2021 PIANO DI SVILUPPO - Consultazione pubblica
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2021
PIANO DI SVILUPPO
Fondo Chart Blu Terna con Onda
(in pratica copertina PdS messa in orizzontale)
Consultazione pubblica
06 ottobre 2021
1
Key Points ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione che l’Italia e l’Europa si sono dati è necessario
non solo avere una chiara visione del futuro, ma anche e soprattutto saper realizzare opere
1 importanti come quelle che Terna, regista della transizione energetica, prevede per i prossimi
dieci anni. Gli sfidanti obiettivi posti dalla transizione in essere sono pienamente raggiungibili
solo attraverso lo sviluppo di infrastrutture abilitanti
Il perseguimento degli obiettivi della transizione energetica richiede uno sforzo in termini
2 di pianificazione, semplificazioni autorizzative e realizzazione di infrastrutture che non
trova precedenti nei decenni più recenti della storia italiana.
Impatti positivi anche per il rilancio dell’economia italiana post pandemia: ogni miliardo
investito in infrastrutture ne genera tra 2 e 3 in termini di PIL
Il nuovo Piano di Sviluppo 2021 prevede una forte accelerazione degli investimenti, che riflette
3 l’importante momento storico che stiamo vivendo. Gli interventi previsti saranno fondamentali
per integrare le fonti rinnovabili, portando alla progressiva chiusura delle centrali a carbone
coerentemente con i target del PNIEC e con quelli europei delineati nel Green Deal, necessarie
per arrivare a zero emissioni al 2050
2
Scenari Energetici di riferimento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Gli sfidanti obiettivi
-55%
-24%
-40% > del settore elettrico
al 2030
Riduzione
1 emissioni CO2 Attuale CEP Green Deal
Gli obiettivi di
2030 2030 decarbonizzazione ancor più
ambiziosi definiti nel Green
65% Deal (-55% di emissioni di
55%
CO2) impongono nuove sfide
35%
al settore elettrico: entro il 2030
Quota FER nei
sarà necessario installare circa
2 consumi
Attuale PNIEC Green Deal +60 GW di nuova capacità
elettrici 20301 2030 2 rinnovabile, in particolare
fotovoltaico ed eolico, per
+60 GW raggiungere il 65% di
+40 GW penetrazione della quota FER
33 GW
nei consumi lordi di energia
Capacità FV ed
3 eolica
elettrica
Attuale PNIEC Green Deal
20301 2030 2
1. Pubblicato a dicembre 2019
3
2. Prime ipotesi sulla base dei nuovi obiettivi di riduzione emissioni definiti nel Green Deal
Impatti sul Sistema Elettrico ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Gli impatti della
Cambiamenti climatici
> Incremento del rischio dei disservizi e
> transizione sul
sistema
1 delle interruzioni sulla rete elettrica
Il passaggio ad uno scenario
Generazione
energetico decarbonizzato, a
distribuita Stabilità e qualità cui si aggiunge la crescente
> Incremento delle
2 del sistema intensità degli eventi climatici,
problematiche nella
gestione del sistema
5 IMPATTI SUL > Riduzione dell’inerzia impone al gestore della rete di
dovute all’aumento della > Riduzione delle risorse per la
generazione distribuita SISTEMA regolazione della tensione e
trasmissione nazionale una
frequenza di rete serie di sfide da affrontare
ELETTRICO > Riduzione della potenza di
affinché la transizione
cortocircuito
energetica si possa compiere
Adeguatezza del Congestioni di rete in modo concreto ed efficace,
sistema > Incremento della quota
mantenendo gli attuali livelli di
> Riduzione dei margini di
adeguatezza
4 3 rinnovabili sui consumi finali di
energia elettrica
qualità del servizio ed evitando
al contempo un aumento
> Incremento > Necessità di trasportare energia
dell’overgeneration dai centri di produzione, dove la eccessivo dei costi dell’energia
> Incremento della pendenza risorsa è abbondante, ai centri
della rampa di carico serale di consumo elettrica per la collettività
4
Fattori abilitanti per la Transizione Energetica ROMA, 06 OTTOBRE 2021
I fattori abilitanti
> per la transizione
energetica
SEGNALI DI E’ fondamentale agire oggi per
PREZZO DI INNOVAZIONE E consegnare alle prossime
LUNGO PERIODO EVOLUZIONE E DIGITALIZZAZIONE
INVESTIMENTI INTEGRAZIONE generazioni un sistema
DI RETE1 DEI MERCATI elettrico sempre più affidabile,
> Capacity Market > Digitalizzazione efficiente e decarbonizzato. Le
per guidare il della rete di
Piano di Sviluppo progressivo phase
> Evoluzione del
trasmissione e
azioni e gli interventi individuati
mercato dei servizi
> Potenziamento out degli impianti della gestione del da Terna per il raggiungimento
(regolazione di
dorsali Sud-Nord a maggiori
tensione, inerzia...)
