Osservazioni pervenute - PDS
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Roma, 15 Giugno 2020 Osservazioni pervenute
Spunto S1
Osservazioni sul documento metodologico per l’applicazione dell’analisi costi benefici al
Piano di sviluppo 2020 e su possibili ulteriori miglioramenti dell’analisi costi benefici applicata ai
piani di sviluppo, in particolare per quanto riguarda la valutazione del beneficio B7.
Osservazioni sulle modalità di predisposizione del Piano di sviluppo, sul coinvolgimento
degli stakeholder (inclusi i promotori di merchant line e organizzazioni non governative) da
parte di Terna e sulle presentazioni del Piano di sviluppo rese disponibili.
Osservazioni sulle modalità di consultazione del Piano di sviluppo da parte dell’Autorità.
Osservazioni sul possibile futuro coordinamento con i piani di sviluppo della rete di
distribuzione, anche alla luce dell’articolo 32 della Direttiva “elettricità” 2019/944.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 2Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Analisi Costi Benefici
Osservazione 1
Per quanto riguarda la valutazione del beneficio B7 dell’Analisi Costi-Benefici:
• il calcolo del beneficio comprende gli effetti attesi esclusivamente sul MSD ex-ante o anche
sul MB?
• si chiede di pubblicare in ogni scenario considerato l’andamento atteso del riferimento di MSD
rispetto al quale si calcola la riduzione attesa dei costi MSD;
• nell’analisi del parametro B7 si considera lo sviluppo RES previsto nei diversi scenari? In caso
affermativo, sarebbe opportuno specificare quale scenario di sviluppo RES viene adottato;
• in molti casi l’impatto al 2025 dell’intervento di rete è maggiore dell’impatto al 2030,
apparentemente come se in tale anno il beneficio venisse compensato dallo sviluppo delle
RES, riducendo gli effetti dell’intervento sui costi generali per il sistema. Come si spiega
l’esaurimento dell’effetto dell’intervento di rete durante gli anni? In alcuni casi, inoltre, si ha un
aumento al 2040, in base a quali assunzioni?
• i dati delle analisi costi-benefici di alcuni interventi previsti nei Piani precedenti (in particolare
nel PdS 2019) sembrano confermati nel PdS 2020. Tali dati saranno oggetto di un successivo
aggiornamento, essendo stati introdotti nuovi scenari di riferimento nel PdS 2020 rispetto a
quelli adottati nel PdS 2019?
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 3Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Analisi Costi Benefici
Riscontro Osservazione 1 (parte 1)
•Il beneficio B7, come indicato nel Documento Metodologico per l’Applicazione dell’Analisi Costi
Benefici Applicata al Piano di Sviluppo 2020, è composto dalla componente B7z (movimentazioni
legate alla risoluzione di congestioni zonali) e B7n (movimentazioni legate alla risoluzione di
congestioni locali). In particolare, si conferma che il beneficio B7 include anche gli effetti sul MB.
•Le simulazioni MSD, essendo un mercato basato sul meccanismo “pay-as-bid”, e in particolare i
prezzi offerti per le movimentazioni a salire e a scendere, sono il frutto di un’accurata analisi di
quanto è avvenuto in tale mercato negli ultimi anni (dati disponibili sul sito GME); nello specifico
gli algoritmi dei tool di simulazione definiscono il prezzo in MGP in funzione del trend delle
commodities nell’ipotesi di piena concorrenzialità e considerano inoltre una correlazione del
mercato MSD in esito a quello MGP. Riteniamo che ai fini delle valutazioni connesse alle Analisi
Costi Benefici, l’indicazione della variazione dei costi in MSD ottenuta grazie ad un particolare
intervento, risulta più che sufficiente.
•La valutazione dell’indicatore B7 è stata effettuata sui diversi scenari e anni orizzonte del PdS:
ciascuno di essi è caratterizzato dalla propria capacità installata di fonti rinnovabili non
programmabili. Tali valori sono stati accuratamente descritti nel Documento Descrizione Scenari
2019 e richiamati nel Capitolo 3 pagine 197-199 del Piano di Sviluppo.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 4Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Analisi Costi Benefici
Riscontro Osservazione 1 (parte 2)
• Non sempre il beneficio al 2025 risulta essere maggiore di quello al 2030. In linea del tutto
generale, a parità di altre condizioni, una forte penetrazione RES porta a maggiori valori
dell’indicatore B7. Ad Esempio, per l’intervento 723-P Tyrrhenian Link il beneficio risulta
essere in crescita fra il 2025 e il 2030 per lo scenario PNIEC, caratterizzato da un’elevata
penetrazione RES e quindi da un alto fabbisogno di riserva. Al contrario, nello scenario BAU
anno orizzonte 2030, si registra una flessione del beneficio ottenuto, a causa delle
caratteristiche dello scenario stesso (bassa penetrazione RES). Il beneficio calcolato,
dunque, dipende notevolmente oltre che dall’anno orizzonte, anche dallo scenario
considerato.
• Relativamente all’ultimo punto, si fa presente che il “Documento Metodologico per
l’Applicazione dell’Analisi Costi Benefici Applicata al Piano di Sviluppo 2020” sancisce il
campo di applicazione per l’Analisi Costi Benefici. In particolare, stabilisce che per ciascun
intervento oggetto di ACB 2.0, viene effettuato un aggiornamento dei risultati presentati nel
Piano rispetto ai risultati del Piano precedente che consiste:
– nella revisione del calcolo dei costi, aggiornati contestualmente alla predisposizione del
PdS, in funzione dei nuovi elementi di conoscenza che si aggiungono durante le fasi di
pianificazione, concertazione, progettazione, autorizzazione e realizzazione delle opere;
– nella revisione dei benefici a seguito dell’aggiornamento biennale degli scenari del PdS
(Documento di descrizione degli scenari) e di motivate modifiche dello scenario.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 5Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Analisi Costi Benefici
Riscontro Osservazione 1 (parte 3)
Per gli interventi che presentano almeno un’opera principale in stato di realizzazione e che
siano già stati oggetto dell’applicazione della presente metodologia, possono essere presentati i
risultati relativi ai benefici della preesistente analisi rapportati ad un costo aggiornato. In tale
circostanza, il Piano indica chiaramente l’anno in cui è stata eseguita l’analisi dei benefici.
