Master Plan Smart Technology Linee AT

Proponente : Terna S.p.A.
Realizzatore :Terna Rete Italia S.p.A.
POI ENERGIA 2007-2013
Misure 2.4 : “Interventi per il potenziamento e l’adeguamento
delle reti di trasporto ai fini della diffusione delle fonti
rinnovabili e della piccola e micro cogenerazione”
Master Plan
“Smart Technology Linee AT-AAT”
Macro Area Sud relativo ai 4 Progetti:
Progetto Calabria – Progetto Campania –
Progetto Puglia – Progetto Sicilia
1
Sommario
A. Caratteristiche del soggetto beneficiario e del settore in cui opera ......................................... 4
1.
Presentazione del soggetto beneficiario. .............................................................................. 4
2.
Descrizione del settore di attività. ........................................................................................ 6
3.
Descrizione della struttura organizzativa .............................................................................. 7
3.1
B.
La Struttura Organizzativa ............................................................................................. 7
Gli elementi progettuali........................................................................................................... 9
1.
Finalità e obiettivi primari perseguiti dal Progetto. ............................................................. 10
2.
Effetto di incentivazione della Misura 2.4 del POI Energia 2007-2013 ................................. 12
3.
Descrizione dell’architettura generale e dei contenuti innovativi del Progetto. .................. 13
4. Descrizione dei singoli Interventi Realizzativi, attraverso la compilazione di singole Schede
Unità, facenti parte del Progetto. .............................................................................................. 24
5.
6.
Quantificazione economica degli interventi previsti ........................................................... 41
5.1
Intervento Realizzativo 1 : Regione Calabria ................................................................ 43
5.2
Intervento Realizzativo 2 : Regione Campania ............................................................. 45
5.3
Intervento Realizzativo 3 : Regione Puglia ................................................................... 47
5.4
Intervento Realizzativo 4 : Regione Sicilia .................................................................... 49
Cronoprogramma realizzativo degli interventi previsti ....................................................... 51
6.1
Cronoprogramma IR 1 : Regione Calabria .................................................................... 51
6.2
Cronoprogramma IR 2 : Regione Campania ................................................................. 52
6.3
Cronoprogramma IR 3 : Regione Puglia ....................................................................... 53
6.4
Cronoprogramma IR 4 : Regione Sicilia ........................................................................ 54
7.
Indicatori di Performance ................................................................................................... 56
8.
Stato di definizione autorizzativa e grado di cantierabilità dei singoli interventi Realizzativi.
58
9. Grado di integrazione e complementarietà degli Interventi Realizzativi con la
Programmazione Comunitaria, con il POI Energia, con la Strategia Energetica Nazionale (SEN) e
con le singole Programmazioni Regionali................................................................................... 59
9.1
Coerenza con la programmazione comunitaria. ........................................................... 59
9.2
Coerenza con il POI Energia ......................................................................................... 60
9.3
Coerenza con Strategia Energetica Nazionale (S.E.N.). ................................................. 62
9.4
Coerenza con la Programmazione Regionale ............................................................... 63
2
C.
D.
Benefici attesi dalla realizzazione del PPA.............................................................................. 72
1.
Impatto sistemico. .............................................................................................................. 72
2.
Benefici attesi. .................................................................................................................... 75
3.
Valutazione di sintesi dei benefici economici ed ambientali derivanti dal progetto ............ 79
4.
Conclusioni ......................................................................................................................... 81
Chiarimenti forniti in fase Istruttoria ..................................................................................... 82
3
A. Caratteristiche del soggetto beneficiario e del settore in cui opera
1. Presentazione del soggetto beneficiario.
Il Gruppo Terna 1 è una realtà di eccellenza italiana, con oltre 3.500 professionisti impegnati
quotidianamente nella sicurezza del sistema elettrico nazionale.
Nasce come Terna - Trasmissione Elettrica Rete Nazionale in seno all'ENEL come una società per azioni il
31 maggio 1999 in seguito alla liberalizzazione del settore elettrico attuata dal cosiddetto Decreto Bersani.
L'ex monopolista elettrico ne cederà il pacchetto di controllo il 23 giugno 2004 con una OPV in Borsa.
Nel mese di novembre 2005 ha acquisito il ramo di azienda del GRTN (Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale) come definito dal D.P.C.M. 11 maggio 2004, unificando così la proprietà e gestione della Rete di
Trasmissione Nazionale.
Oggi Terna con 63.400km di linee elettriche ad alta tensione, 468 stazioni di trasformazione e 22 linee di
interconnessione con l’estero, è il più grande TSO 2 d’Europa e sesto al mondo, è una società quotata in
borsa con risultati eccellenti e che continua ad investire nella Rete di Trasmissione Nazionale con 3,6
miliardi di euro di investimenti previsti nei prossimi 5 anni.
In Italia Terna, in regime di concessione governativa (decreto del 20 aprile 2005 - G.U. n.98 del 29/04/2005
modificato dal decreto 15 dicembre 2010 – G.U. n.4 del 7/1/2011), è responsabile della trasmissione e del
dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad Alta e Altissima Tensione (AT e AAT) sull’intero territorio
nazionale. Terna è inoltre responsabile delle attività di pianificazione, realizzazione e manutenzione della
rete.
Gli elementi costitutivi della mission di Terna sono:
-
gestire la trasmissione di energia elettrica in Italia garantendone la sicurezza, la qualità e
l’economicità nel tempo;
-
assicurare parità di condizioni di accesso a tutti gli utenti della rete;
-
sviluppare attività di mercato e nuove opportunità di business con l’esperienza e le competenze
tecniche acquisite nella gestione di sistemi complessi;
-
creare valore per gli azionisti con un forte impegno all’eccellenza professionale e con un
comportamento responsabile verso la comunità, nel rispetto dell’ambiente in cui opera.
Terna S.p.A. è quotata sulla Borsa Italiana dal giugno 2004.
Il capitale sociale di Terna S.p.A., alla data di approvazione della Relazione Finanziaria Annuale (Consiglio di
Amministrazione del 15/3/2013) ammonta a 442.198.240 euro ed è rappresentato da 2.009.992.000 azioni
ordinarie del valore nominale di 0,22 euro.
1
T.e.r.na - acronimo di Trasmissione Elettricità Rete Nazionale, in analogia con il gergo tecnico in cui con “terna” si
identifica l’insieme delle tre fasi che costituiscono una linea elettrica
2
T.S.O. – acronimo di Transmission System Operator, operatore indipendente per la trasmissione dell’energia elettrica
4
In base alle risultanze del libro soci e di altre informazioni raccolte, alla stessa data l’azionariato di Terna
S.p.A. risulta così ripartito:
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. (CdP)3 29,85%
Retail 21%
Investitori Istituzionali 49%
Figura 1 - Azionariato Terna SpA per tipologia
In base alle periodiche ricognizioni effettuate dalla Società, si ritiene che le azioni Terna S.p.A. siano
detenute per il 64% da Azionisti Italiani (CdP 29,85%, Retail 26,5%, Investitori Istituzionali 7,5%) e per il
restante 36% da Investitori Istituzionali esteri, prevalentemente europei e americani.
3
Azionisti che, sulla base delle informazioni a disposizione e delle comunicazioni Consob ricevute, partecipano al
capitale sociale di Terna S.p.A. in misura superiore alle soglie di rilevanza indicate dalla delibera Consob n. 11971/99.
5
2. Descrizione del settore di attività.
La principale attività di Terna è la trasmissione dell’energia elettrica in Italia.
La filiera del sistema elettrico italiano si compone di quattro segmenti: la produzione, la trasmissione, la
distribuzione e la vendita di energia elettrica.
In questa filiera, Terna si occupa della gestione del sistema elettrico attraverso l’esercizio della rete ad Alta
ed Altissima tensione (380 kV - 220 kV - 150 kV), della manutenzione delle infrastrutture e dello sviluppo
della rete (pianificazione e realizzazione).
La rete di trasmissione permette il trasporto dell’energia elettrica prodotta nelle centrali fino alla rete di
distribuzione, quella a cui sono collegati gli utenti finali; si tratta di linee elettriche che collegano punti
distanti fra loro centinaia di chilometri, costituite da conduttori lineari isolati: le classiche linee aeree,
oppure cavi interrati.
Terna gestisce in sicurezza la rete di trasmissione nazionale e i flussi di energia elettrica necessari all’Italia
attraverso il dispacciamento, bilanciando, cioè, l’offerta e la domanda di energia 365 giorni l’anno, 24 ore al
giorno.
La gestione in tempo reale del nostro sistema elettrico, interconnesso con quello europeo, viene svolta
attraverso un sistema di controllo altamente tecnologico, che fa capo al Centro nazionale di controllo, il
cuore del sistema elettrico italiano.
Il dispacciamento è l’attività di regolazione del sistema elettrico e di gestione della rete di trasmissione che
garantisce l’adeguata fornitura a tutti i clienti finali e riduce al minimo le dispersioni; si tratta di un’attività
resa necessaria dalle particolari caratteristiche dell’energia elettrica e dalle sue modalità di consumo e
distribuzione. L’elettricità, infatti, e’ un bene:
immagazzinabile solo in minima parte;
la cui domanda varia nel tempo (ad esempio in funzione della stagione e della fascia oraria);
soggetto a vincoli fisici ben precisi.
Il dispacciamento perciò è l’insieme di attività, basate sulle analisi storiche e sulle previsioni di consumo e
produzione di energia elettrica, volto a coordinare la produzione e il trasporto dell’elettricità. La sua
funzione è garantire che l’energia prodotta venga consegnata “istantaneamente” agli utilizzatori finali.
6
3. Descrizione della struttura organizzativa
3.1 La Struttura Organizzativa
Il Gruppo Terna è una realtà di eccellenza italiana, con circa 3.500 professionisti impegnati
quotidianamente nella sicurezza del sistema elettrico nazionale. La Società è responsabile della
programmazione, sviluppo e manutenzione della Rete di Trasmissione, coniugando competenze, tecnologie
e innovazione in linea con le best practices internazionali.
Come annunciato alla comunità finanziaria nel 2011, Terna ha messo a punto una nuova organizzazione con
un rinnovato assetto societario: dall’aprile 2012 il Gruppo Terna è costituito da una holding, Terna SpA, da
cui dipendono quattro società operative interamente controllate. L’assetto è progettato con l’obiettivo di
massimizzare l’efficienza nella gestione e realizzazione di grandi opere infrastrutturali e la conoscenza del
mercato elettrico.
L’assetto delle partecipazioni del Gruppo Terna al 30 giugno 2014 è il seguente:
Figura 2- Assetto delle partecipazioni di Terna SpA
e include:
società italiane controllate direttamente, con quota di possesso pari al 100%, Terna Rete Italia
S.p.A., Terna Rete Italia S.r.l., Terna plus S.r.l., Terna Storage S.r.l., SunTergrid S.p.A. e, attraverso
quest’ultima, Rete Solare S.r.l;
7
la società montenegrina controllata direttamente con quota di possesso pari al 100%, Terna Crna
Gora d.o.o.;
società collegate CESI S.p.A. (partecipata al 42,406%), CORESO S.A. (società di diritto belga
partecipata al 22,485%); CRNOGORSKI ELEKTROPRENOSNI SISTEM AD - “CGES” (società
montenegrina partecipata al 22,0889%) e la società tunisina a controllo congiunto ELMED ÉTUDES
Sarl (partecipata al 50%).
8
B. Gli elementi progettuali
Si premette che il presente programma di investimenti viene presentato da TERNA SpA in qualità di
soggetto concessionario delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica nel territorio
nazionale ivi compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale, giusto D.M. del 20 Aprile
2005 come modificato dal D.M. del 15 Dicembre 2010 (pubblicato in GU n.4 del 7 Gennaio 2011).
Il presente programma di investimenti verrà realizzato dalla società Terna Rete Italia SpA che, con
riferimento alle attività direttamente connesse alla realizzazione dell’infrastruttura, opererà in nome
proprio ma per conto di TERNA SpA.
Ciò in quanto :
a) l’art.12 comma 4 del D.M. del 15 Dicembre 2010, che nomina TERNA SpA concessionario, recita:
“La Concessionaria, nel rispetto dei criteri di efficienza organizzativa, può affidare la realizzazione e
la gestione di attività oggetto della presente Convenzione a società da questa controllate. La
Concessionaria è tenuta a darne comunicazione al Ministero”;
b) in ottemperanza al citato art.12 comma 4, TERNA SpA, in data 21 marzo 2012 con atto a rogito
notaio Luca Troili registrato in data 21/03/2012 al n.7479 Serie IT, ha nominato procuratore Terna
Rete Italia Spa;
c) In data 23/03/2012 TERNA SpA ha concesso in affitto a Terna Rete Italia SpA un ramo d’azienda
composto dalle risorse umane, dai beni e dai rapporti afferenti alle attività di esercizio,
manutenzione ordinaria e straordinaria e sviluppo della RTN (Il “Ramo d’Azienda”)
d) In data 03/03/2014 TERNA SpA e Terna Rete Italia SpA hanno stipulato un contratto di servizi,
affinché Terna Rete Italia SpA, in nome proprio e per conto di TERNA SpA ovvero in nome e per
conto di TERNA SpA, possa realizzare, direttamente o tramite propri appaltatori, gli interventi di
manutenzione ordinaria e straordinaria e/o modifica e/o sviluppo sugli impianti di proprietà di
TERNA SpA.
Stante quanto sopra descritto si evidenzia che parte dei documenti giustificativi di spesa che il soggetto
proponente (TERNA SpA) rendiconterà a valere sul programma di investimenti finanziato, risulteranno
intestate a Terna Rete Italia SpA, ma la proprietà dei relativi assets risulterà in capo al proponente TERNA
SpA sin dall’origine ex art.1703 e seguenti c.c.
Ovviamente a tali documenti sarà possibile allegare, se richiesto, anche le fatture che Terna Rete Italia SpA
emetterà a TERNA SpA, esclusivamente per le esigenze legate al funzionamento dell’imposta sul valore
aggiunto4.
Per ciò che concerne invece prestazioni di servizi erogate da Terna Rete Italia SpA direttamente nei
confronti di TERNA SpA e riferite alle attività di progettazione, project management e rendicontazione
svolte per il tramite di personale di Terna Rete Italia e/o di propri fornitori e regolate dal contratto di
servizi, queste verranno rendicontate attraverso le fatture emesse da Terna Rete Italia SpA a TERNA SpA in
considerazione della circostanza che per tali interventi Terna Rete Italia SpA, pur agendo all’interno del
4
C.M. 16/02/1973 n. 15/527164.
9
contratto di servizi, non opera nella qualità di mandatario senza rappresentanza bensì nella qualità di
fornitore di servizi terzo, avendo rapporti direttamente con TERNA SpA.
1. Finalità e obiettivi primari perseguiti dal Progetto.
L’importanza che il tema dell’energia riveste nella politica dell’Unione Europea è stata recentemente
riaffermata dal Consiglio Europeo che ha previsto il raggiungimento entro il 2020 dei seguenti obiettivi:
-
Riduzione minima del 20 per cento delle emissioni di gas effetto serra rispetto ai valori dell’anno
1990;
-
Quota minima di energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 20 per cento rispetto al consumo
totale di energia;
-
Riduzione minima del 20 per cento dei consumi energetici rispetto alle proiezioni per il 2020;
-
Quota minima del 10 per cento di biocarburanti sul totale dei consumi di benzina e gasolio per
autotrazione dell’UE.
Per il conseguimento di tali ambiziosi obiettivi occorre mettere in campo una serie di politiche ambientali
sia a livello nazionale che locale tra cui quella di incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili.
Il POI Energia 2007-2013 delinea un quadro piuttosto complesso da cui emerge il divario delle aree della
Regione rispetto alla situazione del Paese e più in generale a quella europea, proprio in relazione al grado di
penetrazione delle energie rinnovabili.
Sebbene le opportunità di incentivazione offerte dalla politica nazionale abbiano contribuito alla crescita
della produzione di energia da fonte rinnovabile, registrata nell’ultimo quinquennio, persistono nel Sud del
Paese ostacoli di varia natura.
Un importante ambito strategico di analisi e di intervento per la rimozione degli ostacoli allo sviluppo della
produzione da fonti rinnovabili è rappresentato dalle specifiche problematiche che la generazione
distribuita comporta nella gestione delle reti di trasmissione dell’energia elettrica e, più in generale,
nell’ambito dell’interazione con il sistema elettrico.