sistema elettrico degli obiettivi nazionali di
> Rinforzi della rete emissioni > Osservare,
> Aste e PPA per
> Partecipazione di
controllare e
decarbonizzazione sono
nel Sud e nelle “nuove” risorse di
Isole impianti rinnovabili abilitare la riconducibili a quattro categorie
flessibilità
> Interconnessioni > Contratti a termine
> Integrazione
partecipazione di intervento: investimenti di
per nuova delle rinnovabili ai
con l'estero
capacità di
progressiva con i
mercati dei servizi
rete, segnali di prezzo di lungo
> Interventi per la mercati europei
resilienza accumulo periodo, evoluzione e
> Interventi a favore integrazione dei mercati,
dell’integrazione innovazione e digitalizzazione
delle rinnovabili
1. Parte degli investimenti sono ricompresi nel Piano di Sicurezza e Resilienza di Terna
5
Linee di Azione - Piano di Sviluppo 2021 ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Le linee di azione
> del Piano di
Sviluppo 2021
Per l’identificazione e la
prioritizzazione degli interventi,
SINERGIE Terna ha sviluppato cinque
ADEGUATEZZA
INTEGRAZIONE RESILIENZA
INFRASTRUTTURALI
RINNOVABILI AMPLIAMENTO linee di azione allineate alla
SICUREZZA QUALITA’ DEL EFFICIENZA
RESILIENZA 2.0
RETE
INTERCONNESSIONI
SERVIZIO sfida dell’Agenda 2030
Rafforzamento
Sinergie con gli dell’ONU, recependo in questo
altri sistemi
Potenziamento degli scambi tra > Maggiore Nuova modo fin dalla fase di
infrastrutturali per
delle zone di mercato elettrificazione metodologia per
interconnessioni per una maggiore delle aree
integrare le reti pianificazione strategica
individuare e
con l’estero per integrazione delle metropolitane
con un minore
valutare interventi l’obiettivo di un’economia
impatto sul
aumentare la rinnovabili > Gestione
territorio
che aumentino la decarbonizzata attraverso una
capacità di integrata della resilienza della
scambio con i sicurezza della
transizione basata su
rete
Paesi confinanti rete integrazione delle fonti
> Controllo sempre rinnovabili, rafforzamento della
più capillare
capacità di trasmissione,
della rete
interconnessioni con l'estero e
resilienza delle infrastrutture
6
Scenario Energetico NT-Italia ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Capacità installata Capacità accumulo Il nuovo scenario
Valori in GW Valori in GW > energetico NT-Italia
Lo scenario NT-Italia, in
ottemperanza alla delibera n.
164 574/2020/R/eel e alla delibera
5
145 n. 539/2020/R/gas, è stato
20
5
120 19 25
sviluppato da Terna e Snam
114
5
4
19 con un approccio top-down
19
19 partendo dallo scenario
11 16
52
64 europeo denominato «National
21 29 Trend» e pubblicato da
13 3 2 2 20,5 ENTSO-E. Lo scenario, che
17,5
5,5 8,5
45 49 48 48 7,6 8,6 sostituisce quello del PNIEC
1,0 12,0 12,0 2019, è stato poi revisionato in
7,6 7,6
Storico 2025 2030 2040 Storico 2025 2030 2040
alcune delle ipotesi per tenere
in considerazione gli ultimi
Altre FER
1
Eolico Carbone e altre non FER
2
Elettrochimico
aggiornamenti disponibili a
Idroelettrico e pompaggi misti Solare
3
Gas naturale Pompaggi livello nazionale
1. Come biomassa e biocombustibili
7
2. Impianti minori in generale non abilitati a MSD
3. Non include 8 GW di solare dedicato al P2G
Scenario Energetico NT-Italia ROMA, 06 OTTOBRE 2021
La rete come fattore
Fabbisogno1 Commodities2
Valori in TWh Gas in €/MWh e CO2 in €/ton > abilitante la stabilità
dei prezzi
110 Lo sviluppo della infrastruttura
381
100 elettrica permetterà di
326 331 Le commodities considerate contenere e abbattere
303 90 sono allineate allo scenario
80 National Trend del TYNDP gradualmente la volatilità dei
70 20203 77 prezzi delle commodities. La
60 rete è infatti uno dei principali
50 fattori abilitanti la transizione
40
24 28 energetica che, grazie alla
26
30 produzione di energia da fonti
20 rinnovabili (in particolare sole e
23 25
10 vento), consentirà di ridurre la
0 dipendenza dalle materie prime
Storico 2025 2030 2040 2025 2030 2035 2040
tradizionali come il gas
Fabbisogno Gas CO2
soggette a variazioni di prezzo
1. Valori medi risultanti dall’applicazione dei diversi anni climatici considerati
8
2. Valori reali al 2019
3. Recentemente la CO2 ha superato il valore di 60 €/ton e il gas di circa 80 €/MWh
Integrazione FV ed Eolico ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Valori in GW Eolico off-shore Eolico on-shore Fotovoltaico
Il nuovo allegato
14,6
4,8 0,9
6,6
0,9 0,5
> «Evoluzione
Rinnovabile»
Nord Italia 5,2
2,9 1,0
PNIEC Connessioni Connessioni
Per la prima volta il Piano