Alla luce di quanto sopra, il PdS 2020 riporta in modo esaustivo tutte le ACB relative agli
interventi di sviluppo, in modo rispondente ai criteri già menzionati.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 6Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: modalità di predisposizione del Piano di Sviluppo
Osservazione 1:
Circa le modalità di predisposizione, si ritiene che, in linea generale, la disponibilità di
informazioni qualitative e quantitative fornite dalla documentazione che compone il PdS sia
ampiamente sufficiente e che sia ora necessario privilegiare la sintesi e la focalizzazione, almeno
finché la consultazione si manterrà annuale, rispetto alla cadenza biennale, suggerita da ARERA,
tra l’altro, nella recente Memoria 175/2020. Più precisamente:
• la sintesi va perseguita attraverso l’approccio “incrementale”: vanno cioè riportati solamente
gli aspetti di novità normativa e regolatoria che impattano sulla pianificazione delle RTN, le
nuove esigenze di sistema o la variazione delle esistenti, gli elementi procedurali e/o tecnici
alla base delle variazioni di tempo e/o budget dei singoli interventi e così via
• un secondo elemento funzionale alla sintesi è la focalizzazione sullo sviluppo
dell’infrastruttura: considerazioni sull’evoluzione del mercato elettrico e del sistema in
generale, pur interessanti e legittime, devono essere ridimensionate e ricondotte all’obiettivo
del PdS e al ruolo di Terna.
Di conseguenza l’executive summary può essere opportunamente modulato come descritto in
precedenza (anche rivedendo alcuni messaggi sintetici non corretti che riguardano la riduzione
delle risorse di regolazione di tensione e l’aumento delle congestioni per diffusione FER), mentre
il capitolo 1 può essere sintetizzato drasticamente
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 7Esito consultazione
Riscontri
Tematica: modalità di predisposizione del Piano di Sviluppo
Riscontro Osservazione 1
Si ringrazia l’Operatore per il suggerimento. Il livello di dettaglio raggiunto nel PdS 2020
risponde alle segnalazioni di diversi stakeholders pervenute a Terna nel corso degli ultimi anni,
in sede di consultazione ma anche su richiesta di ARERA. Terna, in un’ottica di miglioramento
continuo del PdS, terrà conto dei suggerimenti derivanti dagli Operatori del settore oltre che
della necessità di rappresentare in maniera chiara ed esaustiva le complesse dinamiche che
interessano il sistema elettrico nazionale soprattutto in esito alla transizione energetica in
corso.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 8Spunto S2
Osservazioni sul capitolo 2 “lo stato del sistema elettrico” del Piano di sviluppo (pagine 74-
173) e in particolare sulle criticità e sull’analisi dello stato della rete (sezioni 2.7 e 2.8) e
sull’analisi del mercato elettrico (sezione 2.10)
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 9Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Stato del sistema elettrico
Osservazione 1 (parte1)
Sezione 2.4: come già più volte segnalato, nella trattazione vi sono alcune affermazioni
discutibili. Ad esempio, si associa la diffusione delle FER alla riduzione delle risorse in grado di
regolare tensione tramite scambio di potenza reattiva. Gli impianti FER eolici e fotovoltaici sono
da tempo in grado di contribuire alla regolazione di tensione mentre il loro utilizzo in tal senso, sia
sulle reti di trasmissione che di distribuzione è rimasto ad oggi inesplorato. La stessa Appendice
2 del DCO 322/2019 indica che in altri Paesi europei gli impianti FRNP sono già asserviti alla
regolazione di tensione con una remunerazione associata, mentre in Italia si stanno ancora
valutando progetti pilota in tal senso (pag. 101 in fondo). Nell’ultima parte poi si effettuano alcune
considerazioni sulla localizzazione delle FER rispetto al carico e sul contributo alle congestioni
che andrebbero precisate meglio in quanto nei termini in cui sono presentate sono contraddittorie
e non corrette in alcuni punti.
Pag. 95 sezione 2.4.1: si afferma che “gli impianti di produzione connessi alla rete con dispositivi
statici che per loro natura non forniscono un significativo contributo all’aumento di questo
parametro (potenza di corto circuito)”. In realtà non esistono attualmente prescrizioni normative a
riguardo così come non esistono vincoli tecnici a introdurre requisiti in tal senso. Viste le
prospettive occorre mettere mano a questo tema.
Pag. 96 : si ribadisce l’opportunità di porre in consultazione il Piano di Difesa.
Par. 2.4.2.: appare opportuno inserire un aggiornamento sul tema dell’osservabilità.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 10Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Stato del sistema elettrico
Osservazione 1 (parte 2)
Par. 2.4.3.1 Si osserva come l’MPE sia aumentata nel 2019 a circa 380 GWh (aggiornato a
novembre 2019), valore più elevato nel periodo considerato in figura 38. In figura 39 si osserva
inoltre che aumenta la percentuale dovuta a congestioni locali, pertanto, i richiamati
potenziamenti della rete 150 kV sembrano mostrarsi nuovamente inadeguati. Tutto il paragrafo
potrebbe essere spostato nella parte di mercato elettrico, dove si analizzano le congestioni.
Pa. 2.6 Adeguatezza: si può sintetizzare e riportare qua il focus sul capacity, sottolineandole al
più l’utilità come elemento di coordinamento tra sviluppo parco di generazione e di trasmissione
(tema messo in crisi dall’unundling) che è l’aspetto più inerente al planning.
