Diapositiva 1 - Master Sicurezza

Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Sistema elettrico, gestione
aspetti regolatori
II Parte
26 Marzo Roma
Enrico Maria Carlini
Responsabile della gestione ed ingegneria del sistema elettrico
[email protected]
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
AGENDA

Capacità installata e bilancio di energia del sistema elettrico italiano

La gestione del sistema elettrico: la gerarchia del controllo

I principali cambiamenti degli ultimi anni

Scenari di riferimento

Segnali provenienti dal mercato elettrico
2
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Offerta e Domanda
Capacità installata di produzione nazionale
124,7 GW
Fonti tradizionali: 78,9 GW
Pompaggio *
Termico
Combinati
Carbone
Olio, Altro
63%
7,6
71,3
40
8
23
Fabbisogno di punta
51,6 GW
Fonti rinnovabili: 45,8 GW
Idrico*
Geotermico
Eolico
Fotovoltaico
Bioenergie
14,4
0,7
8,5
18,4
3,8
37%
* Idrico di sola produzione, Pompaggio idrico reversibile
Fonte: Terna. Dati Statistici 2013
Saldo estero
8,8 GW
Fonte: Terna. Dati provvisori di esercizio 2014
NTC Import nominale “winter”
Il Fabbisogno di punta nel 2014 è risultato
inferiore di -4,4% rispetto al 2013
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Bilancio di energia
Produzione nazionale netta
267,6 TWh
Fabbisogno
309,0 TWh
% Produzione netta
Fonti tradizionali: 151,0 TWh
Pompaggio
Termico
Olio
Carbone
Gas naturale
Altro
% Fabbisogno
57%
1,7
149,3
(2%)
(15%)
(38%)
(6%)
Agricoltura
Industria
Fonti rinnovabili: 116,6TWh
Idrico*
Geotermico
Eolico
Fotovoltaico
Bioenergie
42%
49% nel 2006
43%
56,4
5,5
15,0
23,3
16,4
2%
Domestico
22%
Terziario
34%
Pompaggio
2,3 TWh
* Idrico da apporti naturali
Saldo estero
43,7 TWh
Import
Export
46,7
3,0
Consumi
Fonte: Terna. Dati provvisori di esercizio 2014
Energia immessa da Biomasse stimata mediante operazione di upscaling delle misure disponibili relative a unità rilevanti.
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Gerarchia del controllo
L’organizzazione del controllo in tempo reale
MILANO
TORINO
MILANO
VENEZI
A
TORINO
FIRENZ
E
ROMA
NAPOLI
CAGLIARI
PALERMO
CNC
• Turni h24
• 2 operatori in turno contemporaneamente
Centri di Ripartizione
• Controllano la Rete secondaria
150-132-60 kV
• Gestiscono le unità di
produzione di piccola taglia (in
particolare eolico)
RONDISSONE
DOLO
• Turni h24
• 4 operatori in turno contemporaneamente
Il Centro Nazionale di Controllo (CNC) monitora le
condizioni di funzionamento del sistema primario 380-220
kV e delle interconnessioni con l’estero.
Gestisce le centrali e il Mercato di Bilanciamento.
Coordina i Centri di Ripartizione e i Centri di
Teleconduzione localizzati sul territorio.
BARI
(29.76)
• Turni h24
• 4 operatori in turno contemporaneamente
Centri di Teleconduzione
• Attuano le manovre sugli
impianti Terna
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
I principali cambiamenti degli ultimi anni
Dalla liberalizzazione ad oggi
2000-2014
Fino al 2000
• Pianificazione centralizzata del sistema
• produzione e rete
• sviluppo ed esercizio
• Capacità di produzione insufficiente a
coprire la Domanda
• Forte dipendenza dall’estero
• Prevalenza di produzione da impianti
Termici (ad olio combustibile)
• Domanda elettrica in stabile crescita
• Liberalizzazione della produzione dell’energia
elettrica
• Investimenti nell’attività di produzione e
conseguente aumento degli operatori elettrici
• Termici efficienti (CCGT): +22.000 MW
• Rinnovabili (eolico e fotovoltaico): +25.000 MW
• Crisi della Domanda elettrica
• Successivamente alla crisi economico-finanziaria
del 2008
La rete di trasmissione diventa il fattore abilitante per
l’utilizzo della nuova capacità di produzione efficiente
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
I principali cambiamenti degli ultimi anni
Investimenti in produzione
27,0 27,5
PV
Forte spinta agli investimenti in produzione dall’avvio del Mercato
• Installazioni nel Sud Italia, lontane dai grandi centri di consumo
