loro connesse e limitandone opportunamente lo scambio,
consente di implementare negli algoritmi di selezione delle offerte i vincoli derivanti da una limitata
capacità di trasporto della rete.
Per tale ragione ed in linea con le modalità ed i criteri previsti nella Delibera AEEGSI 111/06, Terna, fin
dall’avvio del mercato elettrico in Italia, ha definito, e sottoposto all’AEEGSI per approvazione, le diverse
configurazioni zonali da adottare con una cadenza tipicamente triennale.
La configurazione zonale attualmente vigente è descritta nell’Allegato A24 al Codice di Rete
(http://download.terna.it/terna/0000/0105/41.pdf). La validità di questa struttura, inizialmente definita per
il solo triennio 2012-2014, è stata prorogata dall’Autorità, sulla base di opportune valutazioni, anche per gli
anni 2015, 2016, 2017 e 2018 rispettivamente con le delibere 424/14, 511/15, 461/16 e 496/2017.
Al fine di procedere con una nuova revisione zonale, tenendo conto dell’entrata in vigore delle linee
guida europee sull’allocazione della capacità e sulla gestione delle interconnessioni (CACM)1 avvenuta
il 14 agosto 2015, si è reso necessario rivedere il processo di definizione della configurazione zonale,
adattandolo ai nuovi criteri e alle nuove modalità stabilite nelle suddette linee guida.
In particolare, al fine di adattare lo studio italiano al processo di revisione descritto nel CACM è necessario:
• Secondo quanto riportato all’articolo 32 del CACM, strutturare il processo nelle seguenti due fasi
principali:
• FASE 1: Definizione della metodologia da adottare nello studio e identificazione delle
configurazioni alternative da valutare
Il TSO deve definire la metodologia con la quale effettuare lo studio e, inoltre, deve identificare
la lista di configurazioni zonali alternative oggetto di valutazione (anche tramite il confronto
con la configurazione esistente). Sia la metodologia che la lista di configurazioni alternative
devono essere poi inviate all’Autorità che, entro 3 mesi, dovrà fornire un riscontro circa la loro
approvazione e/o eventuali modifiche da apportare.
• FASE 2: Studio e consultazione dei risultati
Il TSO, applicando la metodologia approvata, confronta le diverse configurazioni individuate.
Gli esiti di tale confronto e la conseguente configurazione proposta, dovranno essere consultati
prima dell’invio finale all’Autorità.
• Basare, secondo quanto riportato all’articolo 33 del CACM, la scelta della configurazione da
adottare su valutazioni con orizzonte decennale considerando un insieme di criteri esteso rispetto
a quanto previsto nella delibera 111/06.
In tale contesto, l’AEEGSI ha richiesto a Terna, attraverso la Deliberazione 461/16, l’invio della metodologia
con cui effettuare lo studio e le configurazioni alternative da valutare, rispetto alla configurazione esistente,
sulla base della metodologia proposta:
(1) COMMISSION REGULATION (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion managementPremessa 9
• In data 31 gennaio 2017, con lettera prot. n. TE/P20170000808, Terna ha inviato all’Autorità un
documento (“Revisione Configurazione Zonale – Descrizione metodologia”) contenente:
• La descrizione dell’approccio metodologico da adottare nel nuovo processo di revisione zonale;
• La lista di configurazioni zonali alternative oggetto di valutazione nel presente studio.
• In data 05/05/2017 con lettera prot. n. 0016522, AEEGSI ha comunicato a Terna:
• La necessità di ricevere alcuni chiarimenti circa alcune ipotesi proposte per lo studio;
• L’approvazione della metodologia e della lista di configurazioni proposte;
• La necessità di integrare la lista suddetta con un’ulteriore configurazione (par. 2.6);
• La scadenza per l’invio dello studio, fissata per il 30 settembre 2017;
• La necessità di definire, entro febbraio 2018, una metodologia “model-based” per la definizione
di ulteriori potenziali configurazioni zonali da analizzare da applicare in futuro.
• In data 25/05/2017 con lettera prot. n. TE/P20170003455, Terna ha fornito ad AEEGSI gli elementi
di chiarimento richiesti.
• In data 28/06/2017 l’AEEGSI ha pubblicato la Deliberazione 496/2017/R/EEL “Disposizioni in merito
alla revisione della suddivisione della rete rilevante in zone” nella quale:
• ha prorogato per l’anno 2018 la configurazione zonale vigente;
• ha definito le principali tempistiche per la definizione della configurazione zonale a valere
dall’anno 2019, già anticipate a Terna nella comunicazione di cui al punto 2, ovvero l’invio
dello studio entro il 30 settembre 2017 e l’invio entro il 28 febbraio 2018 di una metodologia di
determinazione delle configurazioni zonali secondo l’approccio model-based, che si aggiunge
all’identificazione delle configurazioni zonali secondo l’approccio “expert based” già adottato
da Terna nella individuazione delle configurazioni alternative approvate da AEEGSI. Mentre tale
approccio porta all’individuazione delle configurazioni da valutare sulla base dell’esperienza e
delle evidenze emerse dagli esiti dei mercati e dall’esercizio del sistema elettrico, l’approccio
model based consiste nell’individuare le configurazioni di zone come aggregati di nodi sulla
base di logiche di clustering che valutano l’omogeneità all’interno della medesima zona di
mercato di grandezze quali, ad esempio, i prezzi nodali dell’energia elettrica.
• ha previsto che a partire dall’anno 2019 Terna invii all’Autorità, entro il 30 giugno di ogni anno,
una relazione sulla configurazione zonale in vigore con le informazioni di cui all’articolo 34,
comma 2, del Regolamento CACM (ad esempio l’elenco delle congestioni strutturali, l’evoluzione
attesa delle medesime a seguito di investimenti di rete e le rendite da congestione) relative al
perimetro nazionale.
Recependo tutte le richieste dell’AEEGSI, e completata quindi la prima fase del progetto, Terna ha dunque
avviato la fase di studio di cui nel presente documento sono dettagliate ipotesi e risultati.10 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
1.2 Obiettivo del documento
L’obiettivo del presente documento è quello di sintetizzare le evidenze emerse dalla seconda fase del
processo di revisione della configurazione zonale (in linea con quanto previsto all’articolo 32.4 lettera a
del CACM) e, in particolare, di:
• Presentare in maggiore dettaglio gli scenari e le ipotesi adottate;
• Descrivere, laddove rilevante, gli indicatori quantitativi adottati;
• Sintetizzare le evidenze delle valutazioni (quantitative e qualitative) condotte;
• Descrivere le modalità di aggregazione dei risultati ottenuti sotto forma di un indicatore globale di
performance per ciascuna configurazione zonale ipotizzata;
• Individuare, sulla base di quanto sopra, la struttura zonale ottimale per il periodo 2019-20282.
1.3 Struttura del documento
Il presente documento è così strutturato:
• Nella Sezione 2 sono presentate le diverse configurazioni zonali oggetto dello studio.
• Nella Sezione 3 sono presentati nel dettaglio gli scenari analizzati per ciascuna configurazione in
termini di orizzonte temporale e parco di generazione e domanda previsti.
• Nella sezione 4 sono descritte nel dettaglio la tipologia di simulazioni effettuate.
• Nella sezione 5 sono descritti i criteri e relativi indicatori utilizzati da Terna per la valutazione delle
configurazioni analizzate.
• Nella sezione 6 sono presentati i risultati delle valutazioni condotte.