Par. 2.7 e 2.8 sintetizzare e riunire in un unico paragrafo
Par. 2.10:
• a pag. 150 si menziona un box sulla rendita di congestione che però non è presente nel testo
• Molto interessanti le figure 73 e 74, che sintetizzano l’andamento della rendita di congestione,
principale esito MGP da considerare ai fini dello sviluppo rete. La prima osservazione riguarda
il trend in crescita della rendita ed in particolare il fatto che questa tendenza si sia stabilita
proprio a partire dal 2016 (anno di entrata in servizio del nuovo collegamento Sicilia –
Calabria) e che la sezione più critica in termini di frequenza di saturazione e rendita di
congestione sia proprio Sicilia – Rossano (satura per oltre il 40% delle ore nel 2019). Ulteriori
approfondimenti su questi punti sarebbero necessari e potrebbe essere utile aggiungere
un’informazione sulla disponibilità della capacità di transito tra le zone, ad esempio in termini
di curve di durata 2019 rispetto a 2018.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 11Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Stato del sistema elettrico
Osservazione 1 (parte 3)
• Box pag. 152 su capacity si può rimuovere
• Manca unità di misura figura 77
• Par 2.10.3: manca indicazione rendita di congestione su frontiere
• Pag. 158 paragrafo “Risoluzione delle congestioni” manca il link segnalato
• Par. 2.10.5. le figure 83 e 85 indicano come la maggior parte dei volumi e degli oneri MSD
derivino dalle movimentazioni per “Altri servizi”, entro cui sono inclusi i servizi richiamati a
pag. 157 e 158. L’assenza di accounting su questo tema ossia sull’assegnazione dei volumi e
degli oneri delle movimentazioni classificate come “altri servizi” almeno alla categoria
principale di servizio rimane, assieme alla mancanza di segnali locazionali, il maggior
problema dell’MSD e, di riflesso, la carenza più grave dell’analisi presentata. Ciò non
permette agli operatori di comprendere le reali criticità del sistema, ostacolando, tra l’altro,
l’attività di consultazione in oggetto. Ai pochi tentativi rintracciabili a riguardo nella letteratura
regolatoria (ad esempio il DCO 420/2016) non è stato dato seguito in maniera sistematica. Si
segnala poi la mancanza di informazioni zonali su volumi e prezzi (che invece comparivano
nel PdS 2019), preferibili rispetto al contenuto informativo delle figure 84 e 89. Inoltre, non si
esplicita se i dati si riferiscono solo a MSD ex-ante o anche a MB. Non si capisce inoltra a
cosa si riferiscono gli importi per “selezioni” riportate nella figura 86, in relazione agli oneri
complessivi di figura 83
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 12Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Stato del sistema elettrico
Osservazione 1 (parte 4)
• Par 2.10.6 Vista l’importanza del tema, va dedicato un approfondimento adeguato, in
alternativa è consigliabile stralciare il paragrafo
• Par 2.10.7: ammesso che il tema pompaggi rilevi nel Piano di Sviluppo, si ribadisce che,
preso atto della necessità evidenziate da Terna, il livello informativo è insufficiente all’avvio di
una valutazione da parte degli operatori, anche in presenza della necessaria evoluzione di
mercato richiamata da Terna. Occorre in altri termini che siano indicati i siti idonei, le relative
caratteristiche tecniche e i potenziali raggiungili in termini di potenza e capacità di invaso.
Tutto ciò in maniera tempestiva e trasparente in modo che gli operatori possano iniziare ad
effettuare le proprie valutazioni.
• Manca la figura 94
• Box su UVAM e su V2G si possono anche rimuovere
Par 2.11 su essenzialità: come più volte ribadito serve l’evoluzione temporale degli impianti
essenziali per poter giudicare l’efficacia dello sviluppo rete nella rimozione dei vincoli di
essenzialità.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 13Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Stato del sistema elettrico
Riscontro Osservazione 1
Si ringrazia per le segnalazioni fornite.
Si segnala che parte dei temi indicati sono trattati in ambiti diversi dal PdS e per i quali sono disponibili
approfondimenti sul sito istituzionale Terna.
In riferimento alla sezione 2.4 si conferma Terna sta valutando l’opportunità di avviare progetti pilota per
testare la fornitura di potenza reattiva da parte di impianti non abilitati. In generale si ribadisce l’impegno di
Terna nel garantire l’affidabilità e la sicurezza del Sistema Elettrico, valutando tutte le potenziali tecnologie in
grado di fornire servizi fondamentali per la Rete.
In riferimento alla sezione 2.4.1 si specifica che tipicamente la generazione statica, dotata di inverter, eroga un
contributo alla corrente di corto circuito prossimo alla corrente nominale e solo nel caso in cui le logiche di
controllo degli inverter siano state predisposte per consentirlo. Pertanto, risulta notevolmente inferiore rispetto
a quello dei generatori sincroni, il cui contributo è pari a circa 5-6 volte la corrente nominale. Si conferma,
comunque, l’opportunità indicata dall’Operatore di continuare ad approfondire l’evoluzione tecnologia e i
comportamenti dei convertitori statici.
Con rifermento agli impianti di pompaggio, sono i decreti legislativi 28/11 e 93/11 che richiedono a Terna di
inserire l’esigenza dei sistemi di accumulo, ivi inclusi i pompaggi, nel PDS. La definizione del quadro
normativo è a cura del Ministero e ARERA. Ciò che rileva anche in questa sede è evidenziare la necessità di
nuovi impianti di accumulo idro, nel mezzogiorno e nelle isole, per il contributo che questi impianti possono
dare in termini di regolazione (f, V), potenza di corto circuito, adeguatezza del sistema, gestione
dell’overgeneration con lo stoccaggio dell’energia rinnovabile nelle ore in cui la produzione eccede il
consumo, gestione delle rampe serali.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 14Spunto S3
Osservazioni sul capitolo 3 “scenari” del Piano di sviluppo (pagine 175-203)
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 15Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 1
Sul fronte della sempre maggiore integrazione delle FER nel sistema elettrico, dagli scenari
presentati evinciamo come la previsione di potenza installata da impianti FRNP incrementale vari
dal +22% del central al +53% del PNIEC (passando per il +51% dello scenario DEC – peraltro
poco delineato) rispetto allo scenario BAU. Evidenziamo però che sono assenti le proposte con
le quali tale crescita e la necessaria integrazione verranno effettivamente realizzate nel sistema:
suggeriamo di definirle e integrarle con maggiori dettagli.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 16Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 1
Il ruolo di scenari “contrastanti”, oltre a permettere una più completa valorizzazione dei benefici delle
Analisi costi benefici del PdS, serve a fornire ai policy maker uno strumento per identificare possibili
evoluzioni di domanda e offerta e le conseguenti esigenze del sistema energetico (ed elettrico in
particolare) nel medio-lungo periodo, affinché vengano identificate le misure più opportune per il
raggiungimento degli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione del sistema energetico. In tal senso gli
scenari non sono da intendere come previsioni deterministiche e si evidenzia come non sia strettamente
compito degli scenari indicare o proporre dei meccanismi di tipo economico utili alla diffusione delle FER
nel sistema elettrico (quali incentivi, PPA, etc.), quanto piuttosto identificare delle opportune soluzioni
tecnologiche (quali interventi di rete e sistemi di accumulo) necessarie a ridurre le congestioni sulla rete e
il curtailment della generazione FER.
