L’influenza delle rinnovabili sul dispacciamento dell’energia elettrica Mantova, 30 settembre 2015

Agenda Cos’è e come funziona il dispacciamento I principali cambiamenti degli ultimi anni Il Mercato elettrico L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Le sfide future

Cos’è e come funziona il dispacciamento Attività della filiera LIBERALIZZATO IN CONCESSIONE LIBERALIZZATO La filiera del sistema elettrico si compone delle attività di produzione, trasmissione e distribuzione La rete di trasmissione rappresenta il collegamento dai centri di produzione e dai punti di interconnessione con l’estero si centri di consumo Terna è responsabile della trasmissione dell’energia sulla rete ad alta e altissima tensione, nonché del dispacciamento ovvero della gestione dei flussi di energia sulla rete in sicurezza.

Cos’è e come funziona il dispacciamento La Concessione 20 aprile 2005: obiettivi generali Terna è concessionaria delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica, ivi compresa la gestione unificata della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN), al fine di: Assicurare che il servizio sia erogato con carattere di sicurezza, affidabilità e continuità nel breve, medio e lungo periodo e nel rispetto degli atti di indirizzo emanati dal Ministero e delle direttive impartite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) Garantire l’imparzialità e la neutralità del servizio di trasmissione e dispacciamento al fine di assicurare l’accesso paritario a tutti gli utilizzatori.

Cos’è e come funziona il dispacciamento Capacità di produzione Capacità installata di produzione nazionale 121,8 GW Statistiche 1963-2014 Generazione Installata MW Fotovoltaico + Eolico Fabbisogno GWh Geo: 0,7 Capacità Estero 8,4 GW Network Transfer Capacity “winter” Fonte: Terna. Dati Statistici 2014

Cos’è e come funziona il dispacciamento TWh Bilancio Domanda e Offerta 2014 Produzione nazionale netta 269,2 TWh Fabbisogno 310,5 TWh Quote % fonte ( quote % 2013) Perdite 19,5 TWh Agricoltura 5,4 TWh Variazioni 2014-2013 GWh Industria 122,5 TWh 156,5 nel 2006 Domestico 64,3 TWh Terziario 99,0 TWh Saldo estero 43,7 TWh Saldo tra Import ed Export Pompaggio Consumi 2,3 TWh Fonte: Terna. Dati Statistici 2014

Cos’è e come funziona il dispacciamento GW Fabbisogno Copertura del fabbisogno nel giorno di punta del mese di luglio 2015

Cos’è e come funziona il dispacciamento Rete di trasmissione nazionale e centri di controllo Rete di trasmissione Asset di trasmissione 63.900 km di Linee Elettriche 25 linee di interconnessione con l’Estero 494 Stazioni di trasformazione e smistamento Terna è tra i principali TSO indipendenti al mondo Controllo del sistema Impianti controllati (connessi alla rete di trasmissione) 3.500 Cabine primarie di interconnessione con i Distributori 1.000 Impianti di produzione rilevanti direttamente connessi Il Centro Nazionale di Controllo: Monitora le condizioni di funzionamento del sistema, in termini di sicurezza e affidabilità, interviene su eventi del sistema elettrico Controllo della rete primaria e delle interconnessioni con l’estero Gestione delle unità di produzione di grande taglia Gestione del Mercato di bilanciamento (in tempo reale) Coordina i Centri di Ripartizione e i Centri di Teleconduzione localizzati sul territorio Centri di Ripartizione Controllo della rete secondaria Gestione delle unità di produzione di piccola taglia (in particolare eolico) Centri di Teleconduzione Attuazione di manovre su impianti Terna 550.000 Impianti di produzione connessi tramite la rete di distribuzione (cd Generazione Distribuita) 1 Centro Nazionale di Controllo (CNC) 3 Centri di Controllo Territoriali (CCT) 3 Centri di Teleconduzione (CTI)

Agenda Cos’è e come funziona il dispacciamento I principali cambiamenti degli ultimi anni Il Mercato elettrico L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Le sfide future