12.2020 08.2021 analizza lo sviluppo delle
19,4 132,2 rinnovabili e i potenziali effetti
14,5
9,7
6,0 7,1 1,1 15,1 sulla rete elettrica. Le richieste
1,6 Centro Italia di connessione hanno una
8,1 8,5 11,2 90,7
4,4 distribuzione, sia in termini
PNIEC Connessioni Connessioni 41,2
geografici che per livello di
12.2020 08.2021 33,0
tensione, molto diversa
Connessioni1 dall’attuale versione del
PNIEC. La transizione
31% 75,9 energetica, in previsione delle
11% 14,6 53,3 nuove sfide che dovranno
~158 6,0 0,9
GW totali
essere recepite dal nuovo
Sud e isole 7,7 PNIEC, richiederà una
58% PNIEC Connessioni Connessioni pianificazione integrata dello
12.2020 08.2021 sviluppo delle infrastrutture
1. Valori aggiornati ad agosto 2021 inclusivi delle richieste MT/BT pervenute indirettamente dai DSO (circa
9
+50 GW vs dicembre 2020 di cui soli circa +12 GW di eolico off-shore)
Sensitivity Analysis NTSTMG 2030 ROMA, 06 OTTOBRE 2021
ITca Itsar ITnord ITcn Eolico Fotovoltaico La sensitivity
Itsi Itsud ITcs Valori incrementali in MW1
> Analysis NTSTMG al
2030
2,1 30.481
+2,1 TWh 15.776
1,1 38.932
A partire dall’attuale scenario
2.488 4.069 energetico di riferimento, l’NT-
MW totali
0,5 145
Valore
iniziale 0,0 0,1
0,2 2.343 Italia al 2030, sono state
1.086
Nord 8.451 elaborate alcune ipotesi
NT- NT- 261 825
Italia STMG 5.262 alternative (tra cui la sensitivity
+2,1TWh Centro 11.707 +39GW
di OG redistribuendo le Nord 1.644 potenza incrementale NTSTMG) sulla distribuzione
FER sulla base delle per raggiungere gli
richieste di connessione obietti PNIEC al 20301
delle rinnovabili in Italia, che
3.618
3.417 tengono conto delle richieste di
674 connessione pervenute alla
Centro Sud
2.743 9.548
Sud rete di trasmissione al
967 1.356
Sardegna 692 664 31.12.2020. Da qui si è poi
Calabria
valutato l’impatto delle
8.581 redistribuzioni
sull’“overgeneration” di
sistema, e di come affrontarla
∆GW Zone di Mercato tra
PNIEC e NTSTMG al 2030
Sicilia attraverso opere infrastrutturali
-12,1 -2,1 -1,2 +9,6 +5 +0,7 +0,1
1. Valori incrementali vs 31.10.2020
10Esigenze di Sicurezza e Stabilità ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Gli strumenti per la
Previsti nel Piano Sicurezza > stabilità e sicurezza
del Sistema
ulteriori ~5.500 MVAr
vs precedente piano
Il Piano di Sicurezza prevede
nuovi strumenti a favore della
Compensatori Reattori
stabilità e sicurezza per far
25 Macchine1 16 Macchine fronte ai cambiamenti relativi al
funzionamento del sistema
6.250 MVAr elettrico. La pianificazione di
3.104 MVAr
questi interventi è coerente con
i target di decarbonizzazione
Statcom Resistori che prevedono la dismissione
degli impianti a carbone (entro
5 Macchine 15 Macchine il 2025) e la sempre maggiore
penetrazione delle fonti
625 MVAr 600 MW rinnovabili non programmabili
1. Di cui 4 compensatori già entrati in esercizio
11Interventi per l’incremento della Resilienza ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Continua l’impegno
Il Piano della > di Terna nella
resilienza
Resilienza
raccoglie tutti gli interventi Conclusa la consultazione
finalizzati all’incremento della pubblica della nuova
resilienza1 metodologia (sviluppata con un
approccio innovativo, modelli
probabilistici e curve di
vulnerabilità asset) per valutare
gli interventi finalizzati
all’incremento della resilienza,
tra cui:
– Interventi infrastrutturali
magliatura, interramento e
rinnovo linee
Interventi Piano di Sviluppo – Interventi di mitigazione
Nuovi interventi antirotazionali, interfasici,
icephobic, carichi zavorra e
taglio piante
1. In attesa della conclusione del processo di approvazione della nuova metodologia Resilienza 2.0 sono rappresentati
12
solamente i principali interventi identificati preliminarmente per le minacce vento e ghiaccio/neve. Non sono inoltre
rappresentati gli interventi già realizzatiInvestimenti di Rete - Piano di Sviluppo 2021 ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Un piano di
> investimenti per
oltre 18 Mld
Gli investimenti sono finalizzati ad incrementare la capacità di trasporto
Un Piano per il risolvendo le congestioni, a razionalizzare le reti nelle principali aree
supporto alla metropolitane del Paese, ad incrementare le interconnessioni con l’estero,
transizione la sicurezza e la resilienza del sistema 18,1
energetica
14,4
A servizio del Mettiamo al servizio del nostro Paese gli investimenti più alti di +3,7 Mld € vs
Paese gli sempre, in aumento del 25% rispetto al precedente Piano.