Gli scenari di sviluppo (come il DEC) sono stati costruiti per raggiungere i target di quota FER previsti dal
Clean Energy Package (55,4% al 2030 nel settore elettrico) e i target di decarbonizzazione di lungo
periodo previsti dalla Long-Term Strategy della CE (-95% di emissioni di CO2 rispetto al 1990,
corrispondente ad una completa decarbonizzazione del settore elettrico). Ipotizzando di voler
raggiungere tali obiettivi, i trend di evoluzione di capacità installata FER sono stari ricavati a partire da
logiche di merito economico basate sul Levelized Cost of Electricity (LCOE) delle varie tecnologie,
tenendo in considerazione vincoli tecnici legati alla disponibilità di superfici utili alla realizzazione di
impianti e alla effettiva integrazione nel sistema elettrico.
Per quest’ultimo punto, oltre alle verifiche tecniche sulle congestioni, si fa presente come gli scenari
abbiano previsto l’incremento di capacità installata di sistemi di accumulo elettrico (idrico ed
elettrochimico) proprio per far fronte alla maggiore diffusione di FER non-programmabili. I dati sulla
capacità di accumulo sono riportati nel paragrafo 10.2.1.3 del Documento di Descrizione degli Scenari
2019. Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 17Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 2
Richiediamo maggiori dettagli anche in merito alle proposte per l’installazione, la realizzazione e
il ricorso allo storage all’interno del piano. Tale elemento dovrebbe infatti trovare la sua massima
applicazione ed espansione proprio nel periodo temporale oggetto del PdS.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 18Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 2
Gli scenari Terna-Snam descritti nel Documento di Descrizione degli Scenari 2019 riportano
l’evoluzione della capacità installata di impianti di accumulo idroelettrico ed elettrochimico per
tutti gli scenari ed anni orizzonte considerati nel piano di sviluppo (paragrafo 10.2.1.3 del
DDS19 o paragrafo 3.4.3.5 del Pds2020).
Ad integrazione di quanto riportato nei documenti, che rappresentano il totale degli accumuli
elettrochimici previsti nei vai scenari, si precisa che lo scenario DEC presenta 2,1 GW e 4,2 GW
di impianti di accumulo distribuito rispettivamente al 2030 e al 2040.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 19Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 3
Facendo particolare riferimento al MSD, evidenziamo come nel PdS sia assente una
rappresentazione completa del sistema elettrico che tenga conto sia degli effetti delle attività di
integrazione con i mercati internazionali che delle implicazioni di tutte le innovazioni, regolatorie
(in particolare per l’adeguamento alla normativa UE) e tecnologiche, previste sul mercato italiano
(FRNP, storage, MSD etc…). Come recentemente evidenziato anche nella nostra risposta alla
consultazione n°41 per la modifica del Codice di Rete, reputiamo estremamente importante che
siano delineate le linee di sviluppo di questo importante segmento di mercato, eventualmente
aggiornando e integrando l’utile documentazione già messa a disposizione negli scorsi anni in
occasione di consultazioni precedenti sul tema*
• In particolare, facciamo riferimento alla “Relazione sulle principali modifiche del Codice di Rete” pubblicata in occasione del DCO per la modifica del CdR del maggio
2018 e al materiale informativo presentato durante il relativo Seminario
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 20Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 3
Relativamente agli effetti sul MSD dei progetti di integrazione con gli altri mercati europei si sottolinea
che Terna partecipa attivamente a tutti i progetti di integrazione sia dei mercati dell’energia (progetti
MRC e XBID), sia dei mercati di bilanciamento (progetti TERRE, MARI, PICASSO e IGCC).
Al riguardo, si segnala che a gennaio 2020 è stato avviato su basi volontarie ed in anticipo rispetto agli
obblighi europei il progetto IGCC (International Grid Control Cooperation) per la compensazione degli
sbilanciamenti del sistema italiano con quelli degli altri sistemi europei. Inoltre, entro la fine dell’anno
in corso è atteso l’avvio sulle frontiere italiane del progetto TERRE (Trans-European Replacement
Reserves Exchange) per lo scambio di energia di bilanciamento da riserva terziaria di sostituzione fra i
TSO europei che utilizzano tali riserve e nel primo trimestre del 2021 è previsto l’avvio nazionale del
progetto XBID per il coupling del MI italiano con i corrispondenti mercati europei mediante
l’introduzione di una sessione MI a negoziazione continua con gate-closure in H-1. Lo scambio di
energia di bilanciamento da riserve terziaria rotante e riserva secondaria fra i TSO europei di cui
rispettivamente ai progetti MARI (Manually Activated Reserves Initiative) e PICASSO (Platform for the
International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation) è
invece previsto dalla regolazione europea solo a partire dal secondo semestre del 2022.
Fatta eccezione per il progetto MRC (Multi-Regional Coupling) per il market coupling del MGP avviato
già da anni in Italia, non è pertanto utile simulare gli effetti sul mercato italiano e in particolare sul MSD
dei progetti di integrazione con gli altri mercati europei poiché ai fini della significatività e robustezza di
tali simulazioni si deve prima disporre di una base di dati storici sufficientemente rappresentativa dei
nuovi comportamenti di offerta degli operatori e di conseguenza degli equilibri di mercato che si
verranno a determinare sulle nuove piattaforme europee di cui ai progetti di integrazione stessi.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 21Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 4
Infine, sottolineiamo come nel PdS siano assenti i riferimenti al mercato della capacità e alla sua
applicazione per gli anni a partire dal 2024, ricordando peraltro che il processo di attivazione per
il 2024 dovrebbe essere già in essere entro la fine di questo anno. Suggeriamo pertanto che il
PdS sia integrato esplicitando quale sia la visione per tale strumento nell’anno in corso e in
prospettiva di piano.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 22Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 4
Nel Piano di Sviluppo 2020, come nel Rapporto Adeguatezza 2019, Terna ha rappresentato la
propria visione sul mercato della capacità evidenziando l’esigenza che il meccanismo sia
confermato. Terna ha evidenziato che il mercato della capacità è uno strumento essenziale per
fornire segnali di prezzo di lungo termine di cui il sistema necessita per garantire il
mantenimento in esercizio degli impianti più efficienti e la realizzazione di nuova capacità
necessaria per lo sviluppo e la piena integrazione nel sistema elettrico delle fonti rinnovabili non
programmabili, per avviare il percorso di decarbonizzazione del parco di generazione nazionale
previsto dal Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) e per consentire la
dismissione di impianti di generazione caratterizzati da elevate emissioni e meno efficienti,
mantenendo, al contempo, i margini di adeguatezza e sicurezza necessari per la gestione del
sistema.