• Nella sezione 7 sono riportate le conclusioni dello studio e l’indicazione della struttura zonale
ottimale individuata.
(2) L’articolo 33, comma 2 del CACM prevede “il riesame della zona di offerta di cui all’articolo 32 comprende scenari che tengano conto
di una gamma di sviluppi infrastrutturali verosimili nel decennio successivo all’anno in cui è stata adottata la decisione di procedere al
riesame.”Configurazioni alternative 11
2 Configurazioni alternative
In linea con quanto descritto nel documento “Revisione Configurazione Zonale – Descrizione metodologia”
tenuto anche conto dei successivi commenti formulati dall’AEEGSI, nel presente capitolo sono descritte
le configurazioni zonali alternative oggetto di valutazione nel presente studio (sintetizzate in Tabella 1).
Nei paragrafi successivi sono riportati gli schemi a blocchi in cui si evidenziano le linee elettriche di
connessione tra le zone; a titolo esemplificativo si rappresentano con la topologia di rete attuale, mentre
gli sviluppi previsti sono riportati nel paragrafo 3.3.
TABELLA 1. SINTESI CONFIGURAZIONI ALTERNATIVE
PRINCIPALI MODIFICHE INTRODOTTE
CONFIGURAZIONE RISPETTO ALLA CONFIGURAZIONE ATTUALE
Configurazione attuale3 • -
Alternativa base • Eliminazione poli di produzione
• Introduzione della zona Calabria4
• Spostamento regione Umbria da CNOR a CSUD
Separazione isole maggiori • Eliminazione poli di produzione
• Introduzione della zona Calabria
• Spostamento regione Umbria da CNOR a CSUD
• Separazione Sicilia in due zone (est e ovest)
• Separazione Sardegna in due zone (nord e sud)
A 2 zone continentali • Eliminazione poli di produzione
• Unione delle zone SUD, CSUD e CNOR
A 2 zone continentali + • Eliminazione poli di produzione
separazione isole maggiori • Unione delle zone SUD, CSUD e CNOR
• Separazione Sicilia in due zone (est e ovest)
• Separazione Sardegna in due zone (nord e sud)
Alternativa base con numero di zone fisiche pari • Eliminazione poli di produzione ad eccezione di
a 6 (“AEEGSI”) Rossano
• Spostamento regione Umbria da CNOR a CSUD
2.1 Configurazione attuale
La struttura zonale ad oggi esistente è quella definita da Terna ed approvata (per il triennio 2012-14) e poi
prorogata dall’AEEGSI per gli anni 2015, 2016, 2017 e 2018. Tale configurazione prevede l’associazione
regioni-zone di cui alla Tabella 2 ed è schematizzata nelle Figura 1 e Figura 2.
(3) Si intende la configurazione attualmente in vigore fatta eccezione del nodo di Gissi spostato nella zona CSUD, allineando così in modo
esatto la configurazione zonale ai confini regionali.
(4) Corrispondente alla regione Calabria12 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
FIGURA 1. SCHEMA GEOGRAFICO CONFIGURAZIONE ZONALE ATTUALE - FIGURA 2. SCHEMA A BLOCCHI
STRUTTURA ZONALE ATTUALE
NORD
Marginone-La Spezia Avenza-La Spezia
Acciaiolo-La Spezia Avenza-S.Colombano
Calenzano-Bargi Calenzano-S.B.Querceto
Fano-Forlì Avenza-Colorno
Fano-S.Martino in XX
SACOI
CNOR
DT Montalto-Suvereto S.Giacomo-Villavalle
NORD Roma N.-Pian della Speranza Roma N.-Villavalle
SARD Teramo-Rosara S.Lucia-Villavalle
Villanova-Villavalle Montorio-Rosara
Tuscania-Villavalle
CSUD
CNOR SAPEI
Troia-Benevento Laino-Tusciano
Larino-Gissi
Melfi-Bisaccia
CSUD DT Laino-Montecorvino
FOGN BRNN
SARD BRNN SUD
SUD
ROSN FOGN
ROSN
SICI
Sorgente-Rizziconi 1 e 2
PRGP
PRGP SICI
Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV
Collegamenti virtuali
TABELLA 2. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE NELLA CONFIGURAZIONE ZONALE ATTUALE
Zona geografica Regioni
Valle D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli
Nord (NORD)
Venezia Giulia, Emilia Romagna
Centro Nord (CNOR) Toscana, Umbria e Marche
Centro Sud (CSUD) Campania, Lazio e Abruzzo
Sud (SUD) Molise, Puglia, Basilicata e Calabria
Sicilia (SICI) Sicilia
Sardegna (SARD) Sardegna
Questa configurazione prevede i seguenti poli di produzione limitata, costituiti da un insieme di unità
di produzione connesse alla Rete di Trasmissione Nazionale per le quali esistono vincoli di rete sulla
massima potenza complessiva erogabile:
• Foggia (FOGN)
• Brindisi (BRNN)
• Rossano (ROSN)
• Priolo (PRGP)Configurazioni alternative 13
2.2 Configurazione alternativa base
Con la delibera 511/2015/R/EEL l’AEEGSI, oltre a prorogare la struttura zonale per l’anno 2016, ha richiesto a
Terna una proposta di struttura zonale per il triennio 2017-19 nei termini e secondo i criteri della Delibera 111/06.
Pertanto, per il triennio 2017-19 Terna, oltre all’eliminazione dei poli di produzione limitata di Brindisi,
Foggia e Priolo, aveva proposto:
• lo spostamento dell’Umbria dalla zona Centro Nord alla zona Centro Sud;
• la trasformazione del polo di Rossano in una zona geografica (Calabria).
Questa struttura zonale alternativa, che prevede l’associazione regioni-zone di cui alla Tabella 3, è
schematizzata nella Figura 3 e Figura 4.
FIGURA 3. SCHEMA GEOGRAFICO ALTERNATIVA BASE - FIGURA 4. SCHEMA A BLOCCHI ALTERNATIVA BASE
NORD
Marginone-La Spezia Avenza-La Spezia
Acciaiolo-La Spezia Avenza-S.Colombano
Calenzano-Bargi Calenzano-S.B.Querceto
Fano-Forlì Avenza-Colorno
Fano-S.Martino in XX
SACOI
CNOR
DT Montalto-Suvereto Pietrafitta-Arezzo
Roma N.-Pian della Speranza Montorio-Rosara
NORD SARD Teramo-Rosara
CSUD
CNOR
SAPEI
Troia-Benevento
Larino-Gissi
Melfi-Bisaccia
CSUD
SUD
SARD SUD Laino-Aliano DT Laino- Laino-
Montecorvino Tusciano
CALA
CALA
SICI Sorgente-Rizziconi 1 e 2
SICI
Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV
TABELLA 3. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE NELL’ALTERNATIVA BASE
Zona geografica Regioni
Valle D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli
Nord (NORD)
Venezia Giulia, Emilia Romagna
Centro Nord (CNOR) Toscana e Marche
Centro Sud (CSUD) Campania, Lazio, Abruzzo e Umbria
Sud (SUD) Molise, Puglia e Basilicata
Calabria (CALA) Calabria
Sicilia (SICI) Sicilia
Sardegna (SARD) Sardegna14 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
2.3 Configurazione con separazione delle isole maggiori
A partire dalla configurazione alternativa base, si sono valutati gli impatti di una struttura zonale che vede
la separazione delle due isole maggiori in due zone ciascuna:
• La Sicilia (Figura 5) in Sicilia Est (comprendente le provincie di Caltanissetta, Catania, Enna,
Messina, Ragusa e Siracusa - “SI_E”) e Sicilia Ovest (comprendente le provincie di Agrigento,
Palermo e Trapani - “SI_O”).