investimenti Gli investimenti previsti contribuiranno ad abilitare la transizione PdS 20
più alti di energetica e a raggiungere i target di decarbonizzazione fissati (+25%)
sempre dall’Europa
Interventi di
sviluppo In base ai criteri della tassonomia europea oltre il 95% dei nostri
green e investimenti sono per loro natura sostenibili e la maggior parte focalizzati al Piano di Piano di
raggiungimento degli obiettivi del PNIEC ed in particolare all’integrazione
sostenibili Sviluppo Sviluppo
delle rinnovabili e al phase out del carbone1
2020 2021
Valori in Mld€
1. Circa 7,2 GW di capacità attualmente installata
13Nuove veste e contenuti ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Documento principale che descrive gli obiettivi e i criteri del
processo di pianificazione della RTN nel contesto di riferimento.
Sono definite le priorità di intervento e i risultati attesi dopo
l’implementazione del Piano stesso
Documento di riferimento normativo che fornisce il dettaglio dei
principali provvedimenti legislativi e regolatori emanati nel corso
dell’anno, nonché un approfondimento su quelli a livello europeo
Documento di descrizione delle metodologie utilizzate per
l’applicazione dell’analisi costi-benefici degli interventi nonché
della nuova metodologia sulla Resilienza 2.0
Documento che fornisce le principali informazioni inerenti gli
interventi di connessione previsti sulla RTN per le richieste degli
utenti di consumo e di quelli di produzione
Documento di avanzamento degli interventi previsti nei Piani di
Sviluppo precedenti suddiviso nelle tre Aree Geografiche di
riferimento: Nord Ovest, Nord Est e Centro Sud
Il Piano di Sviluppo 21 è costituito da un documento principale e da cinque allegati,
incluso il nuovo allegato FER
14Principali Interventi in corso ROMA, 06 OTTOBRE 2021
I principali
ITALIA-FRANCIA
ITALIA-AUSTRIA
EE 2023 > interventi in corso
EE 2021
Tra i progetti di prossimo
ADRIATIC LINK completamento inseriti nel
COLUNGA-CALENZANO EE 2028 Piano di Sviluppo 2021,
EE 2023
figurano diverse opere di
interesse nazionale. Le
interconnessioni consentiranno
MONTEC.- al nostro Paese, in virtù della
SACOI 3 BISACCIA-DELICETO
EE 2026 BENEVENTO EE 2021 sua posizione geografica
EE 2028 strategica, di rafforzare il ruolo
TYRRHENIAN di hub elettrico dell’Europa e
LINK dell’area mediterranea,
EE 2027-2028 diventando protagonista a
livello internazionale
CHIARAMONTE GULFI-
ITALIA-TUNISIA CIMINNA
EE 2027 EE 2026
EE: Entrata in Esercizio
Interconnessioni Rinforzi di rete Riassetti aree metropolitane 15Principali Nuove Opere ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Oltre 30 nuovi
INTERCONNESSIONE CON LA
SVIZZERA e RAZIONALIZZAZIONE > progetti ad alta
priorità
VALCHIAVENNA
RIASSETTO Nel suo nuovo Piano di
TAVAZZANO-COLÀ Sviluppo, che secondo il
decreto-legge 16 luglio 2020,
INTERCONNESSIONE n. 76 (articolo 60, comma 3),
GIGLIO AREA NORD-
avrà cadenza biennale a
MAGLIATURA BENEVENTO
partire dal 2021, Terna ha
AMIATA programmato oltre 30 nuovi
ITALIA-GRECIA
progetti infrastrutturali, dando
elevata priorità a tutti gli
interventi ritenuti strategici per
l’intero sistema elettrico
nazionale secondo quanto
NUOVA BOLANO- previsto dai driver e le linee
INTERCONNESSIONE
PARADISO guida del Piano
FAVIGNANA
Interconnessioni Rinforzi di rete Razionalizzazioni 16Tyrrhenian Link ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Overview intervento
Una infrastruttura di
– Incremento sicurezza di esercizio grazie ad una
maggiore capacità di regolazione
> importanza strategica
– Piena integrazione delle ZdM (+2.000MW) con
benefici in termini di maggior concorrenzialità
– Sviluppo delle rinnovabili previste in crescita
nei prossimi anni per il raggiungimento dei nuovi
TYRRHENIAN LINK
target FER soprattutto nelle isole e nel Sud BENEFICI DEL – Doppio biterminale
– Completo Phase out carbone e maggior TYRRHENIAN LINK in cavo sottomarino
– Lunghezza 950 km
adeguatezza abilitando la completa dismissione – Potenza 1.000 MW
degli impianti più inquinanti 1
Montecorvino
– Pochi grandi impianti ed in parte vetusti (Battipaglia)
CRITICITÀ DELLE
ISOLE – Forte presenza di rinnovabili non
programmabili e in costante aumento 480 km
– Scarsa magliatura con il Continente Selargius
– Elevata sensibilità alle perturbazioni di rete (Cagliari) 470 km
– Scarse risorse per la regolazione di tensione
Caracoli
– Impianti il cui funzionamento è definito (Termini Imerese)
essenziale
1. La sostituzione della attuale capacità di generazione a carbone con nuovi impianti a gas non risolverebbe le condizioni che determinano l’essenzialità degli impianti di produzione della
Sardegna. Sarebbe infatti necessaria l’installazione di adeguati livelli di ridondanza della capacità, stimati in circa 1.800 MW, con un evidente incremento dei costi complessivi e 17
sicuramente non coerente con gli obiettivi di decarbonizzazione.Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Tyrrhenian Link
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale1