I principali cambiamenti degli ultimi anni Dalla liberalizzazione ad oggi Fino al 2000 2000-2013 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 Impianti termici efficienti (CCGT) Rinnovabili (eolico e fotovoltaico) Crisi della Domanda elettrica Successivamente alla crisi economico-finanziaria del 2008 Pianificazione centralizzata del sistema: nell’ente verticalmente integrato infatti l’attività era gestita dalla Direzione Produzione e Trasmissione La rete di trasmissione diventa il fattore abilitante per l’utilizzo della nuova capacità di produzione efficiente

I principali cambiamenti degli ultimi anni Investimenti in produzione L’avvio del Mercato elettrico ha dato una forte spinta agli investimenti in produzione convenzionale Investimenti in produzione convenzionale nel 2002-2013  crescita della capacità +22 GW Termici CCGT ad elevata efficienza alimentati a gas Crescita 2009-2013 del Rinnovabile (FV+Eol): 4x in anticipo rispetto all’obiettivo europeo 20-20-20 definito su base nazionale Eolico +3 GW Fotovoltaico +16 GW Installazioni prevalentemente nel Sud Italia, in siti lontani dai grandi centri di consumo Capacità di produzione da Termico Crescita dal 2002 al 2013 Capacità di produzione Rinnovabile Crescita al 2013 Piano di sviluppo della rete ad inseguimento degli investimenti in produzione (dati i differenti tempi di realizzazione) Def. Nord (zona Nord – Emilia Luogogna), Sud (zona Sud + Campania)

I principali cambiamenti degli ultimi anni Trend della Domanda Domanda Crisi della Domanda elettrica Successivamente alla crisi economico- finanziaria del 2008 Nel 2005 era attesa una crescita media annua del 2% per il periodo 2006-2010… Domanda elettrica 2013 ritorno a valori 2003-04 -3,4% rispetto al 2012 Domanda elettrica 2014 310,5 TWh/anno -2,5% rispetto al 2013 TWh/anno

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 2013 il Fabbisogno di punta è stato coperto con un margine di riserva del 46% (10% del 2005) Il progressivo aumento della copertura della Domanda da Eolico e Fotovoltaico Nel 2013 oltre il 12% della Domanda è stato coperto da eolico e fotovoltaico Copertura della Domanda da Rinnovabile Copertura della Domanda da Eolico e Fotovoltaico GW % della Domanda 2005 2013 46% 60 79 10% Domanda max Riserva Margine di Riserva Eolico Fotovoltaico

Agenda Cos’è e come funziona il dispacciamento I principali cambiamenti degli ultimi anni Il Mercato elettrico L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Le sfide future

Il Mercato elettrico MSD programmazione MSD Tempo reale Mercato dell’energia e Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) Mercato dell’energia MSD programmazione MSD Tempo reale Il Mercato dell’energia è la sede in cui si incontra Domanda e l’Offerta 29 Utenti del Dispacciamento abilitati sul MSD (titolari di quasi 300 impianti di produzione “abilitate” di grossa taglia) Terna verifica e garantisce la sicurezza e l’affidabilità del sistema elettrico verifica gli esiti del Mercato dell’energia e approvvigiona eventuali risorse aggiuntive (MSD programmazione) garantisce istantaneamente l’equilibrio Domanda ed Offerta, utilizzando le risorse disponibili (Tempo reale)

Terna fornisce le informazioni a supporto del Mercato dell’energia Il Mercato elettrico Il Mercato dell’energia Mercato dell’energia Terna fornisce le informazioni a supporto del Mercato dell’energia (zone di mercato, limiti di transito tra zone) Esiti di mercato Programmi di produzione Programmi di prelievo 29 Utenti del Dispacciamento abilitati sul MSD (titolari di quasi 300 impianti di produzione “abilitate” di grossa taglia) Il Mercato dell’energia è la sede in cui si incontra Domanda e l’Offerta