FIGURA 5. SUDDIVISIONE DELLA SICILIA IN DUE ZONE
SRG
BLL
Messina CRC
Trapani COR
Trapani Palermo Termini I.
PRR
Enna PNA CMR
SMB PTR
Ca CER
a
FAV CTT
ni
Ag lta
ta
rig ni
Ca
en ss
to et
ta
Sir
CHG
acu
Porto Emped.
Ra MLL
sa
gu
sa PRI
RAG
• La Sardegna (Figura 6) in Sardegna Nord (comprendente le provincie di Gallura, Oristano, Nuoro
e Sassari - “SA_N”) e Sardegna Sud (comprendente le provincie di Cagliari, Medio Campidano,
Ogliastra e Sulcis - “SA_S”).
FIGURA 6. SUDDIVISIONE DELLA SARDEGNA IN DUE ZONE
Sacoi
Sapei
Fiumesanto
S.Teresa
Gallura
Gallura
Sassari Codrongianos
2 compensatori sincroni
Ittiri
Nuoro
Taloro
tra
Oristano
Oglias
Oristano
Medio
Campidano Villasor
Selargius
Cagliari
Sulcis Rumianca
Assemini
Sulcis
Cagliari S.
SarluxConfigurazioni alternative 15
Questa struttura zonale alternativa, che prevede l’associazione regioni-zone di cui alla tabella 4, è
schematizzata nelle figure 7 e 8.
FIGURA 7. SCHEMA GEOGRAFICO CONFIGURAZIONE CON SEPARAZIONE DELLE ISOLE MAGGIORI - FIGURA 8.
SCHEMA A BLOCCHI CONFIGURAZIONE CON SEPARAZIONE DELLE ISOLE MAGGIORI
NORD
Marginone-La Spezia Avenza-La Spezia
Acciaiolo-La Spezia Avenza-S.Colombano
Calenzano-Bargi Calenzano-S.B.Querceto
Fano-Forlì Avenza-Colorno
Fano-S.Martino in XX
SACOI
CNOR
DT Montalto-Suvereto Pietrafitta-Arezzo
NORD Roma N.-Pian della Speranza Montorio-Rosara
SA_N Teramo-Rosara
CSUD
CNOR SAPEI
Troia-Benevento
Ittiri-Selargius Oristano-Sulcis Larino-Gissi
Mogorella-Villasor Melfi-Bisaccia
CSUD
SA_N SUD
SA_S
SUD Laino-Aliano DT Laino- Laino-
SA_S Montecorvino Tusciano
CALA
CALA
Sorgente-Rizziconi 1 e 2
SI_O
E
SI_
SI_O DT Caracoli-Sorgente/Corriolo SI_E
DT Favara-Chiaramonte Gulfi
Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV
TABELLA 4. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE NELLA CONFIGURAZIONE CON SEPARAZIONE DELLE ISOLE MAGGIORI
Zona geografica Regioni
Valle D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli
Nord (NORD)
Venezia Giulia, Emilia Romagna
Centro Nord (CNOR) Toscana e Marche
Centro Sud (CSUD) Lazio, Abruzzo, Campania e Umbria
Sud (SUD) Molise, Puglia e Basilicata
Calabria (CALA) Calabria
Sicilia (provincie di Caltanissetta, Catania, Enna, Messina, Ragusa e
Sicilia Est (SI_E)
Siracusa)
Sicilia Ovest (SI_O) Sicilia (provincie di Agrigento, Palermo e Trapani)
Sardegna Nord (SA_N) Sardegna (provincie di Gallura, Oristano, Nuoro e Sassari)
Sardegna Sud (SA_S) Sardegna (provincie di Cagliari, Medio Campidano, Ogliastra e Sulcis)16 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
2.4 Configurazione a 2 zone continentali
Nello studio si è valutata anche una configurazione volta a minimizzare il numero delle zone. Questa vede
l’Italia continentale separata in 2 zone (“Nord” e “Macro Sud”), mantenendo le isole come zone a parte
(associazione regioni-zone in tabella 5 e struttura schematizzata nelle figure 9 e 10).
FIGURA 9. SCHEMA GEOGRAFICO STRUTTURA A DUE ZONE - FIGURA 10. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA A
DUE ZONE
NORD
Marginone-La Spezia Avenza-La Spezia
Acciaiolo-La Spezia Avenza-S.Colombano
Calenzano-Bargi Calenzano-S.B.Querceto
Fano-Forlì Avenza-Colorno
Fano-S.Martino in XX
NORD SACOI
SARD
MACROSUD MACROSUD
SAPEI
SARD
Sorgente-Rizziconi 1 e 2
SICI
SICI
Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV
TABELLA 5. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE STRUTTURA A DUE ZONE
Zona geografica Regioni
Valle D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli
Nord (NORD)
Venezia Giulia, Emilia Romagna
Toscana, Marche, Lazio, Abruzzo, Umbria, Campania, Molise, Puglia,
Macro Sud (MSUD)
Basilicata e Calabria
Sicilia (SICI) Sicilia
Sardegna (SARD) SardegnaConfigurazioni alternative 17
2.5 Configurazione a 2 zone continentali e separazione isole
maggiori
Partendo dalle configurazioni di cui ai paragrafi 2.3 e 2.4, si è inoltre valutata una configurazione zonale
che prevede l’associazione regioni-zone di cui alla tabella 6. Questa struttura è schematizzata nelle figure
11 e 12.
FIGURA 11. SCHEMA GEOGRAFICO STRUTTURA A DUE ZONE - FIGURA 12. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA A
DUE ZONE
NORD
Marginone-La Spezia Avenza-La Spezia
Acciaiolo-La Spezia Avenza-S.Colombano
Calenzano-Bargi Calenzano-S.B.Querceto
Fano-Forlì Avenza-Colorno
Fano-S.Martino in XX
SACOI
NORD
SA_N
SAPEI
Ittiri-Selargius Oristano-Sulcis
Mogorella-Villasor
MACROSUD
MACROSUD
SA_N SA_S
SA_S
Sorgente-Rizziconi
- 1e2
SI_O
E
SI_
SI_O DT Caracoli-Sorgente/Corriolo SI_E
DT Favara-Chiaramonte Gulfi
Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV
TABELLA 6. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE STRUTTURA A DUE ZONE
Zona geografica Regioni
Valle D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli
Nord (NORD)
Venezia Giulia, Emilia Romagna
Toscana, Marche, Lazio, Abruzzo, Umbria, Campania, Molise, Puglia,
Macro Sud (MSUD)
Basilicata e Calabria
Sicilia (provincie di Caltanissetta, Catania, Enna, Messina, Ragusa e
Sicilia Est (SI_E)
Siracusa)
Sicilia Ovest (SI_O) Sicilia (provincie di Agrigento, Palermo e Trapani)
Sardegna Nord (SA_N) Sardegna (provincie di Gallura, Oristano, Nuoro e Sassari)
Sardegna Sud (SA_S) Sardegna (provincie di Cagliari, Medio Campidano, Ogliastra e Sulcis)18 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
2.6 Configurazione proposta da AEEGSI
Tenendo conto di alcuni vincoli implementativi, l’AEEGSI ha suggerito di valutare una configurazione
zonale aggiuntiva che preveda:
• lo spostamento della regione Umbria dalla zona Centro Nord alla zona Centro Sud
• il mantenimento del polo di produzione limitato di Rossano senza introduzione della zona Calabria
Questa struttura è schematizzata nelle figure 13 e 14 e in tabella 7 ne è riportata la relativa associazione
regioni/zone.