Lo scopo principale del presente progetto è il miglioramento dell’efficienza della rete elettrica di
trasmissione nelle principali Regione del Sud Italia soprattutto al fine di favorire una maggiore accoglienza
della domanda dei produttori di energia da fonti rinnovabili.
L’integrazione delle fonti rinnovabili nella rete elettrica richiede investimenti importanti e una nuova
visione della gestione e del controllo della rete stessa secondo canoni di affidabilità, accessibilità,
flessibilità ed economicità sia per i consumatori che per i produttori.
10
Va inoltre sottolineato però che gli interventi sulle reti richiedono tempi lunghi e vengono programmati
dagli operatori in funzione della prevista evoluzione della domanda.
In questa ottica l’obiettivo della Misura 2.4 – “Interventi per il potenziamento e l’adeguamento delle reti di
trasporto ai fini della diffusione delle fonti rinnovabili e della piccola e micro cogenerazione” ha, tra l’altro,
lo scopo di introdurre un effetto di incentivazione nei confronti degli operatori di rete tale da consentire
l’anticipazione degli investimenti diretti all’evoluzione della rete di trasmissione non in funzione delle
singole richieste di connessione ma in funzione di una pianificazione territoriale da parte delle Regioni.
La rete di trasmissione di energia elettrica nelle Regioni oggetto del presente intervento necessita di
adeguamenti necessari per consentire in maniera razionale la gestione della rete rispetto alla produzione
già istallata e prevista da fonte rinnovabile.
A fronte di tale scenario, peraltro ancora in evoluzione con ulteriore domanda di connessione di impianti di
produzione, si impone la necessità di efficientare in maniera sistematica e propedeutica le infrastrutture
elettriche, al fine di agevolare la connessione degli impianti da fonti rinnovabili, di velocizzare l’immissione
in rete dell’energia prodotta, di ridurre i tempi di ritorno degli investimenti delle società di produzione e di
prevenire eventuali barriere a nuove iniziative in un’ottica di promozione della produzione diffusa da fonti
rinnovabili.
Si sottolinea inoltre che gli investimenti previsti dal progetto non verranno inseriti tra le componenti che
formano la tariffa e quindi non genereranno entrate a favore di TERNA per tutta la durata di vita utile degli
stessi.
Inoltre, sono state ipotizzate revenue regolatorie da ammortamenti pari a zero, assumendo che possa
verificarsi un allineamento del trattamento regolatorio dei contributi percepiti a quanto già previsto o
ipotizzato per altri settori da parte dell’AEEGSI, in particolare nel settore GAS e Distribuzione elettrica (rif.
DCO 455/2013/R/ELL e deliberazione 607/2013/R/EEL).
11
2. Effetto di incentivazione della Misura 2.4 del POI Energia 2007-2013
Finora gli interventi sulla rete elettrica, che per loro natura richiedono tempi lunghi di realizzazione, sono
stati in prevalenza pianificati dagli operatori come conseguenza dell’evoluzione della domanda e
dell’offerta di energia elettrica ed hanno spesso seguito gli stessi iter amministrativi di autorizzazione degli
impianti di produzione.
Occorre invece creare le condizioni per uno sviluppo intrinseco delle infrastrutture elettriche, che assicuri
le condizioni per un uso razionale del territorio e per un esercizio affidabile della rete elettrica.
In questa ottica la Misura 2.4 ha lo scopo di introdurre un effetto di incentivazione nei confronti degli
operatori di rete tale da consentire l’anticipazione degli investimenti diretti all’evoluzione della rete di
trasmissione non in funzione delle singole richieste di connessione ma in funzione di una pianificazione
territoriale da parte delle Regioni.
Gli investimenti previsti nel presente progetto, perfettamente in linea con le finalità del presente Avviso
pubblico, non sono previsti nel piano industriale 2014-2018 di TERNA e quindi non verrebbero realizzati
nei tempi e nelle modalità indicate in mancanza dell’intervento finanziario pubblico.
Occorre infatti considerare che tali interventi richiederebbero il reperimento di fonti di finanziamento
esterne che accrescerebbero il livello di indebitamento dell’azienda; in considerazione della circostanza che
TERNA SpA è una società quotata in borsa, l’innalzamento del livello di indebitamento per opere non
strategiche comporterebbe effetti in ricaduta sul rating della società, con conseguente riduzione della
valutazione del corso del titolo quotato in borsa. Conseguentemente, in assenza del contributo pubblico tali
interventi verrebbero realizzati solo in parte in presenza di urgenze non procrastinabili al momento non
presenti. (Presenza del requisito dell’aumento significativo della portata del progetto).
Inoltre tali interventi, non essendo considerati prioritari, anche qualora, compatibilmente con il livello di
indebitamento aziendale, venissero realizzati, verrebbero programmati oltre l’anno 2018 mentre, in
presenza di un contributo pubblico gli stessi verranno realizzati entro il 31/12/2015 (Presenza del requisito
della riduzione significativa dei tempi per il completamento del progetto).
Conseguentemente si dichiara che la concessione dell'aiuto richiesto soddisfa i seguenti criteri previsti
all'art. 8, comma 3, del Reg. (CE) n. 800/2008 e dell’art.6, comma 3, del Reg. (UE) N. 651/2014 :
vi è un aumento significativo, per effetto dell'aiuto, delle dimensioni del progetto o dell'attività;
vi è una riduzione significativa dei tempi per il completamento del progetto o dell'attività interessati.
12
3. Descrizione dell’architettura generale e dei contenuti innovativi del Progetto.
Negli ultimi anni si è assistito ad uno sviluppo molto rapido della capacità di produzione di energia elettrica
nelle Regioni oggetto dell’intervento attribuibile per lo più alla realizzazione e connessione di impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili (FRNP).
In particolare, tale sviluppo ha riguardato gli impianti eolici, prevalentemente connessi alla rete di
trasmissione nazionale in alta tensione, che ha portato la totale capacità installata a circa 1213 MW e gli
impianti fotovoltaici, prevalentemente connessi alle reti di distribuzione in media e bassa tensione, con una
totale capacità installata di oltre 577 MW .
1.797
404
3
3
396
1.517 0
15
0
1.368
Eolico
8.041 MW
1.666
1
14
Fotovoltaico
16.572 MW
21
968
47 73
638
87
411
1
2
607
1.068
2.491
231
1.930
367 150
51
1.213
577 366 336
987
587
968
380
1.749
1.123
Figura 3 - Potenza eolica e fotovoltaica installata al 2012 (MW)
In opposizione al trend in crescita della capacità eolica e fotovoltaica installata si è registrato il trend in
decrescita della richiesta di energia elettrica.
13
Il sistema del centro Italia assorbe energia dal Sud a causa della presenza di regioni fortemente deficitarie.
In considerazione della stagnazione dei consumi da una parte, e della consistente crescita di impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) dall’altra, è prevedibile un aumento dei flussi di
potenza dall’area Sud verso il Centro – Sud. A ciò consegue un aumento del rischio di saturare i limiti di
scambio tra zone di mercato, risultanti da una valutazione della sicurezza del sistema.
Un indice significativo per valutare lo squilibrio nell’allocazione delle risorse tra le zone di Mercato e/o
l’inefficienza strutturale della rete è costituito dalla frequenza con cui si verifica la saturazione del margine
di scambio tra le zone di Mercato in esito al Mercato del Giorno Prima (MGP).
Le congestioni rilevate sulla rete primaria hanno una serie di implicazioni negative:
limitano la competizione in alcune zone riducendo l’efficienza e l’economicità del sistema;
non consentono di sfruttare a pieno la capacità produttiva potenzialmente disponibile;
talvolta scoraggiano l’ingresso di nuova capacità, con maggiori rischi per la copertura in sicurezza
del fabbisogno energetico.
Tali congestioni rappresentano un evidente ostacolo allo sviluppo di nuova generazione, con particolare
riferimento alle centrali a fonte rinnovabile, tra le quali la fonte eolica e fotovoltaica rappresentano un
potenziale energetico in forte crescita negli ultimi anni, soprattutto nelle regioni meridionali ed insulari del
nostro Paese.
Disalimentazioni su reti AAT/AT: Rete di trasmissione e subtrasmissione
Aree a maggior criticità
Lug 2010 – Giu 2011
Lug 2011 – Giu 2012*
100% = 5.450 MWh
14%
14%
Centro
15%
7%
15%
54%
67%
Centro1
7%
15%
15%
Sud
14%
Sicilia
Centro Nord
21%
14%
4%
10%
5%
5%
3%
Peso consumi
Peso disservizi (ENF)
2%
2%
2%
Triveneto
Lombardia
Sardegna
3%
14%
Sud2
17%
Sicilia3
10%
16%
22%
6%
3%
Peso consumi
Peso disservizi (ENF)
Nord Ovest
2%
1%
1%
Emilia-Toscana
Sardegna
Triveneto
Nord Ovest
Lombardia
*Fabbisogno periodo 328 TWh.
1 La prima settimana del mese di Febbraio 2012 si sono registrati numerosi disservizi per oltre 2 GWh causati dalle eccezionali condizioni climatiche registrate su tutto il paese con forti
nevicate e temperature molto al di sotto della norma.
2 Il giorno 18/09/2012 si sono registrati disservizi diffusi nell'area tra Eboli e Matera che hanno fatto registrare un ENF di 580 MWh.
3 Il giorno 21/03/2012 si è registrata una disalimentazione per l'utente ST Microelectronics con un ENF di 630 MWh.
Figura 6 - Continuità del servizio di alimentazione elettrica
14
Le manifestazioni di quanto fin qui descritte si sono già concretizzate, nel corso degli ultimi anni, in termini
di differenziale di prezzo tra zone di mercato e di ore di saturazione dei limiti interzonali.
Come messo in evidenza in Figura 7, la sovraccapacità produttiva che caratterizza l’Area Sud si traduce nel
prezzo zonale più basso di tutte le altre zone di mercato, che si conferma, anche nel periodo luglio 2011 –
giugno 2012, il 6% inferiore al PUN.
Prezzi zonali in €/MWh
-4
-2
<<
<
PUN
+10
+15
>
>>
Sezione critica
Lug11-Giu12
Lug10-Giu11
-3%
Nord
-3%
75,4
-2%
77,2
CNord
-1%
CSud
-2%
PUN
-2%
76,2
75,9
-6%
Sud
-6%
72,9
85.5
30%
22%
Sicilia
13%
Sardegna*
94,5
Fonte dati: GME
11%
* Prezzo zonale Sardegna sostanzialmente allineato al PUN negli ultimi mesi del 2012.
Prezzo zonale Sardegna +29% rispetto al PUN nel periodo Luglio 2009 – Giugno 2010
con SAPEI non completato (I polo in servizio da dicembre 2009).
Figura 7 - Prezzi zonali e confronto prezzi zonali - PUN periodo luglio 2011 - giugno 2012
Per quanto riguarda le problematiche riscontrate sulle direttrici principali in AAT ed AT della rete di
trasmissione delle Regioni oggetto dell’intervento, si è previsto di realizzare degli interventi atti a superare
alcune criticità presenti nel sistema elettrico ed accentuati dalla presenza di una consistente produzione da
fonti rinnovabili.
Infatti, in tale contesto, la forte penetrazione degli impianti di produzione da FRNP, in particolare quella da
fotovoltaico, comporta spesso fenomeni di risalita di energia dalle rete di distribuzione verso il sistema di
trasmissione nei periodi di elevata produzione e basso fabbisogno locale (Figure 8 e 9).
15
Fig. 8 - Inversione dei flussi di energia nelle cabine primarie
Fig.9 - Il nuovo scenario della rete elettrica
La rete di trasmissione e le reti di distribuzione sono, infatti, collegate tra loro attraverso le cosiddette
“Cabine Primarie” e, pertanto, vanno viste come un’infrastruttura unitaria, finalizzata al trasporto
dell’energia dagli impianti di produzione verso i luoghi in cui essa si consuma. La divisione che si opera fra
rete di trasmissione, in alta tensione, e rete distribuzione, in media e bassa tensione, è strumentale rispetto
alla disciplina normativa riguardante diversi aspetti, quali l’amministrazione competente, le modalità di
affidamento in gestione dei servizi ad esse connessi, etc.
16
Per assicurare la disponibilità di energia elettrica a tutto il Paese 24 ore su 24, Terna, cioè il Gestore della
rete di trasmissione (c.d. “TSO”, Transmission System Operator), in qualità di unico soggetto in Italia
incaricato del dispacciamento dell’energia elettrica, che comporta il bilanciamento tra la relativa domanda
ed offerta, predispone ed attua tutte le azioni a tal fine necessarie, che vanno dalle previsioni
dell’andamento dei prelievi di energia dalla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) al conseguente
approvvigionamento di produzione sul mercato elettrico.
I prelievi di energia dalla RTN sono principalmente costituiti dalla somma di due componenti, entrambe
monitorate direttamente da Terna:
A) l’energia assorbita dalle grandi imprese connesse direttamente alla RTN (ad esempio, le grandi
acciaierie);
B) l’energia prelevata dalle reti di distribuzione attraverso le suddette Cabine Primarie.
I consumi di energia elettrica effettuati dagli utenti finali delle reti di distribuzione (piccole e medie imprese
e centri urbani) sono quindi coperti:
 in larga misura, dall’energia che le reti di distribuzione assorbono dalla RTN attraverso le Cabine
Primarie (componente B sopra citata, energia che Terna è in grado di monitorare);
 per la quota rimanente (via via crescente negli ultimi anni), dall’energia prodotta dagli impianti di
generazione connessi alle reti di distribuzione (c.d. “generazione distribuita”).
La generazione distribuita, ad oggi, non è monitorabile direttamente da Terna ed il suo continuo
incremento sta rendendo sempre più incerte le previsioni dell’andamento dei flussi di energia elettrica
(componente B) che Terna deve effettuare in corrispondenza delle Cabine Primarie per mantenere il
sistema elettrico in costante equilibrio di funzionamento.
Infatti, mentre fino a qualche anno fa suddette Cabine Primarie (CP) hanno sempre e solo prelevato energia
dalla rete di trasmissione verso le reti di distribuzione, recentemente, a causa del numero crescente di
impianti di produzione che si connettono alle reti di distribuzione e della conseguente necessità dei gestori
di tali reti di effettuare upgrade tecnologici tramite sistemi “smart grids”, le stesse CP si stanno
progressivamente trasformando da centri di “prelievo” dell’energia (dalla rete di trasmissione verso le reti
di distribuzione) a centri di “immissione” di energia (dalle reti distribuzione, esercite fino al livello di
tensione nominale corrispondente alla soglia della media tensione (MT), verso la rete di trasmissione in alta
(AT) e altissima (AAT) tensione, esercita a diversi livelli nominali di alta tensione).
Tale effetto di “risalita” può interessare porzioni di rete AT anche molto estese, fino a spingersi al più alto
livello di tensione nominale alternata della rete di trasmissione (380 kV); a titolo di esempio, si riporta in
Figura 6 quanto verificatosi in corrispondenza della Stazione Elettrica 380/150 kV di Galatina (LE),
confrontando lo stesso periodo di osservazione del suo funzionamento (15 Giugno – 9 Luglio) in 2 anni
diversi (2010 e 2013).
17
Fig. 10 - Il fenomeno dell’inversione dei flussi di potenza nella SE di Galatina (LE)
Nel 2010 i flussi di potenza elettrica nelle 24 ore giornaliere hanno presentato l’andamento tipico della
curva di fabbisogno (dal livello di tensione più alto (380 kV) verso quello più basso (150 kV), come visibile
riquadro di Figura 6 in alto a sinistra (valori sempre sopra lo zero) e nello zoom rappresentato dalla linea
blu nel riquadro a destra)), mentre nel 2013 l’azione della generazione distribuita (linea verde nel riquadro
a destra) ha causato l’inversione dei flussi in corrispondenza di diverse ore del giorno (dalle 08:45 fino alle
17.30 circa, come evidenziato dai valori negativi assunti dalla linea rossa in tale intervallo orario nel
riquadro a destra).
Sensibili effetti di risalita dei flussi di energia elettrica dalle reti di distribuzione verso la rete di trasmissione
in AT sono visibili anche nelle Cabine Primarie che sono state oggetto di finanziamento nell’ambito del POI
Energia 2007-2013.