Con riferimento agli scenari si segnala che il mercato della capacità è stato considerato
all’interno della definizione degli scenari su cui il PdS si basa. Il Documento Descrizione Scenari
2019, specifica che il parco termoelettrico è stato definito anche a valle del calcolo di
sostenibilità economica di ogni singolo impianto tenendo conto da un lato dei costi fissi e dei
costi variabili, dall’altro dei ricavi derivanti dal mercato energetico e dall’applicazione del
Capacity Market (missing money).
Tale input viene recepito nel PdS che si concentra sulla valutazione dei benefici degli interventi
di rete.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 23Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 5
Fornire maggiori informazioni in merito ai contingenti di generazione di energia elettrica per fonte
nei diversi scenari considerati al 2025-2030-2040 in Sardegna alla luce di quanto indicato a
pagina 5 della presentazione Incontro con ONG del 15 ottobre 2019
(https://download.terna.it/terna/Incontro%20ONG_20191015_PdS20_8d7f1cf640fe58b.pdf) con
particolare riferimento al dato inerente il gas (BAU: 1.881 MW, DEC: 2.281 MW)
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 24Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 5
Lo scenario DEC presenta un incremento della capacità installata di impianti a gas per far fronte
ad una domanda di elettricità più elevata e a requisiti di adeguatezza più elevati rispetto agli altri
scenari.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 25Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 6
In merito al tema dell’adeguatezza, si chiede di fornire informazioni riguardo al valore
dell’indicatore Loss of Load Expectations (LOLE) che per la Regione Sardegna è indicato pari a
11 h/y per il caso Low Carbon Sensitivity 2025, valore molto differente rispetto a quello indicato
nel Piano di Sviluppo 2019 (115 h/y)
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 26Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 6
l Mid-term Adequacy Forecast (MAF) è uno studio di adeguatezza sviluppato da ENTSO-e su
tutto il perimetro europeo per scenari previsionali di breve-medio termine e viene redatto
annualmente e pubblicato sul sito ENTSO-E.
Tale studio Europeo, i cui risultati vengono citati nell’osservazione, viene richiamato nel PdS,
che tuttavia riporta nel capitolo 6 studi di adeguatezza focalizzati sugli scenari di Piano e volti a
valutare l’impatto dello sviluppo di rete sugli indici di adeguatezza.
Si rimarca che gli scenari previsionali utilizzati per elaborare il MAF sono differenti da quelli
utilizzati nel PdS, e cambiano anche da un anno all’altro per l’elaborazione del MAF stesso. Nel
caso citato, per il MAF 18 (richiamato nel PdS 19) lo scenario è stato superato dalle versioni
successive e le sensitivity fanno riferimento a condizioni particolarmente estreme.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 27Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Scenari
Osservazione 7
Si chiede di illustrare in che modo nelle simulazioni effettuate nei diversi scenari futuri è stato
valutato l’effetto sulla crescita dei consumi elettrici delle nuove configurazioni di consumo
(comunità energetiche dei cittadini, SDC, autoconsumatori).
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 28Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Scenari
Riscontro Osservazione 7
La diffusione di comunità energetiche, Sistemi elettrici Privati (SDC) e autoconsumatori non
provoca un effetto diretto sui consumi elettrici, i.e. sul fabbisogno di elettricità degli utenti finali.
In tutti gli scenari il fabbisogno atteso è infatti funzione diretta di variabili climatiche, diffusione di
tecnologie di consumo elettrico (quali heat pump, veicoli elettrici, etc.) e trend macroeconomici
(e.g. aumento di PIL e popolazione). Per maggiori informazioni sulla metodologia di costruzione
della domanda elettrica previsionale si può fare riferimento ai paragrafi 10.4.1 e 10.4.2 del
Documento di Descrizione degli Scenari 2019.
Comunità energetiche, SDC ed autoconsumatori sono opportunamente modellate nelle analisi
del Piano di Sviluppo attraverso la corretta integrazione di impianti fotovoltaici e di impianti di
accumulo distribuiti sulle reti di bassa e media tensione. I sistemi di accumulo distribuiti, al
contrario di quelli utility-scale, non partecipano al Mercato del Giorno Prima, ma sono modellati
per massimizzare l’autoconsumo dell’elettricità prodotta dagli impianti fotovoltaici collegati alle
reti di media e di bassa. Il tutto si risolve in un minor vettoriamento di elettricità sulle reti di alta e
altissima tensione, che viene automaticamente simulato dai modelli di rete
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 29Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Altro di carattere generale
Osservazione 8
Facendo riferimento alla particolare situazione congiunturale vissuta dall’Italia, riterremmo
innanzitutto estremamente utile che venisse fornito un chiarimento riguardo come la ripresa del
paese a emergenza epidemiologica da Covid-19 terminata influirà e impatterà sul PdS
(domanda, sviluppo delle FER, etc…)
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 30Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Altro di carattere generale
Riscontro Osservazione 8
Lo svolgimento per l’elaborazione del PdS richiede un periodo di tempo di un anno e si basa su
scenari previsionali di lungo termine definiti durante l’anno precedente e che a loro volta
richiedono tempi di predisposizione rilevanti. Pertanto, essendo questi scenari e quelli Europei
definiti prima della pandemia, non è purtroppo possibile prendere in considerazione tale effetto
nel PdS in corso di predisposizione.
L’emergenza epidemiologica da Covid-19 potrebbe avere delle ripercussioni sulla domanda,
sullo sviluppo delle FER e sull’implementazione di tutte le misure utili al raggiungimento dei
target del PNIEC prevalentemente nel breve termine (i.e. nel prossimo triennio). Gli obblighi del
PNIEC e l’atteso recepimento dell’European Green Deal (che propone target più ambiziosi già
al 2030) dovrebbero tradursi in misure ampiamente in grado di mitigare gli effetti del Covid-19 al
2025 ed annullarli al 2030.