FIGURA 13. SCHEMA GEOGRAFICO STRUTTURA A DUE ZONE - FIGURA 14. SCHEMA A BLOCCHI STRUTTURA A
DUE ZONE
NORD
Marginone-La Spezia Avenza-La Spezia
Acciaiolo-La Spezia Avenza-S.Colombano
Calenzano-Bargi Calenzano-S.B.Querceto
Fano-Forlì Avenza-Colorno
Fano-S.Martino in XX
SACOI
CNOR
DT Montalto-Suvereto Pietrafitta-Arezzo
Roma N.-Pian della Speranza Montorio-Rosara
NORD SARD Teramo-Rosara
CSUD
SAPEI
CNOR Troia-Benevento Laino-Tusciano
Larino-Gissi
Melfi-Bisaccia
DT Laino-Montecorvino
CSUD
SUD
SARD SUD
ROSN
ROSN
Sorgente-Rizziconi 1 e 2
SICI
SICI
Collegamenti 380kV Collegamenti 220kV
Collegamenti virtuali
TABELLA 7. ASSOCIAZIONE REGIONI-ZONE STRUTTURA A DUE ZONE
Zona geografica Regioni
Valle D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli
Nord (NORD)
Venezia Giulia, Emilia Romagna
Centro Nord (CNOR) Toscana e Marche
Centro Sud (CSUD) Campania, Lazio, Abruzzo e Umbria
Sud (SUD) Molise, Puglia, Basilicata e Calabria
Sicilia (SICI) Sicilia
Sardegna (SARD) SardegnaScenari esaminati 19
3 Scenari esaminati
3.1 Introduzione
Il processo di revisione zonale descritto nel CACM ha il chiaro obiettivo di definire delle strutture zonali che:
• Massimizzino l’efficienza dei mercati;
• Garantiscano la sicurezza del sistema elettrico;
• Siano stabili e robuste nel tempo.
Quest’ultimo criterio si propone di tenere conto anche dei costi legati ai cambiamenti della struttura
zonale che nel tempo, a causa dell’evoluzione delle diverse grandezze di rilievo (es. struttura della rete,
fabbisogno, parco di generazione), potrebbero rendersi altrimenti necessari.
Per questo motivo il CACM richiede di valutare la qualità delle differenti strutture zonali su un orizzonte
temporale decennale, ben più ampio del precedente orizzonte triennale previsto dalla Delibera 111/06.
Tale differente approccio, passando da un orizzonte temporale di breve/medio termine ad un orizzonte di
lungo termine, impone un cambio di metodologia nella definizione degli scenari da valutare. In particolare,
con l’incremento dell’orizzonte temporale aumenta anche l’incertezza nelle previsioni disponibili e,
dunque, non è più sufficiente effettuare delle valutazioni basate sulle migliori stime ad oggi disponibili
(ragionevolmente accurate su un orizzonte di 1-3 anni). È invece necessario, in linea con quanto fatto negli
studi di lungo termine anche a livello ENTSO-e (come ad esempio gli studi per il TYNDP, il MAF o le Bidding
Zones), definire un insieme di potenziali scenari futuri sui quali testare le diverse configurazioni zonali.
Nei successivi paragrafi, inoltre, vengono riportati maggiori dettagli circa i diversi scenari selezionati per
ciascuna delle tre grandezze rilevanti sopra menzionate, ovvero struttura della rete, fabbisogno e parco
di generazione.
Di seguito è riportata in forma sintetica la lista degli scenari selezionati, descritti poi in dettaglio. Si precisa
sin d’ora che, ritenendo i limiti di scambio particolarmente dipendenti dalla topologia della rete e dall’anno
orizzonte, saranno analizzati tre differenti valori di limiti di scambio tra le sezioni, in funzione a diverse
ipotesi di sviluppo della Rete di trasmissione nazionale e corrispondenti rispettivamente all’anno 2020
nell’ipotesi di rete Planned e all’anno 2025 nelle ipotesi di Rete Planned e Worst.20 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
FIGURA 15. SCHEMA SCENARI ANALIZZATI
As is
2020 Planned Sviluppo
Decom.
Scenari
Sviluppo As is
Planned
Base Decom.
2025
Sviluppo As is
Worst
Base Decom.
Orizzonte temporale Scenari di rete Domanda Generazione
Anno obiettivo a cui le Topologia della rete di Stime circa il trend di crescita/decrescita del fabbisogno,
diverse grandezze sono trasmissione attesa a nonchè evoluzione attesa del parco di generazione
riferite seguito del (es. aumento RES e dismissione impianti convenzionali)
completamento degli
interventi di sviluppo
ipotizzati nello scenario
in esame
3.2 Orizzonti temporali
Dato che lo studio è incentrato su un orizzonte temporale di dieci anni si ritiene necessario e sufficiente
condurre le analisi su due distinti “anni obiettivo”. In particolare, dato che il periodo oggetto di valutazione
è quello compreso tra l’anno 2019 e l’anno 2028, Terna ha ritenuto opportuno condurre le valutazioni su
due orizzonti temporali: 2020 e 2025.
Tali anni sono stati scelti in quanto rappresentativi dell’intero arco temporale in esame nonché in quanto
presi in esame in diversi studi ENTSO-E che potranno quindi essere utilizzati come termine di confronto
per i risultati ottenuti nel presente studio.
3.3 Scenari di rete
Per l’anno 2020 si è ritenuto sufficiente valutare un unico scenario di rete che, rispetto allo stato attuale,
vede implementati tutti quegli interventi di sviluppo, riportati nel Piano di Sviluppo 2017, già in corso/
autorizzati e per i quali è previsto l’ingresso in esercizio entro e non oltre il 31 dicembre 2019 (Scenario
“planned”).
Per l’anno 2025, dato il grado di incertezza che affligge le attuali stime circa le tempistiche di completamento
di alcuni interventi di sviluppo, si è invece ritenuto necessario valutare, oltre ad uno scenario in linea con le
previsioni riportate nel Piano di Sviluppo 2017 (“planned”), anche uno scenario in cui si ipotizza il mancato
completamento degli interventi di sviluppo previsti a partire dal 2020 (“worst”).Scenari esaminati 21
A seguire il dettaglio dei suddetti interventi, differenziati per livello di tensione ed anno di completamento.
TABELLA 8. PRINCIPALI INTERVENTI DI SVILUPPO COMPLETATI AL 2020.
Area Intervento PdS – Scenario 2020 Cod. intervento kV
Incremento della capacità di interconnessione con
100-I 220
l'Austria
Italia - Estero
Interconnessione Italia-Balcani 401-P 500
Interconnessione Italia-Francia 3-P 380
Elettrodotto 220 kV ML "Mese - Castasegna" TYNDP - CM 220
Interventi per adeguamento portata elettrodotti 380 KV
8-P 380
Nord Ovest e 220 KV
Razionalizzazione rete 220 e 132 KV Provincia di Torino 6-P 220
Rimozione Limitazioni rete 380 kV Area Nord-Ovest 8-P 380
Nord est Stazione 220 kV Cardano (BZ) 236-P 220
Centro Sud Elettrodotto 380 kV Foggia-Benevento II 502-P 380
TABELLA 9. INTERVENTI DI SVILUPPO COMPLETATI AL 2025.