• Crescita capacità di produzione da cicli combinati a gas: +22 GW
• Crescita del Rinnovabile nel periodo 2005-14: 17x
• Eolico 8,7 GW
• Fotovoltaico 18,8 GW
24,5
WIND
19,7
16,4
9,3
18,4 18,8
12,8
6,0 3,5
4,0 1,1
2,8
1,6 1,9
0,4
6,9 8,1 8,6 8,7
0,1
4,9 5,8
1,6 1,9 2,7 3,5
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Capacità di produzione da Termico
Capacità di produzione Rinnovabile
4,520
760
2.940
2.460
+ 21.760 MW
(circa 38% al Nord)
(circa 43% al Sud )
150
540
190
800
750
2.700
750
1.300
3.200
700
7
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
I principali cambiamenti degli ultimi anni
Copertura della Domanda
Investimenti in produzione e trend della Domanda in riduzione hanno determinato:
• Il superamento dell’iniziale insufficienza di
produzione a copertura della Domanda
• Nel 2012 il Fabbisogno di punta è stato coperto
con un margine di riserva del 49% (10% del
2005)
• Il progressivo aumento della copertura della
Domanda da Eolico e Fotovoltaico
• Nel 2014 il 12.3% della Domanda è stato
coperto da Eolico e Fotovoltaico (2.2% nel
2009)
Copertura della Domanda da Rinnovabile
Copertura della Domanda
% della Domanda
GW
12.1
12.3
5.1
4.8
7.0
7.5
2013
2014
10.0
60
5
85
6.1
77
10%
49%
2.2
55
Installata
2.0
0.2
2009
Disponibile
2005
Capacità installata
Fabbisogno di punta
3.3
4.4
2.9
5.6
2.7
0.6
3.2
2010
2011
2012
2014
Riserva
Margine di Riserva
Eolico
Fotovoltaico
8
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Copertura Fabbisogno da FER (Eolico e Fotovoltaico)
Rapporto (%) Energia Eolica e Solare Immessa in RETE/Fabbisogno
SUD
9
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Principali evidenze funzionamento sistema elettrico
Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia
4.000
3.500
3.000
Rete di trasmissione AT
2.500
2.000
1076
1024
(33%)
798 (31%)
(25%)
543
(17%)
325
(9%)
1.500
1.000
500
803
740
580 (23%) (25%)
358 (18%)
252
(11%)
(7%)
0
Totale sezioni AT/MT Italia
2010
Inversione >=1%
del tempo
2011
2012
Inversione >=5%
tempo
2013
2014
del
150 kV
20 kV
Rete di distribuzione MT
Dati 2014 (provvisori): totale progressivo a Luglio 2014 (fonte ENEL Distribuzione)
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Il cambio di paradigma dopo il boom delle Rinnovabili
I flussi di energia in rete
GWh = Milioni di MWh
2004
2014
 Principali flussi da Nord a Sud (localizzazione a Nord
di impianti efficienti, import da Nord)
 Isole maggiori in export per motivi di sicurezza
 Principali flussi da Sud a Nord, con maggior
probabilità di congestione (per localizzazione a Sud di
impianti a gas efficienti e Rinnovabili)
 Riduzione import da Nord (per avvicinamento prezzi
nelle ore ad elevata offerta Rinnovabile)
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Scenari Energie Rinnovabili
Installato Attuale*
Breve-Medio Termine
2.019
2.260
455 1.662
3
3
15
472
0
Eolico
8.533 MW
1.800 9
0
19
56
0
2.025
20
Fotovoltaico
22.295 MW
20
1.140
60 100
1.030
890
710
121
452
1
130
0
530 25
0
910
1.375
694
1.189
231
2.257
2.629
2.990
240
70
1.620
1.210
699
3.120
275
540
372 171
51
993
Eolico
12.010 MW
10
0
20
Fotovoltaico
18.476 MW
19
81
0
560
0
1.630
1.483
1.920
485
438 357
1.320
1.105
1.010
450
1.010
721
1.445
750
2.380
997
1.870
479
1.753
1.358
Nel lungo termine si potrebbero raggiungere circa:
 28.500 MW di installato Fotovoltaico
* Fonte dati 2013 Terna
 15.000 MW di installato Eolico
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Scenari di riferimento
COSTI: evoluzione del costo specifico degli impianti
Fonte: European Photovoltaic Industry Association (EPIA)
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Fabbisogno
Valori in TWh
Trend storico 2007-14
 Ritorno a valori 2002
 Ulteriore riduzione nel 2014
337
2.1%
+1.6%
+1.5%
321
325
330
340
-0.1%
+0.7%
339
+1.3%
330
-5.7%
+3.2%
320
+3.2%
335
-1.9%
328
-3%
318
-3%
311
1
309
Ritorno a valori 2002
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
1.