A titolo di esempio, si riporta in Figura 11 quanto rilevato in corrispondenza di una di queste, ovvero la CP
di Ariano (AV), confrontando lo stesso periodo di osservazione (22 giugno – 09 luglio) nell’anno 2011 e
nell’anno 2013.
18
Fig. 11 - Risalita dei flussi di energia elettrica nella CP di Ariano (AV)
Posto che in Figura 11 si è indicato:
 con il colore blu, l’andamento dei flussi di potenza che risalgono dalla rete di distribuzione verso la
rete AT;
 con il colore rosso, l’andamento dei flussi di potenza uscenti dalla rete AT e diretti verso la rete di
distribuzione,
si nota come nel 2013 il valore medio della potenza elettrica risalita dalla rete di distribuzione verso la rete
AT nel periodo di osservazione 22 giugno – 09 luglio sia incrementato di circa il 40% rispetto allo stesso
periodo del 2011 (da 704 kW a 985 kW).
L’entità del descritto fenomeno di risalita dei flussi di potenza è riassunto in Figura 8, dove si nota come nel
sistema elettrico italiano, dal 2010 al 2013, il numero di Cabine Primarie (indicato approssimativamente in
figura con la dicitura “Totale sezioni AT/MT Italia) in cui si è verificata la suddetta inversione del flusso di
energia sia progressivamente aumentato dal 9% al 31% del totale.
19
4000
4000
35004000
3500
Dati3000
annuali – 2013
30003500
vs. 2012, 2011, 2010
25003000
4.000 2500
3.500
2500
2000
2000
3.000
Rete
2000
1500 2.500 1500
1500
2.000
1000
1.500
1000
500 1.000
500
1023 1023
798 1023
798 (31%)
(31%)
798 (31%)
(25%)
(25%)
543
543
1000
(25%)
543
1023
(17%)
325
325 (17%)
798 (31% )
325 (17%)
(9%)
(9%)
543 (25% )
500 (9%)
325 (17%)
(9%)
500
0
00
0
Totale sezioni AT/MT
2010Italia 2011
675
580 (21% )
358 (18%)
252 (11%)
(7%)
Inversione >=1% Totale
2013
del
tempo sezioni
2012
2010
2011
AT/MT
Italia
2012
Inversione >=5%
del tempo
2013
Dati 2012 pubblicati dal 28/02/2013 (rif. TICA art.4)
Dati 2013 (provvisori): si tratta di totale progressivo a Luglio 2013
Fig. 12 - Numero di Cabine Primarie in cui si è verificato il fenomeno dell’inversione dei flussi di energia
Il problema delle risalite, e quindi dell’incertezza nelle previsioni dei flussi di energia, diventa
particolarmente critico nel caso in cui nelle vicinanze delle Cabine Primarie siano presenti impianti
alimentati da Fonte Rinnovabile Non Programmabile (FRNP), a causa della difficile prevedibilità del livello
effettivo di produzione, intrinseca al tipo di fonte rinnovabile (sole e vento).
I fenomeni descritti, inoltre, contribuiscono a produrre un possibile aumento delle congestioni locali, in
particolare sulle porzioni di rete AT localizzate in aree caratterizzate da elevata densità di generazione
distribuita rispetto all’entità del carico elettrico locale e da scarsa magliatura della rete stessa.
Ad un livello più alto, si è registrato un progressivo aumento delle congestioni anche sul sistema di
trasporto primario in AAT, che determinano una minore efficienza complessiva in esito ai mercati, con la
formazione di “oneri da congestione” a carico del sistema derivanti dell’utilizzo di impianti di produzione
meno competitivi a scapito di quelli più convenienti.
20
Rete
I problemi di congestione si sono resi maggiormente evidenti e critici nell’area centromeridionale ed
insulare del Paese, dove si concentra la gran parte delle installazioni di impianti da FRNP e dove la rete
presenta un minor livello di magliatura ed una più limitata capacita di trasporto.
Fig. 13 - Il cambio di paradigma dopo il boom delle rinnovabili
Le conseguenze di tutto ciò vanno dalla necessità di attuare tagli alla produzione degli impianti FRNP
collegati alla RTN in tutto il Centro-Sud (e, quindi, all’incremento della c.d. “Mancata Produzione Eolica”,
MPE), al fine di continuare a realizzare condizioni di esercizio in sicurezza della rete AT ed AAT, a possibili
ulteriori inefficienze dovute alla necessità di ricorrere, in tempo reale, all’approvvigionamento di risorse
di produzione tradizionali sul mercato elettrico, soprattutto a fronte di situazioni in cui si passa
rapidamente da flussi di potenza diretti dalla rete di distribuzione verso la rete AT alla condizione opposta
(come visibile Figura 10 in corrispondenza delle ore serali).
Tali inefficienze sono dovute al fatto che l’approvvigionamento di energia elettrica in quantità
eccessivamente superiori o inferiori rispetto ai prelievi effettivi dalla RTN costituisce un impiego non
ottimale del denaro degli Italiani (se si approvvigiona di più, la parte di energia eccedente viene comunque
pagata ai produttori; se, viceversa, si approvvigiona di meno, bisogna ricorrere, all’ultimo momento, al
recupero del deficit, acquistando energia elettrica sul mercato a prezzi più alti).
Quindi, per fare in modo che le previsioni dell’andamento dei flussi di energia in corrispondenza delle
Cabine Primarie siano il più precise possibile, è necessario che la rete di trasmissione e le reti di
distribuzione “dialoghino” efficacemente tra loro, in maniera tale che il TSO possa monitorare, oltre ai
suddetti flussi, anche quanto accade sulle reti di distribuzione in termini di produzione di energia elettrica.
21
Una diffusione sempre maggiore di sistemi “smart grid” sulle reti di distribuzione comporterà una gestione
più efficiente dell’energia prodotta dagli impianti rinnovabili ad esse collegati, consentendone,
parallelamente, una maggiore immissione in rete.
Questo perché i sistemi smart grid, tramite la gestione attiva della rete elettrica e degli impianti di
produzione, permettono di limitare il più possibile il verificarsi di congestioni e, quindi, ridurre i tagli alla
produzione degli impianti rinnovabili connessi alle reti di distribuzione (impianti che, in presenza di
congestioni e, quindi, “forte traffico” in rete, possono evacuarvi meno energia rispetto a quella
potenzialmente producibile nei diversi momenti della giornata).
Tale circostanza, qualora gli interventi smart grid venissero limitati alle sole reti di distribuzione in assenza
di interventi complementari sulla rete di trasmissione, accrescerà ulteriormente il suddetto problema
dell’inversione dei flussi di energia e, quindi, dell’incertezza delle previsioni dell’andamento dei prelievi
energetici in corrispondenza delle Cabine Primarie e della necessità di attuare tagli alla produzione degli
impianti FRNP collegati alla RTN in tutto il Centro-Sud, con conseguenti possibili inefficienze nell’utilizzo
della rete elettrica (incremento dell’MPE, formazione di colli di bottiglia nelle interconnessioni tra rete di
trasmissione e reti di distribuzione, maggiori perdite di rete, richieste di distacco della generazione da fonti
rinnovabili non programmabili collegata sulle reti di distribuzione e conseguente mancato utilizzo della
relativa produzione, con possibili disservizi per imprese e famiglie).
Al fine, quindi, di perseguire uno degli obiettivi intrinseci della misura 2.4 del POI Energia 2007-2013,
ovvero quello di incrementare la quota di fabbisogno energetico coperto da generazione da fonti
rinnovabili, oltre che finanziare lo sviluppo e la realizzazione di sistemi intelligenti sulle reti di distribuzione
(“smart grids”), è necessario finanziare anche quegli interventi sulla rete di trasmissione che siano in grado
di ridurre la necessità di dover effettuare tagli alla produzione degli impianti rinnovabili allacciati alla rete
AT a causa dei fenomeni di risalita dei flussi di potenza dalle reti di distribuzione (accentuati, come si è
visto, dall’implementazione di interventi smart grid sulle reti di distribuzione stesse).
In tal senso, si conferma indispensabile pensare alla rete di trasmissione ed alle reti di distribuzione come
“unica entità intelligente”, in grado di trasferire tempestivamente, ovunque sia necessario (ad esempio, nei
centri di telecontrollo e telecomando), tutte quelle informazioni necessarie per il corretto svolgimento
dell’attività di dispacciamento e, quindi, per una pianificazione energetica tesa all’efficienza ed alla
massimizzazione della produzione da fonti rinnovabili.
I sopra elencati interventi sulla rete di trasmissione, strettamente complementari a quelli di “smart grid”
sulle reti di distribuzione al fine di massimizzare i risultati attesi dalla Misura 2.4, sono descrivibili come
indicato nel prosieguo del documento e sono stati individuati sulle parti di rete AT afferenti alle Province
classificate come “aree critiche” dal maggiore Distributore italiano (Enel Distribuzione) ai sensi del Testo
Integrato delle Connessioni Attive (TICA, Delibera ARG/elt 99/08, così come modificata dalla Delibera
ARG/elt 187/11).
Il già ampiamente descritto aumento dell’energia da Fonte Rinnovabile Non Programmabile transitante
sulla Rete di Trasmissione Nazionale e la necessità di una rete più dinamica e sicura ha condotto
22
all’adozione, in diversi interventi di innovazione tecnologica sugli elettrodotti esistenti, dei cosiddetti
conduttori HTLS (High Temperature Low Sag = Alta Temperatura e Ridotta Freccia) in sostituzione dei
tradizionali conduttori ACSR (Aluminum Conductor Steel Reinforced).
Tali conduttori, realizzati con materiali o geometrie innovative, sono caratterizzati dalla capacità di
contenere la freccia e, in alcuni casi, di mantenere inalterate le proprie caratteristiche a temperature
superiori a quelle alle quali i conduttori tradizionali subiscono danneggiamenti irreversibili. Il rinnovo di un
elettrodotto tramite sostituzione dei conduttori richiede costi e tempi nettamente inferiori rispetto alla
costruzione di un nuovo elettrodotto in sostituzione o in affiancamento di quello esistente, senza
considerare la completa assenza di variazioni in termini di impatto visivo e ambientale sul territorio.
L’uso di tali conduttori permette di gestire la rete in modo ottimale, aumentandone la sicurezza anche in
caso di funzionamento in condizioni di emergenza (ad esempio a fronte di sovraccarichi temporanei dovuti
a condizioni meteorologiche eccezionali o calamità naturali) riducendo i colli di bottiglia ed evitando di
raggiungere la soglia di attenzione per il rispetto dei limiti di franco al suolo, di campi elettromagnetici e di
resistenza meccanica dei componenti.
Inoltre, al fine di massimizzare la potenza da Fonte Rinnovabile Non Programmabile evacuabile sulle
direttrici in oggetto è previsto l’intervento di installazione di sistemi di monitoraggio dei conduttori e
ambientali grazie ai quali è possibile alimentare i modelli di calcolo sviluppati per la determinazione del
rating dinamico dei collegamenti. Un controllo in tempo reale dell’effettiva capacità di trasporto degli
elettrodotti, quasi sempre più elevata dei valori standard “stagionali”, permetterebbe “un esercizio
dinamico” della rete con conseguente riduzione delle congestioni e quindi degli oneri di dispacciamento a
beneficio anche della generazione rinnovabile e distribuita.
Tale progetto rappresenta un sistema innovativo per la determinazione dinamica della capacità di trasporto
degli elementi di rete, in funzione delle reali condizioni ambientali e di esercizio. Un’applicazione così
estensiva del Dynamic Thermal Rating inoltre rappresenterebbe un caso unico nel contesto europeo delle
applicazioni smart-grid.
23
4. Descrizione dei singoli Interventi Realizzativi, attraverso la compilazione di singole
Schede Unità, facenti parte del Progetto.
Lo scenario suddetto e quello di previsione richiedono una radicale modifica dei criteri di sviluppo e delle
strategie di gestione della rete; non più un sistema costituito essenzialmente da reti passive, ma un sistema
in cui gli impianti contribuiscano alla gestione efficace, efficiente e sicura del sistema elettrico.
Tale obiettivo si può raggiungere solamente operando in maniera coordinata su due aspetti: le modalità di
gestione delle reti e lo sviluppo delle infrastrutture delle stesse, aspetti fortemente correlati e
perfettamente complementari.
Al fine di raggiungere tale obiettivo, Terna opera attraverso interventi di adeguamento delle attuali linee
elettriche che non risultano compresi nel Piano di Sviluppo e che non verrebbero realizzati in assenza di un
contributo pubblico, non risultando prioritari nelle strategie industriali dell’azienda.
Tali interventi sono raggruppabili nelle seguenti categorie :
Implementazione di “Smart Future Transmission Systems”
Implementazione di componenti e metodologie "Dynamic Thermal Rating (DTR)"
Installazione di dispositivi "Phasor Measurement Unit (PMU)"
Installazione di “Sistemi di Monitoraggio e Registrazione Eventi (MRE)”
Installazione di ATR di nuova generazione in Stazioni elettriche
Si sottolinea che gli investimenti previsti dal progetto non verranno inseriti tra le componenti che formano
la tariffa e quindi non genereranno entrate a favore di TERNA per tutta la durata di vita utile degli stessi.
24
4.1 Implementazione di “Smart Future Transmission Systems”
Tale dicitura comprende un insieme di interventi sulla rete di trasmissione in grado di:
aumentare la capacità di trasmissione, da un punto all’altro della rete di trasmissione stessa e tra
questa e le reti di distribuzione, di tutte quelle informazioni indispensabili per il corretto
svolgimento dell’attività di gestione attiva della rete elettrica e di dispacciamento;
prevenire la formazione di colli di bottiglia nelle interconnessioni tra rete di trasmissione e reti di
distribuzione;
ottimizzare il trasporto di energia elettrica in modo da consentire un migliore utilizzo della capacità
di transito degli elettrodotti esistenti;
aumentare la quantità di energia elettrica erogabile in rete dagli impianti FER, continuando, nel
contempo, ad esercire la rete stessa in condizioni di sicurezza.
Gli interventi in grado di attuare le quattro suddette linee di azione sono i seguenti:
1. installazione di fibre ottiche nelle funi di guardia delle linee elettriche aeree e lungo i tracciati
delle linee elettriche in cavo: la fibra ottica, infatti, consente di aumentare l’affidabilità con cui i
centri di telecontrollo e teleconduzione si scambiano informazioni, in tempo reale, sullo stato di
funzionamento della rete elettrica, oltre che il numero di informazioni scambiate;
2. installazione di conduttori innovativi, ad alte prestazioni, sulle linee elettriche aeree
maggiormente compatibili con i sistemi di smart grid: posto che la corrente, percorrendo i
conduttori delle linee elettriche, li scalda e, di conseguenza, li dilata, l’impiego di tali conduttori
innovativi, costituiti da speciali leghe termoresistenti, consente l’esercizio degli elettrodotti a
temperature maggiori, con minori possibilità di decadimento delle prestazioni meccaniche dei
conduttori.
Fig. 14 - Conduttori ad Alta capacità
25
Tali conduttori, realizzati con materiali o geometrie innovative, sono caratterizzati dalla capacità di
contenere la freccia e, in alcuni casi, di mantenere inalterate le proprie caratteristiche a temperature
superiori a quelle alle quali i conduttori tradizionali subiscono danneggiamenti irreversibili. Il rinnovo di un
elettrodotto tramite sostituzione dei conduttori richiede costi e tempi nettamente inferiori rispetto alla
costruzione di un nuovo elettrodotto in sostituzione o in affiancamento di quello esistente, senza
considerare la completa assenza di variazioni in termini di impatto visivo e ambientale sul territorio.
L’uso di tali conduttori permette di gestire la rete in modo ottimale, aumentandone la sicurezza anche in
caso di funzionamento in condizioni di emergenza (ad esempio a fronte di sovraccarichi temporanei dovuti
a condizioni meteorologiche eccezionali o calamità naturali) riducendo i colli di bottiglia ed evitando di
raggiungere la soglia di attenzione per il rispetto dei limiti di franco al suolo, di campi elettromagnetici e di
resistenza meccanica dei componenti.
I conduttori ad alta Introduzione di capacità sono caratterizzati da:
un mantello esterno realizzato con leghe di alluminio-zirconio con un limite termico di funzionamento
superiore rispetto a quello dell’alluminio tradizionale garantendo la possibilità di stressare meno il
conduttore a parità di energia trasportata;
una portante realizzata con materiali a ridotto coefficiente di dilatazione termica, come le leghe di
ferro-nichel rivestite di alluminio (ACI, Aluminium Clad Invar), che permette ai conduttori per alta
temperatura di mantenere frecce paragonabili a quelle dei conduttori tradizionali, pur essendo eserciti
a temperature più elevate.