Area Intervento PdS – Scenario 2025 Cod. intervento kV
Elettrodotto 380 kV Interconnessione Italia-Austria
204-P 220
(Fase 1)
Elettrodotto HVDC "Verderio-Sils" TYNDP-174 380
Italia - Estero
Incremento della capacità di interconnessione con la
200-I 500
Slovenia ai sensi della legge 99/2009
Italia-Tunisia 601-I 500
Elettrodotto 220 KV "Glorenza-Tirano-der.Premadio" 106-P 220
Elettrodotto 380 kV tra Milano e Brescia 104-P 380
Nord Ovest Razionalizzazione 220 kV città di Milano 115-P 220
Razionalizzazione 220/132 kV in Valle Sabbia 116-P 220
Stazione 380 kV Magenta (MI) 126-P 380
Razionalizzazione 380 kV fra Venezia e Padova 203-P 380
Razionalizzazione rete AT nell’area di S. Massenza (TN) 220-P 220
Razionalizzazione rete media valle del Piave (POLPET) 216-P 220
Riassetto rete 380 e 132 kV area di Lucca 306-P 380
Elettrodotto 380 kV Calenzano-Colunga 302-P 380
Nord est
Riassetto rete Alto Bellunese 215-P 220
Riassetto rete area di Livorno 308-P 220
Stazione 220 kV Avenza 335-P 220
Stazione 220 kV Glorenza 238-P 220
Stazione 380 kV Volpago 206-P 380
Elettrodotto 380 kV Chiaramonte Gulfi - Ciminna 602-P 380
Elettrodotto 380 kV Foggia-Villanova (402-P) 402-P 380
Elettrodotto 380 kV Paternò-Pantano-Priolo 603-P 380
Razionalizzazione rete AAT/AT di Roma 404-P 380
Centro Sud Riassetto area metropolitana di Roma 404-S 220
Riassetto rete Teramo/Pescara 420-P 380
Stazione 220 kV Partinico 621-P 220
Stazione 380 kV S. Maria Capua Vetere 530-P 380
Stazione 380/150 kV Vizzini ex-Mineo 616-P 38022 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
3.4 Evoluzione domanda e parco di generazione
Al fine di definire una struttura zonale sufficientemente robusta al variare delle condizioni al contorno, per
ciascuno dei due orizzonti temporali selezionati (2020 e 2025), si è ritenuto opportuno valutare scenari
distinti in termini di domanda di energia elettrica e parco di generazione, tenendo conto della metodologia
definita in ambito Europeo (Mid term Adequacy Forecast) e della peculiarità del sistema elettrico nazionale.
In particolare:
• Per l’anno 2020, assumendo una previsione di installato da fonte rinnovabile non programmabile
(FRNP) e una domanda di energia elettrica in linea con lo scenario “Sviluppo” del Piano di Sviluppo
(PdS) 2017, sono stati analizzati i seguenti due scenari:
• Scenario “As is”, con un parco termoelettrico che vede un decommissioning moderato
rispetto all’installato attuale. In questo scenario sono considerate fuori servizio le sole unità di
produzione in conservazione o indisponibili per vincoli autorizzativi al 31/12/2016 (circa 6 GW);
• Scenario decommissioning, in cui il valore complessivo di impianti dismessi ammonta a circa
10 GW;
• Per l’anno 2025, assumendo una previsione di installato FRNP in linea con le previsioni del PdS
2017, sono stati analizzati i due seguenti scenari:
• Scenario “As is”, con una domanda di energia elettrica in linea con lo scenario sviluppo del PdS
2017 e un parco termoelettrico che vede un decommissioning moderato rispetto all’installato
attuale (considerate fuori servizio le sole unità di produzione in conservazione o indisponibili
per vincoli autorizzativi al 31/12/2016 - circa 6 GW);
• Scenario decommissioning, con una domanda di energia elettrica in linea con lo scenario base
del PdS 2017 e un parco termoelettrico che tiene conto di una dismissione complessiva pari a
circa 12 GW;
Si segnala che gli scenari di phase-out degli impianti a carbone previsti nella proposta di SEN non sono
stati oggetto di valutazione in questo studio.
Previsioni della Domanda
Nella tabella sottostante viene riportata la previsione di domanda in termini di potenza al picco di carico
nell’ipotesi di estate torrida, rispettivamente nello scenario di sviluppo e nello scenario base con perimetro
nazionale (cosiddetto 100%)5.
TABELLA 10. STIMA DELLA DOMANDA IN POTENZA DI PICCO
Scenario base Scenario di sviluppo
Anno Potenza (GW) Potenza (GW)
2020 62 64
2025 63 66
(5) Scenari della Domanda Elettrica in Italia 2016-2016, www.terna.itScenari esaminati 23
Il grafico sottostante mostra lo scenario di crescita della domanda.
FIGURA 16. SCENARI DI DOMANDA (BASE E SVILUPPO)
347,2
350,0 341,7 343,0 344,4 345,8
338,5
340,0 332,2
335,3
329,0
330,0 326,0
322,9
319,9
316,9 328,9
320,0 316,9 313,9 323,7 325,0 326,3 327,6
311 321,1 322,4
318,5 319,8
310,0 314,7 316 317,3
312,2 313,5
311
300,0
290,0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Scenario Base Scenario di Sviluppo
Previsioni della Generazione
Le seguenti figure riportano, rispettivamente, i dettagli del decommissioning sia in numero di UP, che per
potenza delle stesse.