I sistemi elettrici della Sardegna e Sicilia sono 3.700
caratterizzati da pochi impianti – di grandi dimensioni Interconnessioni Avvio Attività 2021 2022 East West
Stimato HVDC
e in parte vetusti - con forte presenza di FER non
Sostenuto 1 anni
programmabili e in costante aumento. La scarsa Sviluppo
Valori in Mln€ 1 anni
magliatura con il Continente porta a un’elevata Incremento capacità
sensibilità alle perturbazioni di rete, acuite da una di scambio Avvio cantieri 2022 2023
ridotta disponibilità di risorse per la regolazione di
6 anni
tensione. Realizzazione
Sviluppo per 4 anni
La soluzione di sviluppo prevede una nuova integrazione
interconnessione HVDC tra Sardegna, Sicilia e rinnovabile Completamento 2027 2028
Continente, suddivisa in due tratte, Sardegna - Sicilia 1
(West link) e Sicilia – Continente (East link). Investimento
Analisi costi benefici
Benefici Base (West/East) Benefici Totali (West/East)
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
6.236/2.152 7.891/2.832 6.129/2.478 7.755/3.261
5,0/2,5 5,0/2,8
M€ M€ M€ M€
BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
1,7/1,5 1.079/730 M€ 1.365/960 M€ 1,7/1,6 1.086/897 M€ 1.374/1.180 M€
1. Nell’ipotesi di strumenti normativi straordinari di accelerazione dell’iter autorizzativo
18Tyrrhenian Link ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Focus East-Link
Approfondimenti sul ramo East Link Analisi Costi-Benefici
> Analisi Statica, la presenza dell’East link consente di: > La realizzazione dell’intero progetto Tyrrhenian Link
– rimuovere il vincolo di capacità termica in servizio nella Sicilia Occidentale consente di traguardare il maggior beneficio
– dismettere circa 700 MW del termoelettrico meno efficiente e vetusto in Sicilia complessivo (VAN di circa 10600 M€ nello scenario NT-
– evitare 300 MW aggiuntivi in luogo dei 550 MW previsti in Sardegna in caso di configurazione completa del Italia)
TL (localizzabili anche in Sicilia) > Le ACB effettuate hanno evidenziato che entrambi i
> Analisi Dinamica dimostra che la presenza dell’East Link consente la piena funzionalità ed il corretto esercizio rami, East link e West link, risultano essere
del ramo West Link contribuendo alla: profittevoli con uno IUS ben superiore a 1 nei diversi
– risoluzione dell’instabilità di tensione nella Sicilia occidentale scenari e configurazioni analizzate
– eliminazione dell’essenzialità di capacità termoelettrica in Sicilia (occidentale e orientale) > L’eliminazione dell’intervento 601-I, interconnessione
– risoluzione di instabilità dinamica del sistema e dei fenomeni di pendolazione inter-area Italia-Tunisia, non ha ripercussioni considerevoli
> Analisi affidabilistica: la presenza dell’East link consente il raggiungimento della piena affidabilità di esercizio sull’ACB dei due rami, generando variazioni di IUS di
della rete siciliana che altrimenti sarebbe collegata al Continente attraverso il solo nodo di Sorgente qualche decimale
> La realizzazione completa del TL (realizzazione East Link) consente la piena sinergia con le altre opere di
sviluppo, tra cui Caracoli–Ciminna (627-N), Assoro–Sorgente 2–Villafranca (604-619-P) e Bolano-Paradiso 2
Comparazione infrastrutturale
> Sono stati utilizzati in input i risultati degli approfondimenti sul ramo East link
descritti al punto precedente
> L’analisi economica delle alternative infrastrutturali ha evidenziato una miglior Termico aggiuntivo Termico aggiuntivo Costo totale per
economicità (circa 400 M€) nello sviluppo completo dell’infrastruttura elettrica Sardegna Sicilia il sistema
(realizzazione dell’ East link) rispetto allo sviluppo del parco di generazione nelle Isole,
Tyrrhenian Link 550 MW 0 MW 3,0 Mld€
nonostante non vengano tenuti in conto alcuni benefici ottenuti soltanto con la
Completo
realizzazione completa dell’opera (ad esempio la risoluzione delle essenzialità in
Sicilia) Solo ramo West 850 MW1 400 MW 1 3,4 Mld€
1. 700 MW necessari in assenza del ramo East possono essere anche ripartiti fra le due isole come segue: 300 MW in Sardegna e 400 MW in Sicilia. Pertanto, in
19
assenza del ramo East, si aggiungono 300 MW in Sardegna rispetto ai 550 MW ottenibili solo con il TL al completo (TL East e West).Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Razionalizzazione Valchiavenna e Interconnessione Svizzera (1/2)
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
Il progetto Valchiavenna (fase C) è propedeutico alla
realizzazione di una nuova interconnessione tra l’Italia e la
Sviluppo e Avvio Attività 2023
Svizzera (+1000 MW) e prevede la realizzazione di tre 1.226 Stimato
interconnessione
nuove dorsali 380 kV che attraversano l’area della Sostenuto
Sviluppo 4 anni
Valchiavenna: una che collega la futura S/E a sud di Mese Valori in Mln€
Razionalizzazione
all’area di Forcola. Le altre due dorsali a 380 kV
della rete in Avvio cantieri 2027
contribuiranno a integrare la rete esistente (direttrice 380 Valchiavenna
kV Bulciago – Soazza) con la futura direttrice Forcola –
Realizzazione 3 anni
Paladina – Levate.