Unitamente all’introduzione dei conduttori di nuova generazione sarà necessario introdurre sulle linee una
nuova tipologia di morsetteria speciale in grado di sopportare le temperature di esercizio dei conduttori
ZTACIR, per morsetteria si intendono quelle parti in tensione (morse di sospensione, morse di ormeggio,
smorzatori di vibrazione) che collegano i conduttori agli armamenti.
Infine si renderà necessaria l’introduzione di nuove tipologie di armamenti; gli armamenti sono l’insieme di
equipaggiamenti ed isolatori e fungono da organo di collegamento ed isolamento fra i conduttori in
tensione ed i sostegni francamente messi a terra. In particolare verranno installati isolatori di ultima
generazione, in vetro temprato, in vetro con rivestimento siliconico o in resina composita con rivestimento
siliconico a seconda delle condizioni di inquinamento atmosferico (salino, industriale) e del contesto
ambientale.
Ciò consente di migliorare l’utilizzo degli elettrodotti, rimuovendone le limitazioni dovute
all’invecchiamento e all’obsolescenza tecnologica rispetto ai sistemi smart grid e prevenendo, altresì, la
formazione di colli di bottiglia nelle interconnessioni di rete.
L’impiego di tali conduttori innovativi potrà variare le azioni meccaniche (peso, tiro, ecc.) esercitate sui
sostegni a traliccio dai conduttori tradizionali.
Per tale motivo, il loro utilizzo potrà richiedere, talvolta, l’installazione di sostegni di linea innovativi, anche
di ridotto ingombro visivo, con prestazioni meccaniche adeguate;
26
3. installazione di componenti, apparecchiature e macchinari all’interno delle stazioni elettriche
che, analogamente ai conduttori di cui al punto 2, consentano il trasferimento di maggiori
quantità di energia dalla rete di trasmissione alle reti di distribuzione e viceversa, prevenendo la
formazione di colli di bottiglia ed ottimizzando il trasporto di energia elettrica (a titolo
esemplificativo: sbarre, sezionatori, interruttori, bobine, trasformatori ad alte prestazioni,
elettronica di potenza per l’inerzia del sistema elettrico, trasformatori sfasatori per ottimizzare i
flussi di energia).
4.2 Implementazione di componenti e metodologie "Dynamic Thermal Rating (DTR)"
Al fine di massimizzare la potenza da Fonte Rinnovabile Non Programmabile evacuabile sulle direttrice in
oggetto è previsto l’intervento di installazione di sistemi di monitoraggio, quali Dynamic Rating, che
mediante sistema di analisi dati rilevati e la trasmissione a distanza, consente in maniera periodica e
spontanea (in caso di superamento delle soglie prefissate) “un esercizio dinamico” della rete con
conseguente riduzione delle congestioni e quindi degli oneri di dispacciamento a beneficio anche della
generazione rinnovabile e distribuita.
Tale progetto rappresenta un sistema innovativo per la determinazione dinamica della capacità di trasporto
degli elementi di rete, in funzione delle reali condizioni ambientali e di esercizio.
Secondo le attuali norme tecniche la capacità di trasporto di un elettrodotto in termini di massima corrente
viene determinata da relazioni matematiche in cui vengono ipotizzate condizioni ambientali standard in
termini di temperatura, irraggiamento, velocità del vento.
Il sistema Dynamic Thermal Rating (DTR) si pone l’obiettivo di sfruttare al massimo la capacità di trasporto
delle linee aeree elettriche esistenti, utilizzando un modello matematico che effettua una stima in tempo
reale delle condizioni effettive del conduttore basandosi sui valori ambientali di temperatura, velocità e
direzione del vento e sulla corrente transitante.
Tale modello valuta il valore di corrente massima dinamica che garantisce il rispetto dei limiti tecnici e dei
franchi di sicurezza per ogni campata.
Il risultato di tale modello è inoltre confermato da un ulteriore sistema di stima della temperatura media
del conduttore, basato sulla stima della resistenza elettrica ottenuta mediante l’analisi dei fasori di
tensione e corrente prelevati da protezioni con implementate funzioni di PMU installate agli estremi del
collegamento.
Al fine di verificare il riscontro dei modelli implementati sono inoltre installati dei sensori di temperatura su
alcune campate critiche, nonché delle stazioni meteorologiche su alcuni sostegni al fine di effettuare una
migliore stima dei parametri meteo di input ai modelli stessi.
Queste informazioni vengono, quindi, trasmesse ad elaboratori che, tramite modelli matematici,
consentono di valutare, istante per istante, l’effettiva capacità di trasporto degli elettrodotti.
27
In tale maniera, si potrà massimizzare la possibilità di trasferimento di energia dalle aree dove saranno
installati sistemi "smart grids" sulle reti di distribuzione (in cui l'immissione di energia in rete sarà
incentivata) modificando l'assetto di esercizio della rete di trasmissione per eliminare i colli di bottiglia in
corrispondenza di quelle linee in cui si riscontrasse che il valore della corrente di esercizio sia prossimo alla
capacità di trasporto (variabile in funzione delle condizioni atmosferiche effettive).
Su ogni collegamento verranno installati
2 protezioni con implementate funzioni di PMU agli estremi
alcuni sensori di temperatura del conduttore nelle campate ritenute più critiche in numero
variabile a seconda delle caratteristiche del collegamento e della sua lunghezza
alcune centraline meteo in funzione in numero variabile a seconda delle caratteristiche del
collegamento e della sua lunghezza
Fig. 15 - Dynamic Thermal Rating
28
Figura 16 - Esempio di installazione della stazione meteo e il sensore sul conduttore utilizzato
29
4.3 Installazione di dispositivi "Phasor Measurement Unit (PMU)"
La rete elettrica è esposta molto spesso a transitori di frequenza e a transitori di tensione. L’analisi di
questi transitori risulta fondamentale per la gestione in sicurezza del sistema elettrico oggi sempre più
alimentato da centrali eoliche e fotovoltaiche che, nonostante gli sforzi normativi, non riescono
completamente a fornire i medesimi servizi di sistema in termini di regolazione di tensione e di frequenza
delle centrali tradizionali.
Al fine di migliorare l’analisi dei disservizi, per monitorare in modo più efficiente i transitori elettrici che si
instaurano durante le perturbazioni in rete e per adottare strategie che consentano una migliore gestione
in sicurezza del sistema elettrico (secondo il modello “WHAT IF”), occorre dotare alcune stazioni di AT e
AAT di apparati in grado effettuare un monitoraggio delle grandezze elettriche con un campionamento
inferiore ai 100 ms.
Gli apparati in questione sono denominati PMU (Phase Measurement Unit) e acquisiscono i fasori delle
tensioni e delle correnti in termini di modulo e di fase con tempi di campionamento sopra citati.
L’intervento proposto consiste quindi nell’installazione sulla RTN di dispositivi in grado di gestire, in tempo
reale, le variazioni della tensione e della frequenza del sistema elettrico anche in presenza di immissione in
rete della produzione da fonti rinnovabili, in particolare non programmabili (che, come detto, sarà
incentivata nelle aree in cui saranno installati sistemi "smart grids").
Ciò consentirà di massimizzare l'efficacia ed i benefici generabili dai sistemi smart grids implementati sulle
reti di distribuzione tramite la prevenzione dei problemi di instabilità di funzionamento del sistema
elettrico, riducendo al minimo il rischio di conseguenti possibili disalimentazioni degli utenti finali delle
Smart Grid (imprese e famiglie).
Fig. 17 - P.M.U. – Phasor Measurement Unit
Gli apparati periferici PMU oggetto dell’intervento saranno connessi al sistema centrale in uso presso
TERNA denominato WAMS (Wide Area Measurement System).
30
Fig.18 - Schema di principio PMU/WAMS
Tale intervento contribuirà ad un miglioramento nel monitoraggio che potrà risultare utile per ridurre al
minimo eventuali disservizi per gli utenti finali e per pianificare nuove strategie di esercizio e di difesa del
sistema elettrico.
In particolare un monitoraggio più fine è particolarmente significativo durante le fasi con elevati valori di
export verso la rete continentale e alta percentuale di produzione da fonte rinnovabile e durante le
condizioni critiche di rete (es. esercizio in isola di frequenza).
I dati misurati dai PMU, opportunamente aggregati, permetteranno inoltre di:
avviare uno studio finalizzato a valutare l’opportunità di aumentare, su condizione, i limiti di
scambio tra Sicilia e altre Regioni ed ottimizzare ulteriormente il dispacciamento delle fonti
rinnovabili
introdurre sistemi di difesa adattativi con performance superiori a quelli attuali
31
4.4 Installazione di “SISTEMI di Monitoraggio della Rete Elettrica (MRE)"
I Sistemi di Monitoraggio della Rete Elettrica (MRE) sono atti a soddisfare un upgrade tecnologico della
Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale tramite l’implementazione di componenti hardware e software
(apparecchiature intelligenti, collegamenti in fibra ottica, protocolli di comunicazione standard tra diversi
apparati) che consentono l’aggregazione e la remotizzazione di informazioni sullo stato di funzionamento
della rete rilevate nelle stazioni elettriche in alta e altissima tensione.
Nel dettaglio, l’MRE, integrando gli attuali sistemi di Terna di acquisizione dati in impianto, ha la funzione
di recepire e rendere disponibili informazioni sul corretto funzionamento dei singoli elementi di una
stazione elettrica che gli attuali Sistemi di Protezione Comando e Controllo (SPCC) gestiscono a livello
locale, elaborando informazioni corrispondenti a:
allarmi di esercizio;
cronologia degli eventi di rete;
registrazioni dell’andamento dei fenomeni elettrici che si verificano sulla rete;
localizzazione, lungo le linee elettriche, della distanza di un eventuale punto di guasto rispetto alla
stazione in cui è installato il sistema MRE.
L’MRE gestisce, altresì, le funzioni di monitoraggio distribuite tra apparati intelligenti digitali (IED),
posizionati nei punti nevralgici del sistema di protezione, comando e controllo delle stazioni elettriche e
può interfacciarsi con i sistemi di diagnostica specifici delle apparecchiature AT installate negli impianti
(trasformatori, interruttori etc.), al fine di realizzare un sistema di telediagnostica dei singoli componenti
di rete tramite l’interrogazione del loro stato di funzionamento con l’utilizzo di un browser standard di
mercato.
I principali vantaggi derivanti dall’introduzione dei sistemi MRE consistono in:
individuazione e conseguente eliminazione delle criticità in tempi ridotti contribuendo al
miglioramento dell’esercizio in sicurezza della rete stessa;
registrazione di dati quali i parametri elettrici caratteristici della rete (ad esempio, tensione e corrente
elettrica) durante i disservizi, al fine di migliorare la diagnosi dell’evento ed agire tempestivamente sui
componenti d’impianto critici.
Tali informazioni sono rese consultabili in tempo reale e da remoto, in maniera tale da favorire
interventi tempestivi e migliorare, quindi, la prevenzione di strozzature e congestioni sulla rete
elettrica, anche nelle interconnessioni tra rete di trasmissione e reti di distribuzione.
32
WAN
Server di
stazione
LAN di
stazione
Stallo 1
Stallo 2
…………
Stallo n
Concentratori , a livello di
stallo, dei segnali provenienti
dalle singole apparecchiature
Apparecchiature di stazione ed arrivo linee elettriche in alta tensione
Fig.19 - Schema MRE
33
4.5 Installazione di ATR nelle Stazioni Elettriche
Sono state individuate n.2 stazioni elettriche e, precisamente : S.E. Rizziconi (Calabria) e S.E. Bari Ovest
(Puglia) nelle quali verranno installati autotrasformatori (ATR) conformi alla più recente specifica tecnica
TERNA che presentano caratteristiche all'avanguardia per quanto riguarda le prestazioni, l'affidabilità e la
sicurezza.
TERNA è sempre stata attenta a garantire che le macchine installate nei propri impianti avessero le più
adeguate caratteristiche per permettere l'esercizio in sicurezza della rete elettrica.
Gli ATR sono sottoposti ad un rigoroso processo di certificazione che assicura la conformità alle norme CEI
(Comitato Elettrotecnico Italiano) e IEC (International Electrotechnical Commission), tramite verifica del
progetto e prove di tipo sulla macchina prototipo.
Nel tempo, sono state recepite le innovazioni progettuali e tecnologiche, ottenendo significativi
miglioramenti in termini di prestazioni di funzionamento.
L’installazione quindi di macchine di ultima generazione consente di ottenere notevoli vantaggi.
Con riferimento alla macchina più comune (ATR con potenza 250 MVA e rapporto 400 kV/155 kV), il
confronto delle caratteristiche 1986/2014 permette di evidenziare:
una riduzione delle perdite a vuoto superiore al 30 % e delle perdite a carico superiore all’ 11 %,
con un significativo risparmio energetico e di conseguenza significativo decremento di carbon
footprint;
una riduzione della potenza sonora di circa 20 dB, con una notevole minore emissione sonora;
una cospicua riduzione dei pesi, con un minore impiego di olio minerale isolante (riduzione
superiore alle 10 tonnellate).
I benefici sono anche superiori se il confronto viene effettuato con macchine di maggiore vetustà.
Occorre anche rimarcare che i nuovi ATR hanno sicurezza intrinseca superiore, sono infatti, tra l’altro,
dotati di isolatori passanti che utilizzano le ultime tecnologie, con isolamento in resina (RIP) ed involucro
polimerico in luogo dell’isolamento in carta e olio ed involucro di porcellana. Tale tecnologie annulla la
possibilità, seppur remota, di scoppio degli isolatori stessi con relativa proiezione di porcellane anche a
ragguardevoli distanze.
Inoltre sono dotati di dispositivi di monitoraggio dei parametri di funzionamento (temperatura dell'olio e
degli avvolgimenti, gas disciolti nell'olio, sensori anti-incendio, ecc.) e di accorgimenti costruttivi per
minimizzare i danni in caso di guasto interno (passanti sottoposti a prove specifiche, dispositivi di ritenuta e
rinforzi sulla cassa). Ne consegue che tali interventi contribuiranno ad ottimizzare il trasporto di energia
34
elettrica attraverso una riduzione delle perdite e consentiranno di migliorare il livello di esercizio in
sicurezza della rete stessa (obiettivo previsto dall’Invito).
35
4.6 Realizzazione di un Micro-nodo di Rete in Torre Annunziata
In seguito alla delocalizzazione della SE di Capri causata dal rinvenimento di reperti archeologici, fermo
restante la necessità di installare un reattore 150 kV sul cavo di collegamento CP Torre Annunziata - SE
Capri, si è resa necessaria l'individuazione di un ulteriore sito per l'installazione del macchinario.
L'installazione del reattore è indispensabile per la trasmissione dell'energia verso l'isola di Capri e per la
gestione del collegamento in sicurezza.
4.6.1
Disposizione elettromeccanica
L'installazione del reattore nel nuovo sito di Torre Annunziata sarà realizzato mediante il collegamento ad
un sistema di sbarre isolate in SF6, realizzando un micro-nodo della RTN.
Il micro-nodo di rete "Torre Annunziata" sarà costituito da:
un sistema singola sbarra 150 kV;
n°2 stalli linea;
n°1 stallo reattore;
n°1 reattore con potenza pari a 37-54 MVAr;
Ogni “montante linea” sarà completamente isolato in SF6 con terminali cavo – SF6, sezionatori con lame di
terra, interruttori, TA, TV capacitivi per protezioni e misure, sezionatori di sbarra verticali e scaricatori di
tensione.
Il sistema di sbarre sarà equipaggiato con TV di estremità e con sezionatori con lame di terra.
36
37
4.6.2
Servizi Ausiliari e Sistema di controllo
I Servizi Ausiliari (S.A.) e il sistema di controllo (SAS) verranno posizionati all'interno di n.2 shelter aventi
dimensioni di 8x2,5x2,5 m.
Tutti i sistemi saranno progettati e realizzati con riferimento agli attuali standard delle stazioni elettriche
A.T. Terna, già applicati nella maggior parte delle stazioni della RTN di recente realizzazione.