FIGURA 17. NUMERO DI UP OGGETTO DI DECOMMISSIONING
20 18
15
10
10
6
5 5
5 4
3
2 2 2
1
0
Coal Gas Oil Altri
‐ 6 GW ‐ 10 GW ‐ 12 GW
FIGURA 18. POTENZA (GW) OGGETTO DI DECOMMISSIONING
4
3,4
3,5
3
2,5
2,5
2
1,5
1,5 1,2
1 0,7 0,8 0,7
0,4 0,4
0,5 0,2 0,1
0
Coal Gas Oil Altri
‐ 6 GW ‐ 10 GW ‐ 12 GW24 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
FIGURA 19. PREVISIONI INSTALLATO FER (GW)
2025
Eolico Onshore
2020
13,35
Eolico Onshore
11,18
2020
PV 2020
20,95 Eolico Offshore
0,03
2025
PV 2020
23,06 Solare Termodinamico 2025
11,18 Eolico Offshore
0,45
2025
Solare Termodinamico
0,17
Eolico Onshore Eolico Offshore Solare Termodinamico PV
3.4.1 Generazione nelle diverse ipotesi di configurazione zonali
SCENARIO “AS IS” (DECOMISSIONING: -6 GW)
60 Configurazione con Configurazione a 2 zone
Alternativa Configurazione separazione delle Configurazione a 2 zone continentali e separazione Configurazione proposta
base attuale isole maggiori continentali delle isole maggiori da AEEGSI
50
Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97 Nord; 25,97
40
30
Centro Nord; Centro Nord; Centro Nord; Centro Nord;
3,68 2,94 2,94 2,94
Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud;
20 7,80 8,54 8,54 8,54
Sud; 22,36 Sud; 22,36
Rossano; 3,39 Rossano; 3,39
Foggia; 0,82 Sud; 7,30 Sud; 7,30
10 Brindisi; 4,31 Sud; 7,48
Sud; 2,35 Calabria; 3,57 Calabria; 3,57
Priolo; 0,74 Sardegna Nord;
Sicilia Est; 2,96 Sicilia; 4,33 Sardegna Sud; Sicilia Est; 2,96 Sicilia; 4,33
Sicilia; 3,59 Sicilia; 4,33 0,69
Sicilia Ovest; 1,37 1,11 Sicilia Ovest; 1,37
Sardegna; 1,81 Sardegna; 1,81 Sardegna Sud; 1,11 Sardegna; 1,81 Sardegna Nord; 0,69 Sardegna; 1,81
0Scenari esaminati 25
SCENARIO “DECOMISSIONING” 2020: -10 GW
60
Configurazione con Configurazione a 2 zone
Alternativa Configurazione separazione delle Configurazione a 2 zone continentali e separazione Configurazione proposta
base attuale isole maggiori continentali delle isole maggiori da AEEGSI
50
40
Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40 Nord; 24,40
30
Centro Nord; Centro Nord; Centro Nord;
3,14 2,52 2,52
20 Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud;
8,11 8,11 Centro Sud;
7,50 8,11
Sud; 20,25 Sud; 20,25
Rossano; 3,01 Rossano; 3,01
Foggia; 0,82 Sud; 6,42 Sud; 6,42
10 Brindisi; 3,59
Sud; 6,60
Sud; 2,19 Calabria; 3,19 Calabria; 3,19
Priolo; 0,74 Sardegna Sud; Sardegna Sud;
1,11 Sicilia est; 2,39 1,11 Sicilia est; 2,39
Sicilia; 3,01 Sicilia; 3,75 Sicilia; 3,75 Sicilia; 3,75
Sicilia Ovest; 1,37 Sicilia Ovest; 1,37
Sardegna; 1,73 Sardegna; 1,73 Sardegna Sud; 1,11 Sardegna; 1,73 Sardegna Sud; 1,11 Sardegna; 1,73
0
SCENARIO “DECOMISSIONING” 2025: -12 GW
60
Configurazione con Configurazione a 2 zone
Alternativa Configurazione separazione delle Configurazione a 2 zone continentali e separazione Configurazione proposta
50 base attuale isole maggiori continentali delle isole maggiori da AEEGSI
40
Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65 Nord; 23,65
30
Centro Nord; 2,77 Centro Nord; 2,52 Centro Nord; 2,52 Centro Nord;
2,52
20
Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud;
7,50 7,75 7,75 7,75
Sud; 19,47 Sud; 19,47
Rossano; 2,60 Rossano; 2,60
Foggia; 0,82 Sud; 6,42 Sud; 6,42
10
Brindisi; 3,59
Sud; 6,60
Sud; 2,19 Calabria; 2,78 Calabria; 2,78
Priolo; 0,74 Sardegna Nord; Sardegna Nord;
Sicilia Est; 2,39 Sicilia Est; 2,39
0,61 0,61
Sicilia; 2,95 Sicilia; 3,69 Sicilia Ovest; 1,30 Sicilia; 3,69 Sicilia Ovest; 1,30 Sicilia; 3,69 Sardegna;
1,29
0 Sardegna; 1,29 Sardegna; 1,29 Sardegna Sud; 0,68 Sardegna; 1,29 Sardegna Sud; 0,68
Di seguito sono inoltre dettagliate le ipotesi di potenza installata solare ed eolica nei diversi scenari, con
dettaglio zonale per ciascuna configurazione analizzata.26 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
POTENZA EOLICA (ON SHORE + OFF SHORE)_2020
Configurazione con separazione delle isole maggiori
Configurazione Configurazione a due zone
12 Configurazione Configurazione con separazione Configurazione a due continentali e Configurazione proposta
attuale alternativa base delle isole maggiori zone continentali separazione isole maggiori da AEEGSI
Nord; 0,19 Nord; 0,19 Nord; 0,19 Nord; 0,19 Nord; 0,19
Centro Nord; 0,21 Centro Nord; 0,20 Centro Nord; 0,20 Nord; 0,19 Centro Nord; 0,20
10
Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud;
2,04 2,05 2,05 2,05
8
Macro Sud; Macro Sud;
8,05 8,05
Sud; 4,51 Sud; 4,51
6 Sud; 5,80 Sud; 5,80
4
Calabria; 1,29 Calabria; 1,29
Sicilia est ; Sicilia est ;
0,84 0,84
2 Sicilia; 1,90 Sicilia; 1,90 Sicilia; 1,90 Sicilia; 1,90
Sicilia ovest; Siciliaovest;
1,05 1,05
Sardegna; Sardegna Nord; 0,72 Sardegna Nord; 0,72
Sardegna; Sardegna; Sardegna;
1,07 1,07 Sardegna Sud; 0,35 1,07 Sardegna Sud; 0,35 1,07
0
POTENZA SOLARE (PV + CSP)_2020
25
Configurazione Configurazione a due
Configurazione Configurazione con separazione Configurazione zone continentali e Configurazione
attuale alternativa base delle isole maggiori a due zone continentali separazione isole maggiori proposta da AEEGSI
20
Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40 Nord; 9,40
15
Centro Nord; Centro Nord; Centro Nord; Centro Nord;
10 2,51 2,00 2,00 2,00
Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud; Macro Sud; Macro Sud; Centro Sud;
2,94 3,45 3,45 9,32 9,32 3,45
5
Sud; 3,31
Sud; 3,87 Sud; 3,31 Sud; 3,87
Calabria; 0,56 Calabria; 0,56
Sicilia Est; 0,85 Sicilia Est; 0,85
Sicilia; 1,52 Sicilia; 1,52 Sicilia Ovest; 0,67 Sicilia; 1,52 Sicilia; 1,52
Sardegna Sud; Sardegna Sud; Sicilia Ovest; 0,67
Sardegna; 0,84 Sardegna; 0,84 0,40 Sardegna Nord; 0,44 0,40 Sardegna Nord; 0,44 Sardegna; 0,84
Sardegna; 0,84
0Scenari esaminati 27
POTENZA EOLICA (ON SHORE + OFF SHORE)_2025
16
Configurazione Configurazione a due
Configurazione Configurazione con separazione Configurazione zone continentali e Configurazione proposta
attuale alternativa base delle isole maggiori a due zone continentali separazione isole maggiori da AEEGSI
14 Nord; 0,22 Nord; 0,22 Nord; 0,22 Nord; 0,22
Nord; 0,22 Nord; 0,22
Centro Nord; 0,24 Centro Nord; 0,24 Centro Nord; 0,24 Centro Nord;
0,24
12 Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud; Centro Sud;
2,45 2,45 2,45 2,45
10
Macro Sud; Macro Sud;
8 Sud; 5,62 Sud; 5,62 9,87 9,87
Sud; 7,18 Sud; 7,18
6
Calabria; Calabria;
4 1,56 1,56
Sicilia Est ; Sicilia Est ;
1,10 1,10
Sicilia; 2,39 Sicilia; 2,39 Sicilia; 2,39 Sicilia; 2,39
2 Sicilia Ovest; Sicilia Ovest;
1,29 1,29
Sardegna; Sardegna; Sardegna Nord; 0,79 Sardegna; Sardegna Nord; 0,79 Sardegna;
1,33 1,33 Sardegna Sud; 0,54 1,33 Sardegna Sud; 0,54 1,33
0
POTENZA SOLARE (PV + CSP)_2025
Configurazione Configurazione a due zone
25 Configurazione Configurazione con separazione Configurazione a continentali e separazione Configurazione
attuale alternativa base delle isole maggiori due zone continentali isole maggiori proposta da AEEGSI
20
Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87 Nord; 9,87
15
Centro Nord; Centro Nord; Centro Nord;
Centro Nord; 2,18
2,73 2,18 2,18
10
Centro Sud; Centro Sud; Macro Sud; Macro Sud;
Centro Sud; Centro Sud;
3,90 3,90 10,47 10,47
3,35 3,90
Sud; 3,75 Sud; 3,75
5 Sud; 4,39 Sud; 4,39
Calabria; 0,64 Calabria; 0,64
Sicilia Est ; 0,88 Sicilia Est; 0,88
Sicilia; 1,82 Sicilia; 1,82 Sicilia; 1,82 Sicilia; 1,82
Sicilia Ovest; 0,94 Sicilia Ovest; 0,94
Sardegna Sud; Sardegna Sud;
Sardegna; 1,07 Sardegna; 1,07 Sardegna Nord; 0,50 Sardegna Nord; 0,50 Sardegna; 1,07
0,57 Sardegna; 1,07 0,57
028 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
4 Descrizione simulazioni
4.1 Dati di input
Profili della Domanda e suddivisione nodale
Nel rispetto dello scenario descritto al paragrafo 3.4, la domanda è caratterizzata da un profilo che rispetta
il calendario 2007 in termini di giorni settimanali e festività.