Mercato di Bilanciamento (in tempo reale) Il Mercato elettrico Svolgimento del mercato Giorno D-1 Giorno D Mercato per il Servizio di Dispacciamento fase di programmazione (MSD ex-ante) Mercato dell’energia Esiti di mercato MSD1 MSD2 MSD3 Mercato di Bilanciamento (in tempo reale) MB1 MB2 MB3 MB4 MB5 Il Mercato per il servizio di dispacciamento è articolato in più fasi, a partire dal giorno prima fino al tempo reale MSD ex-ante La Sala programmazione (sede Roma) verifica gli esiti del Mercato dell’energia e procede alle modifiche necessarie a tutela dell’affidabilità del sistema Mercato di Bilanciamento La Sala controllo (CNC, CR delle Isole) riceve i programmi di produzione in esito al MSD ex-ante e continuamente li adatta alle effettive condizioni di funzionamento in tempo reale no L’infrastruttura ICT rappresenta un prerequisito fondamentale per il corretto svolgimento delle operazioni di mercato (telematiche) e di controllo del sistema elettrico

SISTEMI DI CONTROLLO TSO partner REMOTE TERMINAL UNIT (RTU) Il Mercato elettrico Il Sistema di controllo Architettura del nuovo Sistema di controllo e conduzione (SCCT) Informazioni dal campo SISTEMI DI CONTROLLO TSO partner REMOTE TERMINAL UNIT (RTU) Telecomunicazioni Fibra ottica (Primaria di proprietà, di emergenza di terzi) Satellitare Informazioni gestite 45.000 Misure monitorate (acquisite ogni 2, 4, 20 sec) 160.000 Segnali monitorati (acquisite su evento) 2.500 Ordini di dispacciamento inviati al giorno dal CNC 1.000 Comandi impartiti al giorno dai CTI SCADA Energy Management System Acquisizione ed elaborazione informazioni dal campo Sistema primario Disaster Recovery Sardegna Controllo e conduzione Sicilia Sala controllo CNC 3 Sale controllo CR 3 Sale di conduzione CTI Nel corso del 2013 è stato attivato il nuovo Sistema di Controllo e Conduzione di Terna (SCCT) Upgrade tecnologico e Architettura più affidabile Nel 2015 avviata nuova organizzazione del Dispacciamento Territoriale

Il Mercato elettrico L’organizzazione del controllo in tempo reale TORINO MILANO PALERMO NAPOLI VENEZIA CAGLIARI CNC Centri di Controllo Territoriali Controllano la Rete secondaria Gestiscono le unità di produzione di piccola taglia (in particolare UP eoliche e FV) Coordinano i Centri di Teleconduzione (Terna e Terzi) CR-CA e CR-PA gestiscono in delega alcune fasi del mercato di Bilanciamento Turni h24 2 operatori in turno contemporaneamente DOLO RONDISSONE BARI Turni h24 4 operatori in turno contemporaneamente Il Centro Nazionale di Controllo (CNC) monitora le condizioni di funzionamento del sistema Controlla la Rete primaria e le interconnessioni con l’estero Gestisce le unità di produzione di grande taglia Gestisce il Mercato di Bilanciamento Coordina i Centri di Controllo Territoriali localizzati sul territorio per la Rete primaria Centri di Teleconduzione Attuano le manovre sugli impianti Terna richieste dai CR Turni h24 4 operatori in turno contemporaneamente

Agenda Cos’è e come funziona il dispacciamento I principali cambiamenti degli ultimi anni Il Mercato elettrico L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Le sfide future

L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale I flussi di energia in rete GWh 2004 2013 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 CCGT efficienti e Rinnovabili) Riduzione import da Nord Fonte: Terna. Dati provvisori di esercizio del Sistema elettrico nazionale

L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Potenza eolica e fotovoltaica installata (GW) GW +110% rispetto target PAN FV 2020 Maggiore difficoltà nella gestione dei giorni caratterizzati da bassa Domanda data la copertura della Domanda fornita da Rinnovabile, a cui si aggiunge l’Import e la produzione convenzionale necessaria per la regolazione del sistema dati provvisori 2013 [Fonte dati Terna]

Il caso della regione Marche: fabbisogno per la rete AT nel giorno di Pasquetta degli anni 2010 e 2012