I S.A. Saranno alimentati da alimentazioni BT derivati dalla rete locale ed integrati da un gruppo elettrogeno
di emergenza che assicuri l’alimentazione dei servizi essenziali in caso di mancanza tensione alle sbarre dei
quadri principali BT.
Le principali utenze in corrente alternata sono:
i motori degli interruttori e dei sezionatori;
i raddrizzatori;
l'illuminazione esterna ed interna, sistemi anticondensa, ecc.
Le utenze fondamentali quali protezioni, comandi interruttori e sezionatori, segnalazioni, ecc saranno
alimentate in corrente continua a 110 V tramite batterie tenute in tampone da raddrizzatori.
4.6.3
Impianto di terra
La rete di terra del micro-nodo interesserà l’area recintata dell’impianto.
Il dispersore dell’impianto ed i collegamenti dello stesso alle apparecchiature, saranno realizzati secondo
l’unificazione Terna per le stazioni a e 150 kV e quindi dimensionati termicamente per una corrente di
guasto di 40 kA per 0,5 sec. L’impianto di terra sarà costituito da una maglia realizzata in corda di rame da
63 mm2 interrata ad una profondità di circa 0,7 m e composta da maglie regolari di lato adeguato. Il lato
della maglia sarà scelto in modo da limitare le tensioni di passo e di contatto a valori non pericolosi,
secondo quanto previsto dalle norme CEI 11-1, CEI EN 50522 e CEI EN 61936/1.
Nei punti sottoposti ad un maggiore gradiente di potenziale le dimensioni delle maglie saranno
opportunamente infittite, come pure saranno infittite le maglie nella zona apparecchiature per limitare i
problemi di compatibilità elettromagnetica.
Tutte le apparecchiature saranno collegate al dispersore mediante due o quattro corde di rame con sezione
di 125 mm2.
Al fine di contenere i gradienti in prossimità dei bordi dell'impianto di terra, le maglie periferiche
presenteranno dimensioni opportunamente ridotte e bordi arrotondati.
38
4.6.4
Fabbricati
Nell’impianto non è prevista la realizzazione degli edifici a meno dell'installazione di n.2 shelter come
descritto al punto 4.6.2 della presente relazione.
Sarà inoltre realizzata una cella destinata a segregare completamente il reattore al fine di abbattere le
emissioni acustiche generate dall'induzione magnetica interna al nucleo della macchina.
Tale cella avrà le dimensioni di 10x7 m per un'altezza pari a 7 metri.
4.6.5
Campi elettrici e magnetici
L’impianto sarà progettato e costruito in modo da rispettare i valori di campo elettrico e magnetico, previsti
dalla normativa statale vigente (Legge 36/2001 e D.P.C.M. 08/07/2003). Si rileva che nel micro-nodo, che
sarà normalmente esercito in teleconduzione, non è prevista la presenza di personale se non per interventi
di manutenzione ordinaria o straordinaria.
La sezione a 150 kV, come precedentemente descritto, sarà realizzata con apparecchiature blindate con
isolamento in SF6; in tale tipo di realizzazioni i conduttori di potenza sono concentrici ad un involucro
metallico avente anche la funzione di schermo sia per il campo elettrico che per il campo magnetico.
All’esterno dell’involucro, pertanto, risulta presente solo una piccola percentuale del campo magnetico
dovuto alla corrente nel conduttore ed è praticamente non apprezzabile il campo elettrico.
Per le modalità costruttive delle apparecchiature sopra evidenziate, il contributo all’incremento dei campi
elettrici e magnetici, dovuto all’installazione dei moduli 150 kV in esecuzione blindata con isolamento in
SF6, è trascurabile.
La sezione 150 kV sarà anch’essa del tipo “blindata” con apparecchiature isolate in SF6, aventi identiche
caratteristiche (relativamente ai campi elettrici e magnetici prodotti) a quelle sopra descritte
(apparecchiature blindate con isolamento in SF6 della sezione 150 kV).
Negli impianti unificati Terna, con isolamento in aria, sono stati eseguiti rilievi sperimentali per la misura
dei campi elettromagnetici al suolo nelle diverse condizioni d’esercizio con particolare riguardo ai punti
dove è possibile il transito del personale (viabilità interna).
I valori massimi di campo magnetico si presentano in corrispondenza degli ingressi linea.
Detti rilievi, data l’unificazione dei componenti e della disposizione geometrica, sono estendibili a tutte le
stazioni elettriche Terna con isolamento in aria.
39
In sintesi, i campi elettrici e magnetici esternamente all’area di stazione sono riconducibili ai valori generati
dalle linee entranti e quindi l’impatto determinato dalla stazione stessa è compatibile con i valori prescritti
dalla vigente normativa.
4.6.6
Apparecchiature e macchinario
Tutte le apparecchiature AT costituenti il nuovo impianto saranno in esecuzione blindata con tecnologia
GIS.
Le principali caratteristiche tecniche dei componenti saranno le seguenti:
Tensione massima sezione 150 kV
170
kV
Frequenza nominale
50
Hz
Sbarre 150 kV
2500
A
Stalli linea 150 kV
2000
A
Stallo reattore
2000
A
Potere di interruzione interruttori 150 kV
40
kA
Corrente di breve durata 150 kV
40
kA
Condizioni ambientali limite:
-25/+40 °C
Correnti limite di funzionamento permanente:
Il macchinario principale è costituito da n° 1 reattore 150 kV le cui caratteristiche principali sono:
Potenza nominale
37 - 54 MVA MVA
Tensione nominale
145 - 170 kV
Corrente Nominale
Raffreddamento
138 A
ONAN
Potenza sonora
84 db (A)
Il macchinario sarà dotato di un'unità di raffreddamento esterna per permettere la segregazione del
macchinario in un ambiente confinato e insonorizzato.
40
5. Quantificazione economica degli interventi previsti
Si premette che si è deciso di presentare un unico Master Plan per i 4 singoli interventi regionali, ciascuno
dotato di autonomia funzionale in quanto in grado di generare autonomamente benefici elettrici ed
ambientali indipendentemente dalla realizzazione degli altri interventi e, conseguentemente, da intendersi
quali singoli progetti autonomi.
La quantificazione economica degli interventi previsti verrà quindi effettuata per singolo intervento
realizzativo regionale e, successivamente, riassunta attraverso un quadro economico generale.
41
Prima di entrare nel merito della quantificazione economica dei singoli progetti, si riepiloga l’ammontare complessivo dell’investimento riferito
all’intero Master Plan sia per macrocategoria di spesa che per tipologia di intervento:
Nel prosieguo del documento si analizzeranno nel dettaglio le quotazioni economiche dei singoli progetti regionali:
42
5.1 Intervento Realizzativo 1 : Regione Calabria
Gli interventi di cui al Progetto Calabria riguarderanno le seguenti categorie :
1.
2.
3.
4.
5.
Implementazione di “Smart Future Transmission Systems”
Implementazione di componenti e metodologie "Dynamic Thermal Rating (DTR)"
Installazione di dispositivi "Phasor Measurement Unit (PMU)"
Installazione di “Sistemi di Monitoraggio e Registrazione Eventi (MRE)”
Installazione di ATR di nuova generazione presso la Stazione elettrica di Rizziconi
Gli interventi di cui al punto 1. Verranno realizzati sulle seguenti linee elettriche :
Lametia Terme – Feroleto
Mucone – Cecita
Lunghezza Km 9,88
Lunghezza Km 17,00
Mucone - Cecita
Lamezia T. - Feroleto
Feroleto – S. Eufemia Ind. ->DTR
S. Eufemia Ind. – Jacurso ->DTR
Palermiti - Soverato
Elettrodotto su cui installare conduttore ZTACIR
Elettrodotto su cui installare DTR
Stazione elettrica in cui è prevista l’installazione del PMU
Stazione elettrica in cui è prevista l’installazione del MRE
I cui quadri economici possono essere così rappresentati :
43
44
5.2 Intervento Realizzativo 2 : Regione Campania
Gli interventi di cui al Progetto Campania riguarderanno le seguenti categorie :
1.
2.
3.
4.
Implementazione di “Smart Future Transmission Systems”
Installazione di dispositivi "Phasor Measurement Unit (PMU)"
Installazione di “Sistemi di Monitoraggio e Registrazione Eventi (MRE)”
Installazione Blindato Torre Annunziata
Gli interventi di cui al punto 1. Verranno realizzati sulle seguenti linee elettriche :
Agropoli – Salento
Bussento – Padula
Scafati – S. Giuseppe cd Sarno
Lunghezza Km 18,00
Lunghezza Km 23,00
Lunghezza Km 8,50
Scafati – S.Giuseppe cd Sarno
Agropoli - Salento
Bussento - Padula
Elettrodotto su cui installare conduttore ZTACIR
Elettrodotto su cui installare DTR
Stazione elettrica in cui è prevista l’installazione del PMU
Stazione elettrica in cui è prevista l’installazione del MRE
I cui quadri economici possono essere così rappresentati :
45
RIEPILOGO INTERVENTO REALIZZATIVO IR2 - REGIONE CAMPANIA
POS
VOCE
1
2
3
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
TOTALE Intervento
46
Agropoli-Salento
751.568,17
1.151.806,08
1.903.374,25
Bussento-Padula
1.064.498,33
1.595.559,19
2.660.057,52
Scafati-S.Giuseppe
cd Sarno
552.895,27
652.881,85
1.205.777,12
PMU
20.610,90
143.778,73
164.389,63
MRE
31.279,60
219.396,54
250.676,14
Blindato Torre
Annunziata
50.000,00
1.336.800,00
1.924.996,73
3.311.796,73
Totale
50.000,00
3.757.652,27
5.688.419,11
9.496.071,38
5.3 Intervento Realizzativo 3 : Regione Puglia
Gli interventi di cui al Progetto Puglia riguarderanno le seguenti categorie :
1. Implementazione di “Smart Future Transmission Systems”
2. Implementazione di componenti e metodologie "Dynamic Thermal Rating (DTR)"
3. Installazione di ATR di nuova generazione presso la Stazione elettrica di Bari Ovest
Gli interventi di cui al punto 1. Verranno realizzati sulle seguenti linee elettriche :
Campi Salentino – Lecce Ind.
Putignano – Fasano
Fasano – Ostuni
Lunghezza Km 8,50
Lunghezza Km 30,00
Lunghezza Km 25,00
Altopiano – Montagna -> DTR
Montagna - Lucera -> DTR
Putignano - Fasano
Fasano - Ostuni
Campi Salentino – Lecce Ind.
Elettrodotto su cui installare conduttore ZTACIR
Elettrodotto su cui installare DTR
Stazione elettrica in cui è prevista l’installazione del PMU
Stazione elettrica in cui è prevista l’installazione del MRE
I cui quadri economici possono essere così rappresentati :
47
RIEPILOGO INTERVENTO REALIZZATIVO IR3 - REGIONE PUGLIA
POS
VOCE
1
2
3
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
TOTALE Intervento
48
Campi SalentinoLecce Ind.
520.561,46
685.976,78
1.206.538,24
Fasano-Ostuni
957.418,91
1.578.249,31
2.535.668,22
Putignano-Fasano
1.130.261,50
1.857.262,60
2.987.524,10
DTR
23.880,80
277.088,14
300.968,94
ATR S.E. Bari
361.350,00
1.505.280,45
1.866.630,45
Totale
2.993.472,67
5.903.857,28
8.897.329,95
5.4 Intervento Realizzativo 4 : Regione Sicilia
Gli interventi di cui al Progetto Sicilia riguarderanno le seguenti categorie :
1. Implementazione di “Smart Future Transmission Systems”
2. Installazione di dispositivi di dispositivi "Phasor Measurement Unit (PMU)"
Gli interventi di cui al punto 1. Verranno realizzati sulle seguenti linee elettriche :
Ucria S.E. – Bronte
Bronte – Troina
Troina – Adrano
Adrano – Paternò
Cassibile – Noto
Noto – Pachino
Pachino – Rosolini
Ragusa – Ragusa 2 der. Pozzallo
Sortino – Vizzini – cd Sortino S.E.
Viagrande – Belpasso
Lunghezza Km 23,00
Lunghezza Km 22,00
Lunghezza Km 16,00
Lunghezza Km 12,50
Lunghezza Km 17,70
Lunghezza Km 19,00
Lunghezza Km 31,50
Lunghezza Km 22,00
Lunghezza Km 22,00
Lunghezza Km 23,50
Ucria - Bronte
Bronte – C.le Troina
C.le Troina – CP Adrano
Viagrande - Belpasso
CP Adrano – CP Paternò
Sortino-Vizzini cd Sortino SE
Cassibile - Noto
Pachino - Rosolini
Noto - Pachino
Ragusa – Ragusa2 der. Pozzallo
I cui quadri economici possono essere così rappresentati :
49
RIEPILOGO INTERVENTO REALIZZATIVO IR4 - REGIONE SICILIA
POS
1
2
3
VOCE
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
TOTALE Intervento
POS
VOCE
1
2
3
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
TOTALE Intervento
50
Bronte-Troina
998.157,52
1.518.419,25
2.516.576,77
Ragusa-Ragusa 2
Dir. Pozzallo
802.978,45
1.362.727,42
2.165.705,87
Troina-Adrano
1.202.031,61
1.784.196,79
2.986.228,40
Sortino-Vizzini
Cd Sortino S.E.
816.037,15
1.369.073,14
2.185.110,29
Adrano-Paternò
661.853,50
926.777,42
1.588.630,92
Ucria-S.E. Bronte
1.198.390,18
1.730.459,57
2.928.849,75
Cassibile-Noto
535.272,25
1.007.581,42
1.542.853,67
Viagrande-Belpasso
1.193.801,97
1.675.017,62
2.868.819,58
Noto-Pachino
410.311,15
1.071.078,54
1.481.389,69
PMU
13.611,00
158.151,48
171.762,48
Pachino-Rosolini
890.832,79
1.784.187,58
2.675.020,37
Totale
8.723.277,57
14.387.670,22
23.110.947,79
6. Cronoprogramma realizzativo degli interventi previsti
Si riportano qui di seguito, distinti per singolo progetto regionale (dotato di autonomia e funzionalità
proprie) , i cronoprogrammi degli interventi.
6.1 Cronoprogramma IR 1 : Regione Calabria
Il crono programma di realizzazione degli investimenti da effettuare con riferimento al Progetto Calabria
viene di seguito riportato, distinto per singolo intervento:
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
51
Mucone-Cecita
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Lametia T.-Feroleto
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
PMU (Phasor Measurement Unit)
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
DTR (Dynamic Thermal Rating)
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
MRE
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
6.2 Cronoprogramma IR 2 : Regione Campania
Il crono programma di realizzazione degli investimenti da effettuare con riferimento al Progetto Campania
viene di seguito riportato, distinto per singolo intervento:
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
52
Agropoli-Salento
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Bussento-Padula
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Scafati-S.Giuseppe cd Sarno
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
PMU (Phasor Measurement Unit)
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
MRE
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Micro Nodo Torre Annunziata
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
6.3 Cronoprogramma IR 3 : Regione Puglia
Il crono programma di realizzazione degli investimenti da effettuare con riferimento al Progetto Puglia
viene di seguito riportato, distinto per singolo intervento:
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
53
Putignano-Fasano
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Campi Salentino-Lecce Ind.
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Fasano-Ostuni
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
DTR (Dynamic Thermal Rating)
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
ATR 1 380/150 kV S.E. Bari W.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
6.4 Cronoprogramma IR 4 : Regione Sicilia
Il crono programma di realizzazione degli investimenti da effettuare con riferimento al Progetto Sicilia viene
di seguito riportato, distinto per singolo intervento:
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
54
Adrano-Paternò CP
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Bronte-C.le Troina
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
C.le Troina-Adrano
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Cassibile-Noto
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Noto-Pachino
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Rosolini-Pachino
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Ragusa-Ragusa2 der. Pozzallo
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
POS
1
2
3
55
Sortino-Vizzini cd Sortino SE
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Ott
Nov
Dic
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Ucria SE-Bronte
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
Viagrande-Belpasso
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
PMU (Phasor Measurement Unit)
Terreni, Diritti di Superficie e Servitù
Opere Edili e Montaggi Elettromeccanici
Impianti, Macchinari, Attrezzature e Materiali
2015
Gen. Feb. Mar. Apr. Mag. Giu.
Lug. Ago. Set.