Sviluppo per
Conseguentemente alla realizzazione delle nuove dorsali integrazione 2030
Completamento
380 kV, verranno demoliti tratti di lunghe linee 220 kV. Nel rinnovabile
progetto sono incluse anche diverse attività di interramento
di elettrodotti a 132 kV nonché dismissioni di tratte di 1
elettrodotti a 132 kV in aereo.
Analisi costi benefici
Investimento
Benefici Base Benefici Totali
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
2,4 1.269 M€ 1.806 M€ 2,8 1.591 M€ 2.264 M€
BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
Focus di seguito>> IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
1,1 115 M€ 164 M€ 1,2 216 M€ 308 M€
20Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Razionalizzazione Valchiavenna e Interconnessione Svizzera (2/2)
Valchiavenna (fase C) Valtellina (fase B)
NUOVO ELETTRODOTTO A 380kV
X X DEMOLIZIONE LINEA ESISTENTE
Valtellina (fase B) NUOVA S/E
> Individuazione di un nuovo corridoio 380kV e di 5 nuove S/E 380kV
> Demolizione corridoi 220kV nel rispetto del protocollo
La stima dei Capex è incrementata di circa il 36% (512 vs 375 M€ dei
precedenti PdS) causa rivisitazione del progetto per vincoli autorizzativi ed
individuazione di nuovi corridoi, oltre che ad ulteriori richieste pervenute dagli
EE.LL).
Valchiavenna (fase C)
> Individuazione di un nuovo corridoio 380kV e di 4 nuove S/E 380kV
> Demolizione dei corridoi 220kV nel rispetto del protocollo
> Nuove linee di interconnessione con la Svizzera
Brianza
> Individuazione di nuovo corridoio 380kV e demolizione del 380kV Bovisio-
Bulciago esistente e di 2 S/E 380kV
> Intervento presentato nel PdS 2020
Brianza
21Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
HVDC GRITA 2
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
L'intervento prevede la realizzazione di un ulteriore
collegamento HVDC da 500 MW che integri il Interconnessioni Avvio Attività 2023
750 Stimato
collegamento esistente tra Italia e Grecia e ne HVDC
raddoppi la capacità si scambio, al fine di Sostenuto
Sviluppo 3 anni
aumentarne l’affidabilità e rafforzare il ruolo Valori in Mln€
dell’Italia quale Hub elettrico del Mediterraneo. Incremento capacità
di scambio Avvio cantieri 2026
Il nuovo collegamento permetterà un migliore
sfruttamento ed armonizzazione degli HVDC Realizzazione 4 anni
presenti e previsti sulla dorsale Adriatica (Monita 2, Sviluppo per
Adriatic Link) attraverso la mutua interazione dei integrazione 2030
Completamento
diversi collegamenti in corrente continua, nonché rinnovabile
una maggiore integrazione di rinnovabili. 0
L’interconnessione, attraverso il progetto TERRE, Investimento Analisi costi benefici
contribuirà a una maggiore integrazione dei mercati
del bilanciamento in tempo reale di Italia e Grecia. Benefici Base Benefici Totali
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
2,2 627 M€ 892 M€ 2,3 712 M€ 1.013 M€
BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
1,3 152 M€ 216 M€ 1,6 296 M€ 421 M€
22Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Bolano-Paradiso 2
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
Il nuovo elettrodotto sottomarino 380 kV Bolano–
Paradiso permetterà di raggiungere una capacità 105 Sviluppo e Avvio Attività 2022
Stimato
di scambio complessiva tra Sicilia e Calabria fino interconnessione
Sostenuto
a 2.000 MW (incremento atteso è previsto per Sviluppo 2 anni
Valori in Mln€
fasi), garantendo l’esercizio della rete in Incremento capacità
sicurezza. di scambio Avvio cantieri 2024
L’intervento permetterà l’integrazione della nuova
generazione FER prevista in Sicilia e al Sud Italia. Realizzazione 2 anni
Sviluppo per
Al contempo la maggiore capacità di scambio
integrazione 2026
garantirà una maggiore efficienza del Mercato ed Completamento
0 rinnovabile
un minor costo relativo al Mercato dei Servizi. tale
opera garantirà il migliore sfruttamento ed una Investimento
maggiore integrazione degli interventi previsti in Analisi costi benefici
Sicilia e in Calabria.