Ad ogni modo tali dinamiche non sono state ancora simulate sugli scenari di medio termine
essendo ancora incerta l’estensione della crisi e Terna si riserva di fare approfondimenti
successivi per identificare gli effetti dell’emergenza sull’orizzonte di Piano di Sviluppo.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 31Spunto S4
Osservazioni su temi riguardanti Sistemi di accumulo, compensatori Sincroni e FACTS
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 32Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Sistemi di accumulo
Osservazione 1
In merito ai sistemi di accumulo, quando si prevede un incremento del 100% del funzionamento
dei pompaggi esistenti (p. 203 – sezione tavolo di lavoro congiunto Terna-RSE) si richiede di
spiegare meglio se ci si riferisce al numero di ore di funzionamento annuo o al numero di ore
equivalenti di funzionamento annuo.
Con riferimento a i due schemi di remunerazione/contrattualizzazione di lungo termine per i
sistemi di accumulo citati a pag. 166, si chiede se possibile di dettagliarli meglio e di precisare se
si tratta unicamente di ipotesi formulate da Terna oppure sono frutto di analisi già effettuate o in
corso da parte dell’Autorità o del MiSE.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 33Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Sistemi di accumulo
Riscontro Osservazione 1
In merito all’incremento delle ore di funzionamento dei pompaggi esistenti, anche in
considerazione dell’incremento atteso di generazione rinnovabile nello scenario PNIEC, le
analisi svolte mostrano un incremento del 100% per le ore equivalenti di funzionamento annuo.
Le forme di remunerazione e contrattualizzazione riportate nel Piano di Sviluppo rappresentano
delle proposte preliminari ipotizzate da Terna e finalizzate a promuovere lo sviluppo di nuova
capacità idroelettrico alla luce anche dei target di sviluppo riportati nel Piano Integrato per
l’Energia e il Clima.
Con riferimento agli schemi di remunerazione menzionati nel PdS, la definizione del quadro
normativo e regolatorio per lo sviluppo dei sistemi di accumulo è di competenza del Mise e di
ARERA. Nel PDS sono stati unicamente ripresi alcuni primi spunti/proposte che dovranno
essere rivisti dalle amministrazioni competenti anche nell’ambito del completamento del quadro
normativo di riferimento.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 34Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Sistemi di accumulo
Osservazione 2
Maggiori informazioni e analisi specifiche di dettaglio riguardo la fattibilità di accumuli idraulici nel
territorio regionale sardo alla luce del potenziale di 1.000 MW indicato a pagina 168 del PdS che
a parere dell’amministrazione scrivente appare caratterizzato da criticità;
Si chiede di fornire informazioni riguardo la possibilità che Terna realizzi o gestisca propri impianti
di stoccaggio di energia di tipo idraulico.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 35Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Sistemi di accumulo
Riscontro Osservazione 2
La potenzialità di almeno 1000 MW di sviluppo di nuovi accumuli idroelettrici nella Regione
Sardegna sono espresse all’interno di uno studio ISMES del 2010 e potranno essere oggetto di
ulteriori analisi specifiche di dettaglio delle singole realtà locali.
Con riferimento al secondo punto, il quadro normativo per lo sviluppo degli impianti di
pompaggio non è ancora completato e Terna si atterrà ovviamente a quelli che sono i vincoli
della normativa nazionale e comunitaria.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 36Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Servizi di rete
Osservazione 1
Entrando più nel dettaglio dei singoli aspetti del PdS, riterremmo utile dare evidenza ai criteri con
cui sono state identificate le localizzazioni dei compensatori nelle diverse zone e se, in
particolare, sono state considerate localizzazioni alternative, ad esempio, presso impianti di
produzione esistenti.
Un secondo quesito di dettaglio riguarda il modo in cui si intende consentire agli operatori di
mercato di continuare a fornire i servizi forniti dai compensatori, in particolare se, ad esempio,
verrà adottato lo schema applicato per i compensatori di Brindisi.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 37Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Servizi di rete
Riscontro Osservazione 1 (parte 1)
Il progressivo decommissioning del parco termico nazionale accompagnato da un incremento
della produzione da fonti rinnovabili su reti MT/BT non connesse direttamente alla rete del TSO,
causa già oggi ed ancor più negli scenari futuri, significativi impatti sulla gestione della rete
elettrica.
Il deterioramento dei profili di tensione sulla rete 400-220 kV registrato negli ultimi anni, la
riduzione della potenza di corto circuito nelle aree caratterizzate da una significativa produzione
da FRNP, insieme alla riduzione dell’inerzia del sistema, hanno evidenziato, soprattutto in
condizioni di funzionamento critico della rete (basso carico ed elevata produzione FRNP)
l’esigenza di rendere il sistema elettrico meno sensibile alle variazioni di tensione e frequenza.
L’installazione di opportuni strumenti di compensazione della potenza reattiva in particolare
nelle aree del Centro e Sud Italia ed in Sardegna, consentirà, oltre che la stabilizzazione dei
profili di tensione, anche l’aumento dell’inerzia e della stabilità dinamica del sistema e l’aumento
dell’efficacia dei sistemi di difesa.
L'individuazione dei siti di installazione e la taglia dei compensatori sono state definite
analizzando:
• gli effetti elettrici rispetto alla risposta dinamica del sistema considerando l’installazione dei
macchinari nelle diverse stazioni disponibili nelle aree di interesse
• la fattibilità tecnica-realizzativa relativamente all’installazione dei macchinari presso le
diverse stazioni disponibili.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 38Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Servizi di rete
Riscontro Osservazione 1 (parte 2)
Ad oggi sono in corso studi per l’installazione di nuove unità di compensazione della potenza
reattiva, e per le quali non si esclude la possibilità di ricorrere a servizi forniti da soggetti terzi
fermo restando la rispondenza degli eventuali siti alle esigenze di regolazione del sistema
elettrico; in questo scenario le modalità di prestazione del servizio dovranno essere valutate e
definite coinvolgendo i soggetti istituzionali e gli stakeholders interessati.
Infine, si evidenzia come la procedura di Brindisi dello scorso febbraio 2019 aveva lo scopo di
risolvere una criticità strutturale di una porzione di rete “debole” dal punto di vista dei vincoli di
tensione. Le modalità di approvvigionamento, infatti, hanno consentito di minimizzare i costi in
capo al sistema elettrico considerato l’anticipo della disponibilità delle risorse rispetto alla
realizzazione ex-novo da parte di Terna.