7. Indicatori di Performance
Si indicano qui di seguito gli Indicatori di performance che sono stati determinati per consentire una verifica
a posteriori (a fine progetto) dei parametri indicati, grazie all’utilizzo delle elaborazioni rese attraverso gli
investimenti realizzati attraverso il “Nuovo sistema di analisi e gestione dei siti rilevanti”:
1. Indice di Dispacciabilità regionale in rete della generazione da FER
Questo indicatore di performance (valore percentuale) misura il grado di dispacciabilità della generazione
da FER (DISP_FER). L’indice è definito come segue:
DISP_fer_
=
Pinst_DISP
Pinst_TOT
x 100
Dove
“Pinst_DISP” è la Potenza installata “Dispacciabile” nella rete della singola regiome secondo i criteri di
Sicurezza stabiliti dal Codice di Rete, ovvero il valore cumulato della Potenza ammissibile in rete
contemporaneamente da tutti gli impianti generatori alimenti da Fonti Rinnovabili connessi al
sistema elettrico (reti RTN e di Distribuzione).
“Pinst_TOT” è la Potenza installata Totale, ovvero la sommatoria delle Potenze installate degli impianti
generatori alimenti da Fonti Rinnovabili connessi al sistema elettrico (reti RTN e di Distribuzione).
2. Indici di incremento Hosting Capacity regionale della linea RTN
Questo indicatore di performance è un valore percentuale e misura l’incremento della Hosting
Capacity ottenuto grazie ai seguenti provvedimenti:
o Efficientamento di un set prescelto di linee situate in prossimità di centri di produzione da
FER
o Miglior utilizzo degli elettrodotti esistenti, esclusi dal set di cui al precedente punto,
attraverso l’installazione e l’utilizzo di sistemi Dynamic Termal Rathing (DTR).
L’indice è definito come segue:
ΔHC_linee _rtn
=
Pgen_max_rtn_smart - Pgen_max_rtn_base
Pgen_max_rtn_base
x 100
Dove
“Pgen_max_rtn_base” è la Potenza massima iniettabile sulla linea RTN dalla generazione nella situazione
base, ovvero prima della realizzazione di uno dei due provvedimenti sopra citati sulla linea in
esame. Più precisamente, la potenza è quella iniettabile nelle condizioni di minimo carico della
rete, fino al raggiungimento del limite operativo ammissibile dalle Norme vigenti.
56
“Pgen_max_rtn_smart” è la Potenza massima iniettabile sulla linea RTN dalla generazione nella situazione
“smart”, ovvero dopo la realizzazione di uno dei due provvedimenti sopra citati sulla linea in
esame. Più precisamente, la potenza è quella iniettabile nelle condizioni di minimo carico della
rete, fino al raggiungimento del limite operativo ammissibile dalle Norme vigenti.
Il calcolo è svolto da TERNA usando il sistema di telecontrollo ed i tools di calcolo elettrico di uso comune in
azienda (es. SPIRA e CRESO).
57
8. Stato di definizione autorizzativa e grado di cantierabilità dei singoli interventi
Realizzativi.
Si conferma che le opere oggetto degli interventi previsti potranno prevedere, per alcune particolari
tipologie di interventi, al massimo, una DIA, da presentare, ai sensi delle previsioni del combinato disposto
dei commi 4-sexies e 4-octies dell’art. 1-sexies del D.L. 239/03, convertito in legge 290/03 e ss.mm.ii.,
almeno trenta giorni prima dell’effettivo inizio dei lavori:
Al Ministero Sviluppo Economico (per la sola Sicilia, alla Regione stessa, che ha avocato a sé la
potestà autorizzativa delle opere RTN fino al livello di tensione 150 kV);
in copia conoscenza al Comune interessato,
Non si ravvisano quindi particolari ostacoli di carattere autorizzativo tali da far presumere l’insorgenza di
problematiche idonee a compromettere l’immediata cantierabilità delle opere previste che, come indicato,
verranno integralmente concluse entro 12 mesi dall’avvio delle opere.
58
9. Grado di integrazione e complementarietà degli Interventi Realizzativi con la
Programmazione Comunitaria, con il POI Energia, con la Strategia Energetica
Nazionale (SEN) e con le singole Programmazioni Regionali.
L’importanza che il tema dell’energia riveste nella politica dell’Unione europea è stata recentemente
riaffermata Consiglio Europeo che ha previsto il raggiungimento entro il 2020 dei seguenti obiettivi:

riduzione minima del 20 per cento delle emissioni di gas effetto serra rispetto ai valori dell’anno
1990;

quota minima di energia prodotta da fonti rinnovabili pari al 20 per cento rispetto al consumo
totale di energia;

riduzione minima del 20 per cento dei consumi energetici rispetto alle proiezioni per il 2020;

quota minima del 10 per cento di biocarburanti sul totale dei consumi di benzina e gasolio per
autotrazione dell’UE.
Ciò ha generato la pianificazione di una serie di interventi a livello comunitario, nazionale, interregionale e
regionale tendenti a stimolare investimenti coerenti con tali obiettivi.
9.1 Coerenza con la programmazione comunitaria.
L’esigenza di anticipare l’adeguamento ed il potenziamento delle reti di trasmissione alla luce della
maggiore produzione di generazione distribuita è coerente con gli indirizzi a sostegno della generazione
distribuita, rinvenibili nella direttiva 2003/54/CE (Norme comuni per il mercato interno dell'energia
elettrica), laddove si dispone che in fase di pianificazione dello sviluppo del sistema di trasmissione, il
gestore del sistema di trasmissione prende in considerazione misure di efficienza energetica/gestione della
domanda e/o generazione distribuita che possano supplire alla necessità di incrementare o sostituire la
capacità.
L’integrazione delle fonti rinnovabili nella rete elettrica richiede investimenti importanti e una nuova
visione della gestione e del controllo della rete stessa, su cui la Commissione Europea ha già avviato
iniziative rilevanti.
Le politiche messe in atto dalla Comunità Europea sono tese prevalentemente a migliorare l’efficienza
energetica e ad incentivare l’introduzione di tecnologie con minori emissioni di anidride carbonica.
L’obiettivo principale è quello di ridurre le emissioni di CO2 attraverso l’impiego di tecnologie di
generazione sempre più efficienti e un migliore sfruttamento delle produzioni da fonte rinnovabile.
59
Il sistema di trasmissione dell’energia elettrica si colloca al centro di questo scenario, per la rilevanza dei
problemi inerenti alla sua gestione e al suo sviluppo nonché per la potenziale efficacia delle soluzioni
innovative che consente di adottare.
La pianificazione dello sviluppo di tale sistema, già chiamata a rispondere a molteplici esigenze, assume un
ruolo sempre più importante anche nell’ambito dell’attuazione di queste nuove politiche, principalmente
attraverso:
la riduzione delle perdite di rete;
il migliore sfruttamento delle risorse di generazione mediante lo spostamento di quote di
produzione da impianti con rendimenti più bassi ma necessari per il rispetto dei vincoli di rete verso
impianti più efficienti alimentati da fonti energetiche con minore intensità emissiva (ad esempio il
gas);
la penetrazione sempre maggiore nel sistema elettrico di produzione da fonti rinnovabili.
Grazie agli interventi previsti nel presente programma di investimenti si introdurrà una nuova concezione
della gestione della rete, che richiede la soluzione di problemi nuovi ed investimenti mirati, per assicurare
l’affidabilità, l’accessibilità, la flessibilità e la economicità della gestione sia per i consumatori che per i
produttori.
Conseguire questo risultato richiede di integrare conoscenze di ambiti diversi (dalla Information and
Communication Technology all’ingegneria dei materiali), anche sperimentando soluzioni innovative, valide
per applicazioni mirate a determinate reti o in determinati contesti e capaci di rendere interattive le diverse
componenti della rete, sia sul lato dell’offerta che della domanda.
9.2 Coerenza con il POI Energia
L’elaborazione di un Programma interregionale è dettata non solo dal carattere necessariamente ambizioso
degli obiettivi energetico-ambientali collegati alla crescita ed alla competitività del Paese e dell’Europa nel
suo complesso, ma anche e soprattutto dalle scelte riconducibili ad ambiti in cui il divario di sviluppo e la
scala efficace di intervento riguardano ostacoli comuni e/o una generale condizione di arretratezza
strutturale del Mezzogiorno nel suo insieme.
I dati e le informazioni riportati nell’analisi di contesto del Programma delineano un quadro piuttosto
complesso da cui emerge il divario delle aree Convergenza rispetto alla situazione del Paese e più in
generale a quella europea, in relazione al grado di penetrazione delle energie rinnovabili.
Sebbene le opportunità di incentivazione offerte dalla politica nazionale abbiano contribuito alla crescita
della produzione di energia da fonte rinnovabile, registrata nell’ultimo quinquennio, persistono, nel Sud del
Paese, ostacoli di varia natura che hanno depotenziato l’efficacia degli interventi di policy programmati:
60

gli investimenti realizzati per lo sfruttamento delle energie rinnovabili sono significativamente
inferiori alle potenzialità esistenti, per esempio nel caso del fotovoltaico le Regioni del
Mezzogiorno, pur favorite da migliori condizioni di insolazione e quindi da un migliore ritorno
economico dell’investimento, sono quelle con il minor numero di impianti realizzati;
 le imprese di installazione e manutenzione, possibili proponenti di soluzioni innovative sotto il
profilo energetico e quindi stimolo alla modifica di stili di vita e di consumo verso i cittadini e le
imprese, sono sostanzialmente assenti nelle Regioni Convergenza;
 il potenziale di ricerca e tecnologia presente nell’area, determinato dalla presenza di università e
loro dipartimenti, di centri di ricerca pubblica e privati, non si esprime compiutamente in termini di
potenziale ricaduta industriale;
 la rete di trasmissione e di distribuzione energetica nelle Regioni Convergenza presenta elevate
aree di criticità (livelli di continuità di esercizio inferiori a quelli delle regioni del Centro-Nord,
elevato numero di interruzioni subite dai consumatori, etc).
Inoltre, si rilevano importanti criticità di governance con specifico riferimento ad aspetti amministrativi e di
consenso, ovvero:
 le amministrazioni delle Regioni Convergenza e Mezzogiorno presentano notevoli difficoltà nella
gestione degli aspetti burocratici procedurali legati alla contrattualistica ed alla valutazione
tecnico–economica dei progetti di investimento per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili e ciò
determina tempi di autorizzazione più lunghi;
 manca una adeguata conoscenza delle opportunità derivanti da fonti rinnovabili e risparmio
energetico sia tra i cittadini sia tra la pubblica amministrazione e si registra una generalizzata
percezione delle nuove installazioni come estranee e nemiche al territorio, con crescente difficoltà
all’acquisizione del consenso locale.
Alla luce di questo scenario, lo sforzo compiuto dal programmatore nell’impostare la strategia di intervento
del POI Energia punta a rilanciare la sfida delle rinnovabili e dell’efficientamento quale occasione di
sviluppo, in cui gli investimenti mettano in moto un indotto di lavoro e competenze che porti ad una
crescita reale del reddito.
In relazione agli obiettivi riguardanti la produzione di energia da fonte rinnovabile e la promozione
dell’efficienza energetica le aree di intervento del Programma sono:
1.
la progettazione e la costruzione di modelli di intervento integrati, come ad esempio quelli di filiera,
sia in relazione alla produzione di energia da fonti rinnovabili sia in relazione al risparmio
energetico, in particolare in aree a forte vocazione ambientale;
2.
l’adeguamento dell’infrastruttura di rete necessaria a garantire il trasporto e la distribuzione
dell’energia prodotta da fonte rinnovabile;
3.
il consolidamento, l’accrescimento e la diffusione di informazioni e know how che possano
consentire decisioni consapevoli da parte delle amministrazioni e della popolazione.
Con riferimento al punto 2 il Programma risulta così strutturato:
Asse II – “Efficienza energetica ed ottimizzazione del sistema energetico”
 Azione 2.4 – Interventi per il potenziamento e l’adeguamento delle reti di trasporto ai fini della
diffusione delle fonti rinnovabili e della piccola e micro cogenerazione.
61
o
Attività - Interventi di potenziamento delle reti di trasporto finalizzati a consentire la
progressiva diffusione degli impianti di generazione distribuita, intesi come impianti a fonti
rinnovabili e di piccola cogenerazione.
In considerazione di quanto su esposto gli investimenti che TERNA SpA ha previsto di realizzare nel
presente progetto risultano perfettamente coerenti con quanto stabilito dal Programma Operativo
Interregionale “Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico 2007-2013”.
9.3 Coerenza con Strategia Energetica Nazionale (S.E.N.).
Per raggiungere gli obiettivi la Strategia Energetica Nazionale si articola in 7 priorità, tra le quali possono in
questa sede essere citate:
Lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili. L’Italia intende superare gli obiettivi di produzione
rinnovabile europei (‘20-20-20’), contribuendo in modo significativo alla riduzione di emissioni e
all’obiettivo di sicurezza energetica. Nel fare ciò, è però di grande importanza contenere la spesa in
bolletta, che grava su imprese e famiglie, allineando il livello degli incentivi ai valori europei e spingendo lo
sviluppo dell’energia rinnovabile termica, che ha un buon potenziale di crescita e costi specifici inferiori a
quella elettrica. Occorrerà inoltre orientare la spesa verso le tecnologie e i settori più virtuosi, ossia con
maggiori ritorni in termini di benefici ambientali e sulla filiera economica nazionale. Le rinnovabili
rappresentano infatti un segmento centrale di quella green economy che è sempre più considerata anche a
livello internazionale un’opportunità per la ripresa economica.
Lo sviluppo delle infrastrutture e del mercato elettrico. Il settore elettrico è in una fase di profonda
trasformazione, determinata da numerosi cambiamenti; solo per citare i più evidenti: la frenata della
domanda, la grande disponibilità (sovrabbondante) di capacità di produzione termoelettrica e l’incremento
della produzione rinnovabile, avvenuto con un ritmo decisamente più veloce di quanto previsto nei
precedenti documenti di programmazione. In tale ambito, le scelte di fondo saranno orientate a mantenere
e sviluppare un mercato elettrico libero, efficiente e pienamente integrato con quello europeo, in termini
sia di infrastrutture che di regolazione, e con prezzi progressivamente convergenti a quelli europei. Sarà
inoltre essenziale la piena integrazione, nel mercato e nella rete elettrica, della produzione rinnovabile.
Il risultato atteso dall’implementazione di tutte le attività prioritarie descritte sarà un’evoluzione graduale
ma significativa del sistema, sia sul fronte economico che ambientale, e che prevede al 2020 i seguenti
risultati:
1. Volumi e mix energetico: il contenimento dei consumi ed una evoluzione del mix in favore delle
fonti rinnovabili.
2. Costi e prezzi dell’energia: una significativa riduzione dei costi energetici ed un progressivo
allineamento dei prezzi ai livelli europei.
62
3. Impatto ambientale: il raggiungimento e superamento di tutti gli obiettivi europei ambientali e di
decarbonizzazione al 2020.
4. Sicurezza del sistema: maggiore sicurezza grazie a una minore dipendenza di approvvigionamento
e ad una maggiore flessibilità.
5. Crescita economica: impatto positivo sulla crescita grazie agli importanti investimenti attesi nel
settore e alle implicazioni della strategia in termini di competitività del sistema.
Ne consegue che l’investimento proposto, avendo quale obiettivo prioritario quello di consentire alla RTN
di assorbire maggiori quantità di energia prodotta da impianti di produzione da fonti rinnovabili (già in
essere ovvero da realizzare sulla base delle proiezioni dei trend storici di sviluppo degli impianti FER) con
conseguente riduzione dell’emissione di CO2 , risulta perfettamente aderente con i principali obiettivi
strategici posti dalla S.E.N.
9.4 Coerenza con la Programmazione Regionale
9.4.1
Coerenza con la Programmazione della Regione Calabria
Le politiche energetiche calabresi tendono ad avere un impatto crescente sulla qualità e la sostenibilità
ambientale dei territori e sulla competitività dei sistemi produttivi.
In questo contesto le azioni che la Regione Calabria intende porre in essere sono finalizzate a :
 sostenere l’incremento della quota di energia prodotta da fonti rinnovabili mediante
l’attivazione di filiere produttive connesse alla diversificazione delle fonti energetiche;
 sostenere il risparmio energetico e l’efficienza nell’utilizzazione delle fonti energetiche in
funzione della loro utilizzazione finale;
 incrementare la disponibilità di risorse energetiche per usi civili e produttivi e l’affidabilità dei
servizi di distribuzione.