Benefici Base Benefici Totali
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
6,4 484 M€ 589 M€ 7,0 537 M€ 653 M€
BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
2,2 108 M€ 132 M€ 2,4 123 M€ 149 M€
23Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Interconnessione Favignana
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
Si prevede l’interconnessione dell’isola di Favignana in
AT con la RTN. L’isola è attualmente alimentata quasi 100 Avvio Attività 2023
Qualità del servizio
esclusivamente da produzione fossile (generatori Stimato
Diesel). Sostenuto Sviluppo 5 anni
Sull’isola di Favignana sarà realizzata una nuova Valori in Mln€
Sviluppo per Mobilità
Stazione Elettrica AT adeguatamente dimensionata elettrica Avvio cantieri 2028
per garantire la piena di affidabilità e l’esercizio
indipendente dei due cavi marini. Realizzazione 2 anni
Sviluppo per
I principali benefici sono:
0 integrazione 2030
– incremento della affidabilità, Completamento
rinnovabile
continuità e qualità Investimento
dell’alimentazione del servizio
elettrico (B3); Analisi costi benefici
– maggiore economicità del servizio di
Benefici Base Benefici Totali
fornitura dell’energia elettrica (B4);
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
– Integrazione rinnovabili e sensibile
riduzione delle emissioni inquinanti IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
(B18 & B19) 1,0 0 M€ 0 M€ 1,4 32 M€ 45 M€
– transizione verso una completa
elettrificazione dei consumi (mobilità BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
elettrica e utilizzo di dissalatori IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
energetici dell’isola) impattando
- - M€ - M€ - - M€ - M€
positivamente sul turismo.
24Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Interconnessione Giglio
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
L'intervento prevede l'interconnessione, tramite 95
cavi AC sottomarini, dell'isola del Giglio e una Qualità del servizio Avvio Attività 2023
Stimato
nuova Stazione Elettrica presso il Giglio, che
Sostenuto
risolverebbe, inoltre, la derivazione rigida di Sviluppo 5 anni
Valori in Mln€
Talamone, da cui partono i collegamenti AT verso Sviluppo per Mobilità
l'isola. elettrica Avvio cantieri 2028
I principali benefici sono:
– incremento della affidabilità, continuità e Realizzazione 2 anni
qualità dell’alimentazione del servizio elettrico Sviluppo per
integrazione 2030
(B3); 0 Completamento
rinnovabile
– maggiore economicità del Investimento
servizio di fornitura dell’energia
elettrica (B4); Analisi costi benefici
– Integrazione rinnovabili e
Benefici Base Benefici Totali
sensibile riduzione delle
emissioni inquinanti (B18 & B19); NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
– transizione verso una completa IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
elettrificazione dei consumi
1,0 0 M€ 1 M€ 1,3 23 M€ 33 M€
(mobilità elettrica ed utilizzo di
dissalatori energetici dell’isola BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
impattando positivamente sul IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
turismo.