Nella figura sotto è rappresentato, a livello nazionale, l’andamento della media del carico in p.u.6 nelle 24
ore del giorno per ciascun mese; ovvero i valori in tabella rappresentano per ciascuna ora del giorno e
mese dell’anno il valore medio del carico rispetto al picco unitario
Come si evince, il picco di carico si concentra prevalentemente nel periodo estivo ed in particolare nel
mese di luglio.
FIGURA 20. MEDIA DEL PROFILO DELLA DOMANDA IN P.U.
Ora\Mese 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
2 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4 0,5 0,6 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4
3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,6 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4
4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4
5 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4
6 0,4 0,5 0,5 0,4 0,4 0,5 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,4
7 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,6 0,7 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6
9 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7
10 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7
11 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7
12 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7
13 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6
14 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6
15 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6
16 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,7 0,6
17 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7
18 0,8 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,8 0,7
19 0,8 0,8 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,8 0,7
20 0,8 0,8 0,8 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7
21 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
22 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,8 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6
23 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6
24 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,7 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5
(6) Nella figura è riportato il valore assunto dal rapporto tra il fabbisogno medio del cluster mese-ora in esame rispetto al picco di fabbisogno
annuale.Descrizione simulazioni 29
Questo stesso profilo viene utilizzato anche a livello “nodale” secondo l‘attuale Zona di Mercato di
appartenenza, mentre per gli utenti AAT direttamente connessi alla RTN si considera un carico FLAT pari
al loro contributo al picco di carico.
Profili FRNP
I profili di producibilità FRNP ed in particolare fotovoltaico (PV), Solare Termodinamico (CSP), Eolico
(WIND) Onshore e Offshore, sono allineati alle ipotesi del Pan European Climate Database (PECD)
condivise in ambito ENTSO-E e composte da 34 anni climatici.
Un’analisi delle serie di producibilità ha portato ad individuare l’anno climatico 2015 come un anno di
producibilità media sia in termini di ore equivalenti che di picco di produzione. Il dettaglio dei dati è relativo
alla struttura zonale esistente (Figura 1).
Il profilo FRNP viene calato a livello regionale in funzione della struttura attuale zonale, pertanto ciascun
impianto ricadente in ciascuna zona è caratterizzato da una determinata producibilità e le diverse ipotesi
zonali sono quindi caratterizzate da una composizione differente di producibilità a seconda della regione
in cui ricadono gli impianti.
Di seguito si riportano delle curve indicative di producibilità annuale (2015) a livello Italia espresse in p.u.:
FIGURA 21. MEDIA ORARIA DELLA PRODUCIBILITÀ FNRP DEL 2015. PV, CSP, WIND ONSHORE, WIND OFFSHORE IN
ITALIA PECD-CLIMATIC YEAR 2015
Producibilità FRNP del 2015
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
1
138
275
412
549
686
823
960
1097
1234
1371
1508
1645
1782
1919
2056
2193
2330
2467
2604
2741
2878
3015
3152
3289
3426
3563
3700
3837
3974
4111
4248
4385
4522
4659
4796
4933
5070
5207
5344
5481
5618
5755
5892
6029
6166
6303
6440
6577
6714
6851
6988
7125
7262
7399
7536
7673
7810
7947
8084
8221
8358
8495
8632
PV CSP WIND ONSHORE WIND OFFSHORE
Dimensionamento della Riserva
L’approvvigionamento della riserva viene considerato solo nella fase di simulazione Monte Carlo vera e
propria in cui si simula il sistema nel suo complesso, data una certa struttura zonale e limiti di scambio.
Il fabbisogno di riserva terziaria di sostituzione a salire esprime la quantità di riserva a salire che deve
essere disponibile in sede di programmazione al fine di fronteggiare incrementi di fabbisogno/riduzioni di
immissione eolica e fotovoltaica non previsti(e) o indisponibilità di generazione, senza limitazioni di durata.
Il fabbisogno di riserva di sostituzione è inclusivo del fabbisogno di riserva secondaria.
In maniera semplificata ai fini del presente studio, viene cautelativamente considerato un fabbisogno di
riserva dimensionato in funzione della domanda di energia in ciascuna zona, quindi per ciascuna zona è
stato considerato un fabbisogno di riserva pari al 20% del carico.30 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
Piano delle manutenzioni e riduzione capacità di scambio
Al fine di tenere opportunamente in conto l’impatto delle indisponibilità programmate degli elementi di rete
sull’esercizio del sistema elettrico, è stato definito un piano di indisponibilità “standard” degli elementi di
rete 380kV (380/220kV per le isole).
Tale piano è stato definito analizzando i dati storici 2015-2017 delle indisponibilità (annuali, on demand,
occasionali e indifferibili) calcolando, per ciascun collegamento, il numero medio di giorni di fuori servizio.
Inoltre, laddove possibile e appropriato, i collegamenti sono stati raggruppati in opportune “direttrici”: ai
fini del piano “standard”, si è definito un periodo di indisponibilità complessivo per la direttrice (quindi, ai
fini delle simulazioni di rete, per ciascuna direttrice, viene posto fuori servizio solo uno dei collegamenti
ad esso appartenenti).
Si segnala che, assumendo che indisponibilità di brevissima durata (minore a 4 giorni) possano essere
flessibilmente allocate da Terna nei momenti in cui queste non comportino impatti per il sistema, il piano
“standard” delle manutenzioni di rete è stato elaborato considerando solo i collegamenti e le direttrici che
sono risultati avere una durata media annuale di fuori servizio programmato maggiore o uguale di 4 giorni.
Il piano così definito è risultato composto da 127 indisponibilità nell’arco dell’anno (100 sul 380kV e 27 sul
220kV), di durata media pari a 7 giorni (durata minima pari a 4, durata massima pari a 37).
FIGURA 22. DISTRIBUZIONE INDISPONIBILITÀ PER DURATA E LIVELLO DI TENSIONE
40
35
30 380kV 220kV
Indisponibilità
25
20
15
10
5
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40
Durata [gg]
L’allocazione temporale di tali indisponibilità nell’arco dell’anno è stata effettuata seguendo un
procedimento analogo a quello tipicamente applicato da Terna in fase di programmazione annuale delle
indisponibilità, cercando di minimizzare gli impatti dei fuori servizio sulla sicurezza e sull’economicità del
sistema.