In tal senso, ed al fine di ampliare il novero di risorse a disposizione del sistema, Terna sta per
consultare un progetto pilota finalizzato a testare, a seguito di opportuni adeguamenti
impiantistici, l’affidabilità nella fornitura del servizio di regolazione di tensione da parte di
impianti (anche FRNP) che attualmente non forniscono il servizio di regolazione di tensione.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 39Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Servizi di rete
Osservazione 2
Relativamente alla previsione di installazione di dispositivi FACTS nelle stazioni di Latina,
Villanova e Galatina, qual è il dimensionamento in MVAr di questi dispositivi e quale il loro costo
previsto?
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 40Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Servizi di rete
Riscontro Osservazione 2
Presso i siti di Latina, Villanova e Galatina è prevista l’installazione di 3 dispositivi STATCOM,
ciascuno da 125 MVAr
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 41Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Flessibilità e inerzia del sistema
Osservazione 1
Le citate linee di sviluppo, non dovrebbero prescindere dall’introduzione di nuovi strumenti di
flessibilità che nell’arco del piano dovranno essere implementati. Richiediamo quindi che siano
presentate più in dettaglio previsioni e proposte relative a tali nuovi meccanismi e le possibili
ipotesi di applicazione per gli operatori.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 42Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Flessibilità e inerzia del sistema
Riscontro Osservazione 1
All’interno del PdS 20 queste tematiche sono state prese in considerazione da diversi punti di
vista e sono riportate sia nel capitolo 4 che nel capitolo 2 con una previsione non troppo legata
alle tempistiche bensì alle risorse e al loro utilizzo per il sistema elettrico.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 43Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Flessibilità e inerzia del sistema
Osservazione 2
E’ disponibile un’analisi quantitativa dell’evoluzione dell’inerzia elettromeccanica negli scenari
esaminati eventualmente espressa anche in termini di energia cinetica massima e minima
ottenuta da impianti disponibili e in servizio.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 44Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Flessibilità e inerzia del sistema
Riscontro Osservazione 2
Terna nel PdS 2019 ha proposto per la prima volta un'analisi volta al calcolo dell'evoluzione
dell'inerzia, dell'energia cinetica e del nadir negli scenari ST e DG 2030. Queste analisi sono
state parallelamente condotte in ambito europeo dove TERNA, in qualità di TSO italiano ha
rappresentato le proprie esperienze e le proprie metodologie. Anche a seguito di questi
confronti è stata valutata la possibilità di implementare nella CBA in ambito Entso-E un nuovo
indicatore chiamato Stabilità di Sistema. Quest'ultimo ha ricevuto parere positivo da ACER con
l'opinione 03-2020.
Terna sta seguendo il tema in linea con gli sviluppo tecnologici evidenziando tuttavia che
trattandosi di sistema interconnesso è necessario uno stretto coordinamento con gli altri TSO
sia nei dati che nelle metodologie ed una applicazione pratica e sistematica potrà essere
adottata a valle di sufficienti verifiche e sperimentazioni.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 45Spunto S5
Osservazioni sul capitolo 4 “necessità di sviluppo” del Piano di sviluppo (pagine 204-251)
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 46Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Necessità di sviluppo
Osservazione 1
• Par. 4.1.2.3 Il quadro prospettato sul tema della potenza di corto circuito indica la necessità di
cominciare a studiare un nuovo comportamento dei convertitori statici durante il corto circuito
• Figura 18 e seguenti: per la quasi totalità si tratta di interventi già in piano da tempo. Si chiede
di inserire una colonna con la data di inserimento in Piano e la data prevista di entrata in
servizio
• Circa il Piano minimo di realizzazioni si chiede di chiarire, rispetto alle opere entrate in
servizio entro il 2019 e mostrate in figura 42 se queste costituiscano la totalità del Piano
minimo o se invece vi siano altre opere previste che non sono entrate in servizio entro il
periodo
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 47Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Necessità di sviluppo
Riscontro Osservazione 1
• Tipicamente la generazione statica, dotata di inverter, eroga un contributo alla corrente di
corto circuito prossimo alla corrente nominale e solo nel caso in cui le logiche di controllo
degli inverter siano state predisposte per consentirlo. Pertanto, risulta notevolmente inferiore
rispetto a quello dei generatori sincroni, il cui contributo è pari a circa 5-6 volte la corrente
nominale. Si conferma, comunque, l’opportunità indicata dall’Operatore di continuare ad
approfondire l’evoluzione tecnologia e i comportamenti dei convertitori statici.
• Per quanto riguarda gli interventi richiamati nelle figure 18 e seguenti, si fa presente che
queste ultime sono solo la rappresentazione degli interventi rispondenti ai diversi obiettivi
che il Piano persegue. Le date di inserimento in Piano e la data prevista di entrata in servizio
sono riportate nella scheda di dettaglio di ciascun intervento.
• Le Opere riportate nella lista del piano di minima rappresentano la migliore stima delle
entrate in esercizio delle Opere alla data di predisposizione del Piano di Sviluppo, con un
orizzonte temporale fino ai tre anni successivi.
Ogni anno la lista delle Opere viene aggiornata sulla base delle migliori previsioni disponibili
al momento ed in funzione di esigenze di tipo tecnico-realizzativo.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 48Spunto S6
Osservazioni sui 27 nuovi interventi proposti nel capitolo 5 “nuovi sviluppi” del Piano di
sviluppo (pagine 252-301 e foglio di lavoro A della sintesi tabellare del Piano) e in particolare
su quelli con maggiore impegno economico:
• 165-N Razionalizzazione rete 380 kV Brianza
• 259-N Razionalizzazione rete AT Verona
• 627-N Elettrodotto 380 kV Caracoli – Ciminna
Osservazioni sulle proposte di variazione dell’ambito della RTN (sezione 1.8 del Piano di
sviluppo, pagine 61-62).
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 49Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Nuovi interventi
Osservazione 1
165-N Razionalizzazione rete 380 kV Brianza
• Non sono riportate le valutazioni per lo scenario BAU 2040: perché? Le figure di pag 259 relative a
scenari non utilizzati si possono togliere
259-N Razionalizzazione rete AT Verona
• in questo caso sono stati utilizzati gli scenari BAU 2030 e 2040, è possibile chiarire le motivazioni.