- - M€ - M€ - - M€ - M€
25Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Incremento rete area Amiata
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
La rete 132 kV dell’area dell’Amiata e della
Toscana meridionale è caratterizzata da una Qualità del servizio Avvio Attività 2023
Stimato
ridotta magliatura. Per garantire la flessibilità di
Sostenuto
esercizio della rete locale e il trasporto in 75 Sviluppo 3 anni
Valori in Mln€
sicurezza delle rinnovabili nell'area, sono Sviluppo per
previsti i seguenti interventi: integrazione Avvio cantieri 2026
rinnovabile
– Il raccordo Bagnore-Paganico
– Il raccordo Chianciano-Montallese, Realizzazione 2 anni
adeguando opportunamente la SSE di
Montallese Completamento 2028
– L’incremento della magliatura del nodo di 0
Acquapendente Investimento
Analisi costi benefici
Benefici Base Benefici Totali
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
3,9 177 M€ 232 M€ 3,9 177 M€ 232 M€
BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
- - M€ - M€ - - M€ - M€
26Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Area Nord Benevento
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
L’area di Benevento è caratterizzata da ingenti
transiti destinati a incrementare ulteriormente per la Qualità del servizio Avvio Attività 2024
Stimato
presenza di ulteriore generazione rinnovabile
Sostenuto
prevista al Sud. Per garantire gli obiettivi PNIEC e Sviluppo 3 anni
Valori in Mln€
allo stesso tempo l’esercizio in sicurezza della rete Incremento capacità
e l’efficienza dei mercati è previsto un nuovo 60 di scambio Avvio cantieri 2027
elettrodotto 380 kV tra le SE di Benevento III e una
nuova SE 380 kV sull’elettrodotto Benevento II– Realizzazione 3 anni
Presenzano. Sviluppo per
integrazione 2030
Tale intervento è inoltre complementare e sinergico Completamento
rinnovabile
agli altri interventi previsti nell’area, come gli
elettrodotti 380 kV Aliano-Montecorvino e 0
Montecorvino-Benevento. Investimento Analisi costi benefici
Benefici Base Benefici Totali
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
7,7 299 M€ 425 M€ 8,5 332 M€ 473 M€
BAU 2030, BAU 2040 BAU 2030, BAU 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
2,9 85 M€ 121 M€ 2,9 85 M€ 121 M€
27Scheda Intervento ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Riassetto tra Tavazzano e Colà
Overview intervento Obiettivi principali Piano temporale
Al fine di migliorare l’affidabilità e la sicurezza 59
dell’esercizio della rete AT nell’area compresa Qualità del servizio Avvio Attività 2023
Stimato
tra gli impianti di Tavazzano e Colà è previsto
Sostenuto
l’adeguamento dell’elettrodotto a 220 kV Sviluppo 5 anni
Valori in Mln€
Tavazzano–Colà e la realizzazione di una
nuova S/E 220 kV al fine di migliorare la qualità Avvio cantieri 2028
del servizio degli utenti connessi in AT e 0
superare le attuali limitazioni di esercizio. Investimento Realizzazione 2 anni
Completamento 2030
Analisi costi benefici
Benefici Base Benefici Totali
NT-IT 2030, NT-IT 2040 NT-IT 2030, NT-IT 2040
IUS VANPDS VANCOMPL IUS VANPDS VANCOMPL
2,7 77 M€ 110 M€ 2,7 77 M€ 110 M€
28Benefici per il Sistema ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Incremento Resilienza della Rete
Chiusura Impianti con
I benefici del Piano
>
Nuova metodologia basata su modelli meteo-
climatici probabilistici e curve di vulnerabilità asset
maggiori emissioni di Sviluppo per il
+8 GW Questo Piano permetterà la progressiva
chiusura degli impianti più inquinanti, tra cui
sistema
incremento ad esempio gli impianti ad olio in Sicilia e
capacità di scambio
tra zone di mercato
porterà la Sardegna verso un differente mix
produttivo
La realizzazione degli interventi
previsti nel Piano di Sviluppo
+6 GW 2021 genererà importanti
incremento interconnessioni con benefici sia dal punto di vista
l’estero
-70% economico che ambientale. Gli
obiettivi di decarbonizzazione
energia non -5,6 Mln
fornita di tonnellate di CO2 all’anno risparmiate previsti dal PNIEC sono quindi
raggiungibili anche grazie al
20%4.600 km contributo delle opere
di linee dismesse a beneficio di
infrastrutturali che abilitano la
sempre maggiori aree del territorio transizione energetica,
Integrazione liberate
favorendo lo sviluppo e
Rinnovabili
+40GW di nuova capacità rinnovabile, in l’integrazione delle fonti
linea con l’attuale target PNIEC,
garantita grazie alle opere previste in rinnovabili
questo Piano
29Nuova APP «Sviluppo Rete» ROMA, 06 OTTOBRE 2021
La digitalizzazione
> del Piano di
Sviluppo
Per la prima volta Terna ha
dedicato al Piano anche una
App ad hoc, pubblica e
interattiva, che mostra i
principali progetti e gli
interventi di sviluppo sulla rete
elettrica nazionale con
strumenti multimediali di ultima
generazione. L’applicazione
consentirà ai cittadini di
conoscere il piano delle opere
e di esplorare, con la realtà
aumentata, anche contenuti
extra all’interno delle diverse
sezioni
30Conclusioni ROMA, 06 OTTOBRE 2021
Un Piano di Sviluppo in accelerazione, per adeguare le infrastrutture di
1 rete alle sfide poste dalla transizione energetica e per far fronte al
progressivo spegnimento delle fonti a maggiori emissioni
I benefici derivanti dalla realizzazione delle opere previste nel Piano
2 di Sviluppo permetteranno un’ottimizzazione del costo
complessivo per gli utenti del Sistema Elettrico, anche riducendo la
dipendenza dal prezzo delle commodities (GAS, Carbone e CO2)
3 I benefici derivanti dalle opere infrastrutturali previste in questo
Piano di Sviluppo saranno ulteriormente amplificati dalle sfide attese
dal recepimento del Green Deal
312021
PIANO DI SVILUPPO
Fondo Chart Blu Terna con Onda
(in pratica copertina PdS messa in orizzontale)
Grazie per l’attenzione
32Puoi anche leggere