Per rispondere alle innovazioni introdotte a livello strategico e normativo dalla Commissione Europea e dal
Governo nazionale la programmazione regionale si è posta i seguenti indirizzi strategici:
 sostegno alla completa liberalizzazione del servizio energetico, attraverso l’apertura del
mercato dell’energia a nuovi operatori nel rispetto delle norme in materia di aiuti di Stato;
 attivazione di strumenti di intervento, che coniugano misure finanziarie e misure regolatorie,
per realizzare le condizioni minime all’avvio di filiere bionergetiche costituite da nuovi attori
economici e per garantire l’accessibilità all’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili;
 semplificazione e velocizzazione delle procedure autorizzative e di concessione relative ai
microimpianti da fonti rinnovabili (microhydro, eolico, biomasse);
 promozione della ricerca scientifica e tecnologica per sostenere l’eco-innovazione e l’efficienza
energetica.
La strategia regionale si articola secondo tre obiettivi:
1. Diversificare le fonti energetiche e aumentare l'energia prodotta da fonti rinnovabili.
63
La strategia regionale in coerenza con la Strategia di Goteborg e le Direttive Comunitarie 2001/77/CE (fonti
rinnovabili) e 2003/30/CE (biocarburanti), è finalizzata a sostenere la diversificazione delle fonti
energetiche e l’incremento dell’energia prodotta da fonti rinnovabili, attraverso:
 la realizzazione di impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili (solare termico a
bassa e ad alta temperatura, solare fotovoltaico, idrico, eolico);
 la realizzazione di impianti e microimpianti diffusi per l’utilizzo di risorse endogene per la
produzione di energia e per la produzione di biocarburanti e biocombustibili all’interno di
specifiche filiere agroenergetiche;
 la realizzazione di iniziative pilota di ricerca e sperimentazione finalizzate allo sviluppo di
prototipi e prodotti industriali di tecnologie e impianti per le filiere produttive connesse
all’utilizzo di energia prodotta da fonti rinnovabili.
Gli interventi da realizzare sono stati individuati in maniera complementare a quelli previsti dal POI
“Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico”.
2. Promuovere l'efficienza energetica e il risparmio dell'energia.
La strategia regionale è finalizzata a promuovere e sostenere l’efficienza energetica e il risparmio
dell’energia negli usi finali attraverso:
 la definizione, sperimentazione e diffusione di modelli di utilizzazione razionale dell’energia per
la diminuzione dei consumi di energia negli usi finali (uso civile, uso produttivo) e la riduzione
delle emissioni climalteranti;
 il miglioramento dell’efficienza energetica e ambientale nell’utilizzazione finale dell’energia
anche attraverso lo sviluppo della cogenerazione diffusa (di elettricità e calore) e della
trigenerazione (di elettricità, calore e freddo).
Gli interventi da realizzare sono stati individuati in maniera complementare a quelli previsti dal POI
“Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico”
3. Incrementare la disponibilità di risorse energetiche per usi civili e produttivi e l'affidabilità dei
servizi di distribuzione.
La strategia regionale nel settore energetico deve garantire la disponibilità di servizi di distribuzione
dell’energia (energia elettrica, gas metano) affidabili su tutto il territorio regionale sia per usi civili che
industriali.
In alcune aree della Calabria, soprattutto le aree interne con tendenza allo spopolamento, la qualità e
l’affidabilità del servizio di fornitura di energia elettrica ai cittadini e alle imprese non è adeguato e
confrontabile con altre aree della regione.
In queste aree è possibile intervenire per adeguare le apparecchiature di distribuzione dell’energia elettrica
sulla base di un Programma Regionale che individua tutte le aree territoriali che presentano livelli di servizi
inadeguati.
Gli interventi da realizzare sono stati individuati in maniera complementare a quelli previsti dal POI
“Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico”.
In considerazione di tutto ciò è evidente che il programma di interventi oggetto del presente Progetto
risponde in modo completo agli obiettivi di programmazione regionale sia con riferimento agli effetti diretti
(interventi nel comparto energetico) che con i conseguenti effetti indotti
64
9.4.2
Coerenza con la programmazione della Regione Sicilia
Il nuovo periodo di programmazione della Regione Siciliana mira a rilanciare con forza il principio
dell’integrazione tra le politiche di sviluppo attuate tramite i diversi strumenti di finanziamento regionali,
nazionali e comunitari.
Al fine di perseguire il principio comunitario di addizionalità delle risorse comunitarie ma al contempo di
evitare duplicazioni o sovrapposizioni con gli altri strumenti di finanziamento, il Programma Operativo FESR
2007-2013 è stato definito sulla base degli indirizzi strategici delineati dal Documento Strategico Regionale
Preliminare (DSR), approvato dalla Giunta di Governo nel settembre 2005.
Nell’impostazione dei diversi assi del Programma Operativo, sono poi stati presi in considerazione gli
orientamenti e gli obiettivi delle politiche nazionali di settore nonché i Programmi Operativi Nazionali ed i
Programmi Operativi Interregionali.
L’obiettivo generale del Programma è quello di innalzare e stabilizzare il tasso di crescita medio
dell’economia regionale attraverso il rafforzamento dei fattori di attrattività di contesto e della
competitività di sistema delle attività produttive in un quadro di sostenibilità ambientale e territoriale e di
coesione sociale.
I caratteri distintivi del Programma possono riassumersi in alcune opzioni trasversali che concernono la
collocazione mediterranea del processo di sviluppo della Sicilia, la necessità di dare attuazione alle
pianificazioni settoriali già intraprese nel corso della programmazione 2000-2006, l’opportunità di
sviluppare meccanismi di competitività del sistema produttivo regionale incentrati sui sistemi di imprese,
l’attenzione alla sostenibilità territoriale dell’azione programmatica, con distinzione specifica per le aree
urbane, per quelle rurali e per i sistemi locali.
A livello di impatto globale, il Programma, nell’esplicitare in termini quantitativi la strategia complessiva
appena delineata, assume i seguenti tre target di riferimento:
1. crescita del PIL reale nel periodo 2007-2013 pari al 2% annuo nell’ipotesi in cui permangano le
previsioni attuali di crescita tendenziale (pari all’1,5% annuo). Il programma si propone altresì di
ridurre la varianza complessiva del PIL rispetto a quella del precedente periodo. Il target sarà
periodicamente rivisto alla luce delle eventuali modifiche delle previsioni di crescita;
2. crescita del numero di occupati alla fine del periodo di Programmazione uguale a circa il doppio di
quelli previsti dal sentiero di crescita tendenziale (pari a circa 15.000 unità). Il target è espresso in
termini relativi e dunque sarà determinato in termini assoluti in base all’evoluzione della stima
tendenziale. In termini di disaggregazione per genere, si stima che tale impatto aggiuntivo
riguarderà per una quota tra 5.000 e 6.000 unità la componente femminile e per una tra 9.000 e
10.000 unità quella maschile;
3. riduzione delle emissioni complessive di CO2 nel periodo 2007-2013 pari all’0,5% del valore attuale
e corrispondenti a circa 0,25 Mton. Secondo alcune stime, per rispettare il protocollo di Kyoto, la
Sicilia nel 2012 dovrebbe rientrare di circa 9 Mton di emissioni di CO2 (6,5% del totale previsto), per
cui il Programma contribuirà a tale obiettivo per circa il 2,5%.
Nello specifico settore dell’energia, obiettivi prioritari dell’azione di programmazione riguardano la
riduzione della dipendenza dalle fonti tradizionali e la promozione della diffusione di fonti rinnovabili con
65
connesso adeguamento degli impianti, l’integrazione delle tematiche energetiche con la programmazione
nel campo della ricerca e dell’innovazione, la razionalizzazione della domanda di energia.
Nella prima fase di attuazione del PO i principi di riferimento rispetto ai quali saranno individuati e
selezionati gli interventi prioritari saranno i seguenti:
 promuovere azioni di risparmio energetico con il coinvolgimento attivo di enti, imprese e cittadini;
 incentivare la diversificazione delle fonti energetiche, in particolare nel comparto elettrico, con la
produzione decentrata e la “decarbonizzazione”;
 promuovere lo sviluppo delle Fonti Energetiche Rinnovabili ed assimilate favorendo il decollo di
filiere industriali nei comparti corrispondenti;
 promuovere l’innovazione tecnologica con l’introduzione di Tecnologie più pulite (Clean
Technologies-Best Available) nelle industrie ad elevata intensità energetica e supportandone la
diffusione nelle PMI.
L’Asse II del PO FESR 2007-2013 è incentrato prevalentemente sulla valorizzazione delle opportunità di
sviluppo delle fonti rinnovabili e di risparmio energetico in ambito regionale.
In particolare l’obiettivo operativo 2.1.1 è incentrato sul sostegno alle filiere produttive in campo
energetico di livello dimensionale regionale, mentre il POI Energia intende promuovere le filiere di ambito
interregionale.
In considerazione di tutto ciò è evidente che il programma di interventi risponde in modo completo agli
obiettivi di programmazione regionale sia con riferimento agli effetti diretti (interventi nel comparto
energetico) che con i conseguenti effetti indotti.
9.4.3
Coerenza con la Programmazione della Regione Campania
La politica energetica regionale campana assume quale saldo riferimento strategico la strada indicata
dall’Unione Europea con l’approvazione del pacchetto clima, che impone una improcrastinabile
declinazione a livello nazionale degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili e riduzione delle emissioni
climalteranti, da ripartire successivamente, in modo equo e condiviso, tra le Regioni, tramite il meccanismo
del burden sharing.
Una sfida che va affrontata con un approccio inedito, che non fornisca piccole soluzioni tampone ma
risposte complessive e durature e che si traspongono negli obiettivi primari sui quali il documento incentra
l’attenzione:
 valorizzare le risorse naturali e ambientali territoriali;
 promuovere processi di filiere corte territoriali;
 stimolare lo sviluppo di modelli di governance locali;
 generare un mercato locale e regionale della CO2;
 potenziare la ricerca e il trasferimento tecnologico;
 avviare misure di politica industriale.
L’intento è quello di contribuire ad avviare una sorta di rivoluzione copernicana nella impostazione delle
finalità e degli strumenti per conseguirle, in cui le previsioni e le scelte conseguenti divengano strumenti
per lo sviluppo.
66
Da questa considerazione deriva che il dato di partenza non è giustificare quanto produrre da fonte
rinnovabile o quanto risparmiare ma dove e come sia possibile generare sviluppo sostenibile e duraturo, sul
piano locale, cogliendo in primo luogo la sfida della generazione distribuita e verde di energia ed un suo uso
efficiente e razionale e in secondo luogo assumendo la piena considerazione della dimensione tecnologica,
intesa come insieme di competenze culturali, economiche e politiche, capaci di trasformare sul piano
concreto la sfida dei cambiamenti climatici e dell’energia in opportunità di sviluppo per il sistema
produttivo.
Si ritiene che l’introduzione di politiche volte a “decarbonizzare” l’economia può offrire importanti
opportunità commerciali nei settori tecnologici legati all’efficienza energetica ed alle energie rinnovabili,
promuovendo il contenimento della spesa relativa all’approvvigionamento energetico, una
modernizzazione in chiave ecologica del sistema economico e la creazione di comunità locali più sostenibili.
Le politiche energetiche regionali sono, quindi, cruciali per riconvertire il sistema Campania verso un
modello di mercato concepito a basse emissioni, a partire dalla dimensione locale, con l’individuazione
dell’Ente locale quale referente diretto e interlocutore privilegiato per il governo del territorio e delle aree
urbane, industriali e rurali.
La velocità e la qualità del cambiamento del regime energetico determina in buona parte la capacità di
protagonismo dei sistemi territoriali nella sfida globale dei prossimi anni che sarà tutta orientata
all’affrancamento dell’economia dalle fonti fossili.
Governare le dinamiche energetiche rappresenta un passo fondamentale per la costruzione di una “nuova
politica economica e industriale”.
In tal senso, la governance delineata nelle linee d’indirizzo diviene una strategia trasversale ed integrata
nelle politiche attive del lavoro e dello sviluppo sostenibile locale, nella ricerca di una intersettorialità degli
interventi e in un’ottica di coerenza con le altre pianificazioni.
La riduzione dei tempi di transizione dal modello energetico attuale ad una economia che sia il più possibile
carbon free deriva dalla capacità dei diversi territori di ridurre la domanda e, contemporaneamente,
diversificare la produzione.
Sono fondamentali, pertanto, la promozione e la costruzione di una politica di governance a scala locale
utilizzando i meccanismi del Protocollo di Kyoto in modo da contenere i costi della riduzione delle emissioni
ed esportare all’estero le risorse e il know-how delle imprese locali.
Riguardo ai diversi fattori su cui si inserisce questo processo di pianificazione si segnalano:
 il nuovo assetto normativo che fornisce alla Regione e agli enti locali responsabilità di governo e
strumenti di azione in campo energetico;
 l’evoluzione rapida degli scenari di mercato e dei relativi operatori nell’offerta di energia a
seguito del processo di liberalizzazione;
 lo sviluppo e le opportunità di mercato nel campo dei servizi sul fronte della domanda di
energia;
 la necessità di valutare in forma più strutturale e meno occasionale le fonti rinnovabili e
l’efficienza energetica nel contesto della sicurezza degli approvvigionamenti delle tradizionali
fonti energetiche primarie;
 la ridefinizione di un approccio strategico che veda nelle politiche dal lato della domanda e
nell’offerta di energia da fonti rinnovabili una forma più strutturale e sostitutiva del contributo
67
delle tradizionali fonti energetiche, nel contesto delle esigenze di tutela dell’ambiente, con
particolare riferimento al problema delle emissioni climalteranti.
In linea con gli obiettivi generali delle politiche energetiche ai vari livelli, la Regione assume l’obiettivo
strategico del pareggio tra consumi e produzione di energia elettrica, tenendo conto degli scenari in atto e
delle evoluzioni tendenziali dei prossimi anni.
A tal proposito, nell’ottica di subordinare tale obiettivo al contenimento del consumo di risorse energetiche
non rinnovabili e quindi delle emissioni di CO2, si prevede di operare la diversificazione delle fonti di
approvvigionamento e la razionalizzazione della domanda.
Gli obiettivi sono pienamente coerenti con quelli definiti in sede europea nel già citato “pacchetto clima”,
basati sul metodo del burden sharing, ovvero la ripartizione degli obiettivi sottoscritti ed assunti da tutti gli
stati membri, che prevedono, essenzialmente, entro il 2020:
 la riduzione delle emissioni di CO2 del 20% rispetto al 1990;
 il raggiungimento di un livello minimo di copertura del fabbisogno di energia da fonti rinnovabili
pari al 20% (17% per l’Italia).
In quest’ottica, e in funzione di un futuro prevedibile burden sharing tra le regioni, la Regione Campania si è
data i seguenti obiettivi:
 il raggiungimento di un livello di copertura del fabbisogno elettrico regionale mediante fonti
rinnovabili del 25% al 2013, e del 35% al 2020;
 l’incremento dell’apporto complessivo delle fonti rinnovabili al bilancio energetico regionale
dall’attuale 4% circa al 12% nel 2013 ed al 20% nel 2020.
In uno scenario di sviluppo particolarmente favorevole, la quota verde del consumo elettrico regionale nel
2020 potrebbe essere anche superiore al 35%, così come il contributo complessivo delle fonti rinnovabili al
fabbisogno energetico regionale potrebbe superare il 20%.
La missione correlata consiste nel legare il conseguimento degli ambiziosi obiettivi energetici ad un reale
processo di sviluppo industriale per la produzione di componenti e di sistemi, attraverso la leva delle
vocazioni “energetiche territoriali” e delle conseguenti aspettative di mercato.
Per fare questo, vanno affrontati anche i temi della ricerca applicata, del trasferimento tecnologico e della
conseguente industrializzazione.
In considerazione di tutto ciò è evidente che il programma di interventi proposto da TERNA risponde in
modo completo agli obiettivi di programmazione regionale sia con riferimento agli effetti diretti (interventi
nel comparto energetico) che con i conseguenti effetti indotti.
9.4.4
Coerenza con la Programmazione della regione Puglia
Nell’analisi di contesto socio-economico sono state individuate tre grandi aree di criticità della regione
Puglia:
1. le condizioni della popolazione (criticità sociali);
2. le condizioni infrastrutturali del territorio, la qualità ambientale e la dotazione di servizi collettivi
(criticità di contesto);
3. le condizioni delle imprese (criticità delle imprese).