Anche qua è possibile rimuovere le tabelle inutilizzate a pag. 268
627-N Elettrodotto 380 kV Caracoli – Ciminna
• l’intervento deriva dalla scelta di spostare la stazione di conversione del collegamento HVDC dalla
SE Ciminna alla SE Caracoli e di completare la direttrice 380 kV tra Sicilia Orientale e Occidentale
prolungando la nuova linea a 380 kV Chiaramonte – Ciminna fino alla nuova sezione a 380 kV della
SE Caracoli. In questo senso la scheda giustamente rimanda all’ACB degli interventi 602-P
“Elettrodotto Chiaramonte G. – Ciminna” e 604-P “Assoro – Sorgente 2 – Villafranca”, in cui si
immagina sia stata inserita la variante in oggetto. È quindi opportuno valutare l’inserimento di
questo intervento come variante del 602-P, che diventerebbe quindi “Elettrodotto Chiaramonte G. –
Caracoli”.
Si chiede di richiamare all’inizio del paragrafo alcune informazioni sintetiche che spieghino ad esempio
i requisiti minimi che rendono necessaria l’ACB (ad esempio capex stimato sopra 15 milioni di euro),
quali sono i criteri di scelta degli scenari utilizzati per ACB (gli interventi precedenti sono stati valutati su
diversi scenari), ecc. Queste informazioni sono contenute nei volumi “Stato di avanzamento” ma vanno
sinteticamente riportate anche qua. Gli schemi rete non riportano la legenda dei simboli. In generale le
tabelle ACB non utilizzate si possono rimuovere.
.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 50Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Nuovi interventi
Riscontro Osservazione 1 (parte 1)
Per quanto riguarda l’intervento 165-N Razionalizzazione rete 380 kV Brianza, in merito agli
scenari analizzati e agli anni studio oggetto di ACB dell’intervento è stato analizzato un solo
anno studio ed un solo scenario in quanto per l’intervento in oggetto è prevista la data di
completamento al 2035. L’analisi ACB è stata condotta analizzando un solo anno studio e un
solo scenario secondo le regole definite dalla delibera 627/16 che definisce i criteri ACB. Gli
interventi con data prevista di completamento maggiore o uguale al medio-lungo termine (es.
2030) sono analizzati nell’anno studio di lungo termine (rif. Doc Documento Metodologico per
l’Applicazione dell’Analisi Costi Benefici Applicata al Piano di Sviluppo 2020).
L’intervento 259-N “Razionalizzazione rete AT Verona” non rientra nel cluster degli interventi
relativi alle interconnessioni o alla riduzione delle congestioni tra le zone di mercato o
intrazonali, per cui, come indicato nel Capitolo 5 del “Documento Metodologico per
l’Applicazione dell’Analisi Costi Benefici Applicata al Piano di Sviluppo 2020”, si utilizza per le
analisi economiche un solo scenario di riferimento in tutti gli anni di studio. Inoltre, la scelta dei
time horizon per l’intervento 259-P è stata fatta conformemente a quanto indicato nel
documento sopra citato sulla base della data prevista di completamento delle opere sottostanti.
Infine, il beneficio associato all’intervento in oggetto è la riduzione dell’ENF e quindi il 259-P è
finalizzato essenzialmente alla risoluzione di criticità legate alla sicurezza e alla qualità del
servizio. In modo cautelativo, si è optato per lo scenario di riferimento BAU poiché quest’ultimo
possiede un carico inferiore rispetto agli altri scenari.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 51Esito consultazione
Riscontri
Tematica: Nuovi interventi
Riscontro Osservazione 1 (parte 2)
Infine, per quanto riguarda l’intervento Caracoli-Ciminna, si ringrazia l’operatore per la
segnalazione.
Ci preme precisare che l’inserimento del nuovo intervento 627-N Elettrodotto 380 kV Caracoli –
Ciminna nel PdS 2020, ha richiesto l’attribuzione di un nuovo codice identificativo, come
richiesto dalla Delibera 627/16 e s.m.i. (art. 5.2). Infine, nel prossimo PdS 2021 tale intervento
sarà incluso nella sezione di Avanzamento dei Piani di Sviluppo precedenti, in cui sono riportate
tutte le informazioni di dettaglio, come giustamente ha ricordato l’Operatore.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 52Spunto S7
Osservazioni sul progetto di collegamento HVDC continente - Sicilia - Sardegna, codice
723 (rapporto di Avanzamento Piani di Sviluppo Precedenti, Avanzamento Nord Ovest, Pag.
25-32).
Osservazioni sul progetto di collegamento HVDC continente - Sicilia - Sardegna, codice
723 (rapporto di avanzamento, volume “Avanzamento Centro-Sud”, pagine 39-45 e sintesi
tabellare del Piano), per il quale l’Autorità nel proprio parere 674/2018/I/eel ha previsto la
prosecuzione delle attività di analisi e valutazione.
Strategie, Sviluppo e Dispacciamento | Pianificazione Rete e Interconnessione 53Esito consultazione
Osservazioni pervenute
Tematica: Avanzamento Tyrrhenian Link
Osservazione 1
Rispetto all’intervento Tyrrhenian Link (723-P) risulta necessario definire meglio il timing
dell’opera, ossia se il triennio 2025-2028 oggi presentato è legato all’incertezza dello sviluppo,
oppure se si tratta di due distinte date, per esempio: 2025 tratto Sicilia – Sardegna e 2028 tratto
Sicilia – Continente.
Sempre rispetto all’intervento Tyrrhenian Link (723-P), il PdS definisce una serie di
interdipendenze con opere rilevanti:
• elettrodotto 380 kV Montecorvino – Avellino N. – Benevento 2 (506-P) previsto al 2028/2035
• nuova interconnessione Italia-Tunisia (601-I) previsto al 2027
• Elettrodotto 380 kV “Chiaramonte Gulfi – Ciminna” (602-P) previsto al 2025/2030
• Elettrodotto 380 kV Assoro - Sorgente 2 – Villafranca (604-P) previsto al 2030/2035
• Elettrodotto 380 kV Caracoli – Ciminna (627-N) inserito per la prima volta nel PdS 2020
Il TSO dovrebbe rappresentare il livello di interdipendenza con ogni singola opera, ossia quale
sarebbe l’impatto sul completo ed efficace sfruttamento del HVDC nel caso di mancato
completamento di una delle suddette opere alla data di ingresso del Tyrrhenian Link, necessità
questa ancora più concreta in ragione della mancanza di sincronizzazione nel timing tra le opere
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