L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale La struttura del parco di generazione: evoluzione del mix produttivo 2004 2013 Impianti Potenza Impianti Potenza Tipologia 2004: avvio del Mercato elettrico (Migliaia) (GW) (Migliaia) (GW) Idroelettrici 2 21,1 2,9 22,5 Termoelettrici 1,9 62,2 3,9 74,8 Eolici 0,1 1,1 1,4 8,5 2004-2013: cambia profondamente mix di generazione Fotovoltaici 559,4 18,5 Totale 4 84,4 567,6 124,3 Maggiore difficoltà nella gestione dei giorni caratterizzati da bassa Domanda data la copertura della Domanda fornita da Rinnovabile, a cui si aggiunge l’Import e la produzione convenzionale necessaria per la regolazione del sistema

L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Complessità di gestione del sistema La crescita delle Rinnovabili e la decrescita della Domanda aumentano la complessità di gestione del sistema maggiore difficoltà nel mantenimento dell’equilibrio tra Domanda e Offerta (data l’aleatorietà nella programmazione delle Rinnovabili) ridotte capacità di regolazione del sistema (per riduzione produzione tradizionale) necessità di risorse di dispacciamento maggiormente flessibili per l’inseguimento di più rapide variazioni della Domanda non coperta da Rinnovabile Domanda al netto di quanto coperto da Rinnovabili Esempio: mer 17-apr-2013 Domanda Ore serali Simultanea crescita di Domanda e decrescita Offerta rinnovabile (!) Maggiore difficoltà nella gestione dei giorni caratterizzati da bassa Domanda data la copertura della Domanda fornita da Rinnovabile, a cui si aggiunge l’Import e la produzione convenzionale necessaria per la regolazione del sistema Domanda – Produzione Fotovoltaica

Diagrammi di carico a confronto Italia 15/08/2012 (Mercoledì) 01:00 06:00 12:00 18:00 24:00 GW 10 20 30 40 50 Italia 10/07/2012 (Martedì) 01:00 06:00 12:00 18:00 24:00 GW 10 20 30 40 50 Italia 08/03/2012 (GIovedì) 01:00 06:00 12:00 18:00 24:00 GW 10 20 30 40 50 Pompaggi Saldo scambi esteri Eolico Solare Termico Idrico Geotermico Autoproduttori Fabbisogno

Prezzo dell’energia in Italia Price Zone > Pool Price Price Zone = or < Pool Price Investimenti di rete per il progressivo allineamento dei prezzi zonali

Prezzo unico nazionale (PUN) Mercato Elettrico 1° semestre 2015 Prezzo unico nazionale (PUN) Prezzi zonali MGP [€/MWh] NORD CENTRO NORD CENTRO SUD SUD SARDEGNA SICILIA 28

L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Codice di Rete: aggiornamento documenti tecnici per la Sicurezza del SEN Allegato A.17 “Sistemi di controllo e protezione centrali eoliche” Allegato A.68 “Impianti di produzione fotovoltaica. Requisiti minimi per la connessione e l’esercizio in parallelo con la rete AT” Allegato A.70 “Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita” Allegato A.72 “Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizione di emergenza del Sistema elettrico Nazionale (RIGEDI)” Maggiore difficoltà nella gestione dei giorni caratterizzati da bassa Domanda data la copertura della Domanda fornita da Rinnovabile, a cui si aggiunge l’Import e la produzione convenzionale necessaria per la regolazione del sistema

Agenda Cos’è e come funziona il dispacciamento I principali cambiamenti degli ultimi anni Il Mercato elettrico L’impatto delle FER sulla Rete di Trasmissione Nazionale Le sfide future

Le sfide future SICURA ED EFFICIENTE INTEGRAZIONE NEL SISTEMA DELLE RINNOVABILI Sviluppo della Rete Integrazione dei Mercati europei Aumentare la capacità di trasporto della rete Potenziare i flussi di energia dalle aree in cui sono localizzati Rinnovabili e impianti efficienti, verso grandi centri di consumo Migliorare l’efficienza di sistema Smart grid Gestione dei flussi di potenza Utilizzo Dynamic rating Integrare i mercati europei dell’energia e dei servizi, allo scopo di Market coupling (per cogliere opportunità economiche di mutuo scambio di energia efficiente tra Mercati europei) Integrazione dei mercati di dispacciamento (per la messa in comune delle risorse di dispacciamento, a vantaggio di sicurezza ed efficienza di sistema)