2014 provisional figures
14
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Evoluzione scenario di generazione
Sviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica
 Potenza da nuove centrali termoelettriche
dal 2002 al 2013 (MW)
4.520
 Ore equivalenti di utilizzazione degli
impianti a gas naturale (hh)
5.100
-40%
5.000
760
4.500
2.940
+ 21.760 MW
(circa 38% al Nord)
(circa 43% al Sud )
2.460
3.800
3.500
3.100
Ante 2011
150
Nel 2011
540
190
800
750
750
2.700
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1.300
3.200
700
Potenza da nuove centrali autorizzate e
non avviate per 3400 MW
15
Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Prezzo dell’energia in Italia
Price Zone > Pool Price
Price Zone = or < Pool Price
 Investimenti di rete per il progressivo allineamento dei prezzi zonali
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Prezzo dell’energia in Europa
€/MWh
Spread
37€/MWh
Spread
18€/MWh
 Sviluppo delle interconnessioni per accesso alla produzione più competitiva
 Integrazione dei mercati europei (Avvio a feb15 del Market coupling su Frontiera Nord)
Fonte: Bloomberg
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Segnali provenienti dal Mercato
Capacità di trasporto in import per scambi con l’estero
Interconnessioni Svizzera
380 kV Musignano-Lavorgo
380 kV Bulciago-Soazza
380 kV S.Fiorano-Robbia
380 kV Gorlago-Robbia
380 kV Cagno-Mendrisio (ML)
220 kV Avise- Riddes
220 kV Valpelline-Riddes
220 kV Pallanzeno-Serra
220 kV Ponte V.F.-Airolo/Fiesch
220 kV Mese-Gorduno
150 kV Tirano-Campoc. (ML)
Svizzera
4240 MW*
* Valori
attuali NTC in import (winter peak), aggiornati al 2013
Interconnessioni Austria
220 kV Soverzene-Lienz
Slovenia
630 MW*
Interconnessioni Slovenia
380 kV Redipuglia- Divaca
220 kV Padriciano-Divaca
Francia
2750 MW*
Interconnessioni Francia
380 kV Rondissone-Albertville d.t.
380 kV Venaus-Villarodin
220 kV Camporosso-Mentone
Austria
315 MW*
Totale NTC ITALIA: 8435 MW*
Grecia
500 MW*
HVDC Grecia
400 kV Galatina-Arachthos
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Il Sistema elettrico, gestione e aspetti regolatori
Italia: progetti di interesse comunitario
•
•
•
•
•
•
HVDC Grand’Ile – Piossasco (21.55)
400 kV Trino – Lacchiarella (21.81)
Interconnection Italy – Switzerland (31.A101)
400 kV Pavia – Piacenza (31.85)
400 kV Tirano – Verderio (31.112)
400 kV Calenzano – Colunga (33.90)
(26.63)
(26.A102)
A. Interconnections on North-Western Italy border:
Cross-border
increase
Internal NTC increase
(31.A101)
(21.55)
(21.81)
(27.68)
Internal RES integration
(27.92)
(26.83)
(31.112)
Internal SoS
(27.A96)
(31.85)
(26.93)
B.
Internal
Congestions/
Market Integration
B. Interconnections on North-Eastern Italy border:
• 400 kV Lienz – Veneto Region (26.63)
• 400 kV Volpago – Venezia N. (26.83)
•
•
•
•
•
Project benefit
C.
(33.90)
A.
400 kV Dolo – Camin (26.93)
Interconnection Italy - Austria (26.A102)
400 kV Okroglo – Udine W. (27.68)
400 kV Udine W.– Redipuglia (27.92)
Interconnector HVDC Italy– Slovenia (27.A96)
(28.89)
C. Adriatic Italian coast – Balkans interconnection:
(28.70)
(28.86)
• HVDC Italy- Montenegro (28.70)
• 400 kV Fano – Teramo (28.89)
• 400 kV Foggia – Villanova (28. 86)
(34.A100)
(32.91)
(32.96)
D. North-South Italy Interconnection:
•
•
•
•
400 kV Montecorvino – Benevento (32.88)
400 kV Foggia – Benevento (32.91)
400 kV Deliceto – Bisaccia (32.96)
400 kV Aliano - Montecorvino (32.110a)
(32.A99)
E. North Africa-Sicily–Italy interconnection:
E.
• HVDC El Auaria (TU) - Partanna (IT) (29.73)
• 400 kV Partanna - Ciminna (29.76)
400 kV Chiaramonte Gulfi –Ciminna- Sorgente (30.74)
400 kV Paternò – Priolo (30.74)
400 kV Sorgente – Rizziconi (30.75)
400 kV Partinico – Fulgatore (30.77)
F. Sardinia – Italy interconnections:
• SACOI3 220 kV DC link (34.A100)
D.
(32.88)
• 400 kV Restructuring of North Calabria (32.A99)
• 400 kV Feroleto – Maida (30.87)
•
•
•
•
NTC
(30.77)
F.
(29.73)
(30.87)
(30.75)
(30.74)
(30.74)
(30.74)
(29.76)
19