Il piano di manutenzione degli elementi di rete viene poi trattato da GRARE7 come un input fisso. Tuttavia,
lavorando GRARE per settimane, è stato necessario tradurre il piano precedente elaborato in un piano
con risoluzione settimanale. Per fare ciò, si è assunto quanto segue:
(7) GRARE (Grid Reliability and Adequacy Risk Evaluator) – software Terna per la valutazione affidabilistica del sistema elettrico di trasmissione
utilizzando metodi di analisi di tipo Monte Carlo. GRARE è sviluppato per la pianificazione dei sistemi elettrici di medio e lungo termine.Descrizione simulazioni 31
TABELLA 11. PIANO DI MANUTENZIONE DEI COLLEGAMENTI
Durata manutenzione Periodo di manutenzione modellato in GRARE
[giorni] [settimane]
4-10 1
11-17 2
18-24 3
25-31 4
La distribuzione delle indisponibilità per durata (in settimane) è riportata nella figura seguente:
FIGURA 23. DISTRIBUZIONE INDISPONIBILITÀ PER DURATA (ESPRESSA IN SETTIMANE) E LIVELLO DI TENSIONE
120
100
380kV 220kV
Indisponibilità
80
60
40
20
0
1 2 3 4
Durata [w]
Per le indisponibilità di elementi di rete che hanno rilevanza ai fini degli scambi tra zone, sono state definite
opportune riduzioni ai limiti di scambio (espresse in percentuale del limite a rete integra). Tali riduzioni
sono state definite sia per le sezioni esistenti che, laddove rilevante, per le nuove sezioni (ad esempio,
per l’indisponibilità dei collegamenti 220kV che collegano la parte occidentale della Sicilia con la parte
orientale della medesima isola, si è stimata la riduzione percentuale da applicare al limite di scambio tra
queste due porzioni della rete nelle configurazioni zonali che vedono l’isola separata in due parti).
Infine, GRARE tiene conto anche delle manutenzioni degli impianti di generazione. Queste vengono
simulate sulla base di una durata standard definita per tecnologia (Tabella 12) e la loro allocazione
temporale nell’arco dell’anno è ottimizzata dal software medesimo in modo da massimizzare i margini
di adeguatezza (le manutenzioni vengono quindi allocate nei periodi a minore fabbisogno e/o maggiore
produzione rinnovabile attesa).32 Revisione configurazione zonale Report finale – Marzo 2018
TABELLA 12. SETTIMANE DI MANUTENZIONE PER TIPO DI TECNOLOGIA DI GENERAZIONE
Tecnologia (rendimenti) Settimane di manutenzione
Gas CCGT new (53% - 60%) 4
Gas CCGT old 1 (33% - 44%) 4
Gas CCGT old 2 (45% - 52%) 4
Gas OCGT new (39% - 44%) 2
Gas OCGT old (35% - 38%) 2
Hard coal new (44% - 46%) 5
Hard coal old 1 (30% - 37%) 5
Hard coal old 2 (38% - 43%) 5
Heavy oil old 1 (25% - 37%) 4
Tassi di accidentalità
Le simulazioni probabilistiche effettuate con GRARE tengono conto, oltre che delle manutenzioni
programmate di cui al precedente paragrafo, anche dell’impatto dei fuori servizi accidentali degli elementi
di rete secondo appositi tassi di accidentalità.
I tassi di accidentalità degli elementi di rete cambiano a seconda del livello di tensione secondo la tabella
riportata sotto:
TABELLA 13. TASSI DI ACCIDENTALITÀ
indisp.tà x 100km
AEREA 380 kV 0.00148
CAVO 380 kV 0.00468
AEREA 220 kV 0.00365
CAVO 220 kV 0.03573
AEREADescrizione simulazioni 33 Modello Estero Il modello dei paesi esteri utilizzato per il presente studio viene differenziato a seconda della fase di analisi che si differenzia tra: • Individuazione dei limiti di scambio tra le aree • Simulazioni affidabilistiche Monte Carlo Relativamente al calcolo del limite di scambio tra le diverse sezioni italiane, il modello estero è limitato solo ai paesi confinanti e risulta anche piuttosto semplificato. Infatti per ciascuna nazione il modello è composto da una singola sbarra dove sono presenti due generatori dispacciabili e un carico. Uno dei due generatori ha costi bassi e potenza massima pari al carico, quindi risulta sempre acceso alla potenza massima per coprire il carico. L’altro generatore ha costi alti e potenza massima installata pari allo scambio (NTC) verso l’Italia. Riassumendo il primo generatore simula l’import dall’Italia mentre il secondo simula l’export verso l’Italia. Quando il paese estero lavora in modalità “Export”, il generatore con costi bassi copre totalmente il proprio carico mentre quello con costi alti manda potenza in Italia. Viceversa quando il paese estero lavora in modalità “Import”, il generatore a costi alti è spento dallo Unit Committment mentre quello a costi bassi scende per assicurare il bilancio tra import e carico residuo. I paesi esteri connessi alla frontiera NORD, quindi FRANCIA, SVIZZERA, AUSTRIA e SLOVENIA, sono interconnessi tra loro con delle linee fittizie con impedenza alta in modo da ridurre i flussi scambiati tra di loro mentre il NORD è connesso a questo modello tramite una serie di linee fittizie con impedenza tale da garantire la distanza elettrica dall’Italia alle quali sono collegate in serie le linee vere di frontiera. Gli altri paesi esteri, MONTENEGRO, GRECIA e TUNISIA, sono modellizzati allo stesso modo ma sono delle antenne. Nel caso di MALTA, essa viene modellizzata con una singola sbarra ed un carico con un profilo orario imposto, quindi uno spillamento sulla SICILIA. Per quanto riguarda invece il modello estero per le simulazioni Montecarlo, si assume un dettaglio maggiore che riprende i dati condivisi a livello ENTSO-e per tutta l’Europa (MAF) dove i paesi del perimetro pan-europeo vengono modellizzati come busbar interconnessi tra loro e con il dettaglio di generazione e clusterizzato in base alla tecnologia. Quest’ultimo modello permette di simulare con un buon livello di dettaglio gli scambi tra le diverse nazioni europee in funzione della propria domanda e generazione rinnovabile commisurata alla disponibilità di potenza termoelettrica considerando anche i limiti di scambio sulle diverse frontiere. 4.2 Catena di simulazioni principale Il Tool GRARE è stato utilizzato sia per il calcolo dei limiti di scambio nelle diverse ipotesi di configurazione zonale sia per le simulazioni affidabilistiche basate sulle logiche MGP e successivamente MSD al fine di esercire la rete nei propri limiti di sicurezza. Per il primo obiettivo, si utilizza un metodo deterministico volto a rispettare i criteri di sicurezza N-1 (4.2.1) mentre nel secondo obiettivo (par. 4.3.2 e 4.2.3) utilizza un metodo probabilistico di tipo Monte Carlo non sequenziale valutando un elevato numero di configurazioni di rete, analizzando per ciascuna di esse 100 anni Monte Carlo. 4.2.1 Calcolo della capacità di scambio tra zone Al fine di poter valutare l’impatto delle diverse configurazioni zonali, simulandone i conseguenti impatti in termini di esiti del mercato dell’energia, è necessario calcolare, per ciascuna delle configurazioni analizzate e per tutte le sezioni in esse previste, i limiti di scambio tra le zone in tutti gli scenari oggetto della simulazione.
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