Le sfide future Soluzioni innovative Smart grid Gestione dei flussi di potenza attiva: Phase shifter transformer (PST) reattiva: Reattori/Condensatori, compensatori sincroni Dynamic rating Ottimizzazione della capacità di trasporto della rete in funzione delle condizioni ambientali Sistemi di accumulo Batterie per massimizzare sfruttamento delle risorse FER e migliorare la regolazione della rete

Grazie dell’attenzione

Backup Il caso dell’eclissi solare

TERNA: LA RETE ELETTRICA ITALIANA SUPERA IL TEST ECLISSI ESEMPIO APPLICAZIONE ALLEGATO A72 AEEGSI TERNA: LA RETE ELETTRICA ITALIANA SUPERA IL TEST ECLISSI Roma, 20 marzo 2015 – La rete elettrica italiana ha superato a pieni voti il test per le “smart grids” rappresentato dall’eclissi di sole di oggi. La strategia messa a punto nei mesi scorsi dalla task force congiunta dei vari gestori di rete europei, tra cui Terna per l’Italia, si è rivelata lungimirante ed efficace, come ha rimarcato la stessa associazione dei Gestori di rete europei Entso_E. Come era nelle previsioni di Entso E, i Paesi maggiormente colpiti dall’eclissi sono stati la Germania e l’Italia, che hanno fatto fronte al fenomeno adottando ciascuno le misure più idonee nei rispettivi sistemi elettrici. Nella fase iniziale dell’eclissi, a livello europeo la produzione fotovoltaica era di 27.000 megawatt, poi scesa a 12.000 megawatt nel momento di massimo oscuramento, per poi risalire a 37.000 megawatt quando il sole è tornato a irraggiare il continente. In Italia, il fenomeno astronomico ha comportato nella prima fase dell’eclissi la perdita di 3.000 megawatt di produzione fotovoltaica, cui ha fatto seguito nella seconda fase una risalita di oltre 5.000 MW. Le contromisure messe in campo da Terna e condivise nei mesi scorsi con gli altri gestori di rete - la massimizzazione di tutte le risorse di riserva, il controllo dello scambio con l’estero e la gestione in tempo reale dei pompaggi - hanno consentito di gestire il fenomeno senza contraccolpi per gli utenti del sistema elettrico. Per tutta la durata dell’eclissi sono stati raddoppiati i turni nella sala comandi del Centro Nazionale di Controllo del sistema elettrico nazionale, dove i tecnici di Terna presidiano 24 ore al giorno, tutti i giorni dell’anno, l’andamento dei flussi di energia elettrica sulla rete. Una misura resasi necessaria per poter fronteggiare nel modo migliore un evento che, tra le altre cose, avviene con una velocità circa 4 volte superiore a quella con la quale il sole sorge all’alba e scompare al tramonto, richiedendo perciò una elevata operatività. Di particolare efficacia si è rivelata, in questo contesto, l’attuazione della procedura RIGEDI-GDPRO, sperimentata sul campo per la prima volta proprio in questa occasione, dalle 07.00 alle 14.00, e che ha interessato circa il 25% della potenza fotovoltaica installata in Italia. Prevista dal Codice di Rete, la procedura è un provvedimento che, caso unico in Europa, ha consentito a quasi 10.000 impianti fotovoltaici italiani di contribuire, simultaneamente, alla gestione della sicurezza del sistema elettrico, coerentemente con l’evoluzione in atto verso un modello di smart grids che fa dell’Italia un paese all’avanguardia, anche grazie ad un quadro normativo-regolatorio che spinge in questa direzione. Per via della grande quantità di produzione di energia solare coinvolta, la gestione dell’eclissi di sole all’interno della rete elettrica europea – la rete interconnessa più grande del mondo - ha costituito una sfida nuova per i gestori di rete europei, che hanno lavorato per più di un anno gestire in sicurezza il fenomeno naturale e garantire il livello della fornitura di qualsiasi altro giorno lavorativo.

Eclissi di sole

Al netto della riduzione per GDPRO Eclissi di sole Al netto della riduzione per GDPRO