A partire da tali aree critiche, i punti di debolezza principali della Puglia possono essere così sintetizzati:
68
A)
B)
C)
D)
E)
F)
G)
69
la struttura del mercato del lavoro che presenta tassi di disoccupazione elevati sia a livello
giovanile, sia in modo particolare della componente femminile; a ciò si aggiunge una
componente strutturale del mercato del lavoro regionale che registra tassi di occupazione e di
attività inferiori alla media del Mezzogiorno che può contribuire ad aumentare la tendenza
all’allontanamento delle giovani leve verso centri di maggior attrazione dal punto di vista
lavorativo; tale struttura del mercato del lavoro regionale costituisce inoltre uno dei principali
fattori di rallentamento della dinamica della produttività e dei processi di inclusione sociale,
con conseguenze sfavorevoli sul versante della costruzione di un modello di sviluppo
maggiormente solidale ed attento alla qualità della vita dei propri cittadini;
l’andamento degli investimenti sia pubblici sia privati, risultati stazionari negli ultimi anni, che
necessita viceversa di una marcata espansione a partire dal fabbisogno elevato di
ammodernamento e riqualificazione della rete infrastrutturale di base, ancora inadeguata
rispetto ai fabbisogni dalla comunità economica e civile;
la capacità di innovare del sistema socio-economico regionale nel suo insieme, ancora
insufficiente sia a livello produttivo, soprattutto nei confronti dell’innovazione di carattere
organizzativo e di prodotto/mercato, sia a livello sociale ed economico;
le crescenti difficoltà del sistema produttivo regionale che, alla luce dei nuovi processi di
integrazione e di globalizzazione dei mercati accompagnati da mutamenti strutturali a livello
internazionale, appare caratterizzato sia da fenomeni di crisi di alcuni comparti ampiamente
diffusi sull’intero territorio (abbigliamento, calzature, mobile imbottito), sia da più ampie e
profonde tensioni sul versante occupazionale che interessano la maggioranza delle imprese. In
tale contesto il sistema industriale pugliese è chiamato a definire un nuovo e più efficace
posizionamento competitivo di medio e lungo periodo basato su: a) una riorganizzazione
profonda dell’offerta del cd. made in Italy in direzione di segmenti di prodotto e mercato a
maggiore valore aggiunto; b) un ampliamento delle specializzazioni produttive esistenti in
direzione di comparti a maggiore intensità di conoscenza e di innovazione; c) un ricorso più
ampio e sistematico ai mercati esteri, a fronte di un consistente ridimensionamento del ruolo
dei mercati di sbocco meridionali e nazionali;
una ancora insufficiente capacità di attrazione turistica nei mesi non estivi, che si accompagna
ad una domanda di turismo culturale particolarmente limitata; questi aspetti pongono
ulteriormente in rilievo le caratteristiche peculiari del turismo regionale incentrato sulla
valorizzazione delle risorse naturali durante i mesi estivi;
l’insufficiente presenza di nuovi comparti a maggiore intensità di conoscenza in grado di
favorire un graduale ampliamento dell’attuale modello di specializzazione produttiva in
direzione di produzioni connotate da livelli più elevati di crescita del reddito e dell’occupazione
e comunque l’insufficiente presenza di conoscenza nell’insieme dei settori produttivi anche a
seguito del ridotto utilizzo delle opportunità offerte dalla ricerca e dalla società
dell’informazione;
l'ancora inadeguato sviluppo di economie legate alla valorizzazione delle risorse naturali,
ambientali e culturali ampiamente presenti a livello regionale e poco utilizzate a tal fine, con
ricadute inferiori alle numerose potenzialità presenti (per quanto concerne, ad esempio, la
promozione di nuove forme di turismo in grado di sviluppare un’offerta di qualità e per un
periodo dell’anno più ampio);
H)
il sistema ambientale pugliese che necessita di interventi molteplici sia in direzione della tutela
e risanamento, della riqualificazione delle aree urbane, degli interventi per la difesa del suolo,
sia di ulteriori progressi nell’implementazione dei sistemi di gestione delle risorse ambientali,
idriche e dei rifiuti;
I)
livelli ancora insufficienti di produzione di energia da fonti rinnovabili, con la conseguente
necessità di accrescere tipologie di interventi che, oltre a promuovere un consistente
incremento del ricorso alle fonti rinnovabili e nuove forme di risparmio energetico, producano
conseguenze favorevoli sulla riduzione delle emissioni di CO2;
J)
i livelli di qualità della vita dell’intera comunità regionale condizionati, oltre che dalla
congiuntura negativa degli ultimi anni, anche dalla moltiplicazione dei fenomeni di marginalità,
di disagio sociale e di emigrazione giovanile, nonché dal persistere di fenomeni di illegalità e
criminalità organizzata;
K)
la carente offerta di servizi alle famiglie ed alle fasce più deboli della popolazione, connessa ad
una inadeguata partecipazione al mercato del lavoro da parte dei soggetti più svantaggiati
(donne, ed in genere lavoratori, con bambini e/o adulti dipendenti a carico) che richiede il
ricorso a politiche specifiche nel campo dei servizi socio-assistenziali, così come delle iniziative
di conciliazione in grado di coniugare più efficacemente le esigenze di lavoro e della sfera
privata;
L)
la presenza di un tessuto urbano che evidenzia numerose criticità sia per quanto concerne
l’evoluzione dei centri storici e il grado di abbandono delle periferie nei centri di maggiore
dimensione, sia in relazione alla capacità di creare reti virtuose di cooperazione e di più strette
relazioni di integrazione tra i centri minori e tra questi e le città di maggiore rilievo;
M)
un sistema di trasporto e di accessibilità ancora deficitario sul versante della intermodalità,
della interconnessione su scala regionale e sovraregionale, nonché della qualificazione dei
servizi collettivi di base.
A tali aspetti si aggiungono altre due aree di criticità che rivestono un ruolo strategico per la costruzione di
un contesto economico e sociale più innovativo ed inclusivo:
N)
la insufficiente capacità delle amministrazioni pubbliche nella gestione di programmi e progetti
a sostegno dello sviluppo locale (ambientale, territoriale, economico-sociale etc.), nonché nella
costruzione di innovativi ed efficaci sistemi di governance orizzontale e verticale che
moltiplichino le opportunità di crescita e di sviluppo economico e sociale;
O)
il mancato riscontro tra la formazione professionale e le realtà imprenditoriali regionali, che
impedisce alla formazione di incidere significativamente sul raccordo domanda-offerta di lavoro
e di contribuire a valorizzare l’offerta presente in modo utile ed efficace rispetto ai fabbisogni
delle imprese e del sistema produttivo.
Nello stesso tempo sono presenti nell’ambito regionale concrete potenzialità, opportunità e risorse sulle
quali poter far leva per accelerare i fenomeni di sviluppo già in corso, legati soprattutto alla presenza di, in
ordine decrescente di importanza:
70
A)
B)
C)
D)
E)
F)
un numero ampio di giovani alla ricerca di occupazione in possesso di livelli di scolarizzazione
medio-alti, grazie anche alla presenza di un ampio sistema di formazione universitario e postuniversitario;
un sistema di imprese minori diffuso a livello territoriale il quale, seppure oggi in sensibile
difficoltà, può costituire la base di un nuovo processo di sviluppo se sostenuto da opportuni
interventi di politica economica;
un patrimonio ambientale, naturale e storico-artistico significativo e diffuso su gran parte del
territorio regionale;
un sistema regionale di offerta di formazione e di innovazione diffuso sul territorio, sia pure da
consolidare ulteriormente ed adattare alle presenti e future necessità del mercato del lavoro;
una maggiore attenzione della PA alla sperimentazione di modelli innovativi di governo
associato del territorio in diversi ambiti di intervento, come quelli dell’ambiente, dei sistemi
produttivi, dei servizi sociali che occorre ulteriormente consolidare al fine di accrescere
l’impatto territoriale delle politiche e degli strumenti a sostegno della crescita e dello sviluppo;
una collocazione geografica che pone la Puglia come crocevia privilegiato nelle direttrici di
comunicazione nei confronti dell’area balcanica, del Centro-Europa (Corridoio n.8 e n.10), così
come degli scambi commerciali e non che interessano l’intero Bacino del Mediterraneo, anche
in vista della creazione dell’Area di Libero Scambio del Partenariato Euro-Mediterraneo.
Il programma di interventi presentato da TERNA risponde in modo diretto alla soluzione di buona parte
delle problematiche relative alla criticità indicata nel precedente punto I) (livelli ancora insufficienti di
produzione di energia da fonti rinnovabili) rappresentata dalla inadeguatezza della rete elettrica ad
accogliere la produzione di energia distribuita.
Infatti la Regione parallelamente alla politica rivolta all’incremento di efficienza nella produzione
termoelettrica, allo svecchiamento del parco macchine e alla riduzione degli impatti sull’ambiente del
sistema regionale di produzione di energia elettrica, ha ritenuto necessario fare delle attente valutazioni
inerenti la capacità del sistema di trasporto dell’energia elettrica stessa.
Da tali valutazioni, contenute nell’aggiornamento dello Studio per l’elaborazione del Piano Energetico della
Regione Puglia, è emerso quanto segue: “è da ritenere che, nel medio periodo, l’esigenza di un adeguato
aumento della capacità di trasporto sarà avanzata da più parti e interesserà una buona porzione del
territorio regionale”.
71
C. Benefici attesi dalla realizzazione del PPA
1. Impatto sistemico.
1.1 Campania
In Campania i problemi locali sono legati principalmente alla mancanza di punti di alimentazione della rete
a 220 e 150 kV in un’ampia area a Est del Vesuvio. Tale area è caratterizzata da una significativa densità di
carico. A causa dello storico incremento della domanda di energia e dell’invecchiamento della rete, si sono
assottigliati i margini di esercizio in sicurezza, con un concreto rischio di disservizi e disalimentazioni di
utenza.
Nell’area compresa tra Napoli e Salerno si presenta molto critica la direttrice 150 kV “Fratta – S. Giuseppe
2– Scafati – Lettere – Montecorvino”, interessata da flussi ormai costantemente al limite della capacità di
trasporto delle singole tratte.
Si verificano criticità in termini di affidabilità e sicurezza del servizio anche sulle direttrici a 150 kV della
Campania meridionale, in particolare per la tratta “Montecorvino-Padula-Rotonda”. Le linee della direttrice
in questione, specie in regime di lavori programmati e/o contingenze di esercizio, possono contribuire
all’evacuazione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili Campana e quindi risultare caratterizzate, in
determinati casi, da transiti prossimi ai limiti di portata per i quali al fine di evitare possibili fenomeni di
congestione locale, può essere necessario limitare la produzione da fonte rinnovabile.
1.2 Puglia
In Puglia le criticità di esercizio interessano un’estesa porzione della rete elettrica ad alta tensione. Nella
provincia di Lecce, sono presenti rischi di sovraccarico dei collegamenti 150 kV che afferiscono alla stazione
di Galatina e alimentano rete AT locale. Nella rete AT compresa tra Bari e Brindisi le criticità sono
rappresentate dalla scarsa capacità di trasporto delle linee 150 kV, che veicolano l’energia generata
localmente verso le aree di carico del Barese.
Inoltre, lungo la direttrice a 150 kV “Pietracatella – Altopiano – Montagna – Lucera” sono installati diversi
impianti di produzione a fonte rinnovabile (circa 180 MW al 31/12/2013), la cui producibilità, raffrontata
all’attuale capacità di accoglimento della suddetta direttrice, determina nel corso dell’anno la necessità di
effettuare tagli alla produzione eolica.
1.3 Calabria
In Calabria la presenza di linee dalla limitata capacità di trasporto rispetto alla generazione eolica installata
dà luogo a congestioni sulla rete AT. In tal senso, si evidenziano sovraccarichi sulle direttrici 150 kV del
Crotonese e quelle afferenti la SE di Feroleto, in particolare la dorsale 150 kV tra la SE di Feroleto e la CP
Soverato
72
Fig. 20 - Criticità rete elettrica Area Sud
1.4 Sicilia
La Sicilia è attualmente interconnessa con il Continente attraverso un unico collegamento a 380 kV in
corrente alternata realizzato nel 1985 e dispone di un sistema di trasmissione primario costituito
essenzialmente da 3 collegamenti a 380 kV, quali “Chiaramonte Gulfi – Priolo - Isab E.”, “Paternò Chiaramonte Gulfi” e “Paternò - Sorgente”, oltre che da un anello a 220 kV che funge sia da sistema di
trasmissione che di collegamento alla rete di distribuzione. In relazione allo sviluppo degli impianti di
generazione da fonte rinnovabile e alla ridotta affidabilità di talune porzioni di rete, sono sempre più
frequenti i condizionamenti agli operatori nel mercato elettrico.
Tali circostanze possono provocare problemi di limitazione di capacità produttiva, come nel caso del polo di
Priolo, limitato a causa della carenza di infrastrutture elettriche tali da garantire la produzione in sicurezza
della capacità di generazione. Inoltre a causa della mancanza di elettrodotti 380 kV tra la Sicilia Orientale e
Occidentale si creano delle congestioni sulla rete a 220 kV e a 150 kV causate dallo scambio di energia
lungo l’asse ovest-est, tali da condizionare il mercato elettrico siciliano.
73
Criticità rete 380 kV
Criticità rete 220 kV
Criticità rete AT
Figura 21– Aree critiche in Sicilia
Inoltre, le dorsali a 150 kV dell’Isola, alle quali è connessa la maggior parte degli impianti eolici esistenti,
sono frequentemente caratterizzate da fenomeni di congestione locale, che, in diversi casi, determinano la
necessità di tagliare la produzione rinnovabile.
Tali congestioni rappresentano un evidente ostacolo allo sviluppo di nuova generazione, con particolare
riferimento alle centrali a fonte rinnovabile, tra le quali quella eolica e fotovoltaica rappresentano un
potenziale energetico in forte crescita negli ultimi anni in Sicilia grazie ad una “naturale vocazione”
all’eolico dovuta alla sua posizione baricentrica nel bacino del Mediterraneo, alla superficie estesa e alla
particolare orografia.
74
2. Benefici attesi.
I benefici associati a tale intervento si possono sintetizzare come di seguito riportato:
1. Incremento della Hosting Capacity delle linee RTN
Incremento dei consumi di energia elettrica coperti da FER nelle aree oggetto di intervento e
ricadute sulla diffusione di impianti di generazione distribuita.
Come noto, negli ultimi anni si è assistito nelle Regioni oggetto dell’intervento ad un crescente
sviluppo della capacità di produzione di energia elettrica da FER. Oltre a tale fenomeno, sono
intervenuti ulteriori significativi cambiamenti che hanno modificato lo scenario, quali ad
esempio la riduzione del fabbisogno energetico. Ciò ha comportato, a parità di struttura di rete,
la necessità di ricorrere alla riduzione della produzione da FER (es. la Mancata Produzione
Eolica - MPE), come evidenziato nel precedente paragrafo. Tenuto conto che il parco di
produzione tradizionale (es. i gruppi termoelettrici), fatte salve alcune eccezioni, è rimasto
“rigido” e con limitata flessibilità dipendente dal punto di funzionamento, il ricorso alla MPE è
avvenuto con una certa frequenza. In particolare, si osserva che la MPE anno 2013 è
incrementata sensibilmente rispetto all’anno 2012, a causa di:
sensibile decremento della domanda di energia elettrica (ritorno ai valori degli anni
2002-2003);
set minimo di unità di produzione da fonte tradizionale da mantenere in servizio per
mantenere in condizioni di sicurezza il funzionamento del sistema elettrico;
flussi di energia da Sud verso Nord, a causa di localizzazione al Sud di impianti a ciclo
combinato ad alta efficienza e rinnovabili, con conseguenti maggiori probabilità di
congestione della rete primaria e reti locali.
Per cercare di contrastare suddetto incremento di MPE, Terna ha individuato alcune tipologie
d’intervento sulla RTN, tra cui quelle di cui al presente progetto:
I.
II.
III.
IV.
V.
ottimizzazione dell’esercizio;
realizzazione interventi di sviluppo;
upgrade tecnologico dei conduttori (interventi della tipologia Smart Future
Transmission System);
eliminazione equipment limitanti;
installazione di dispositivi SMART (interventi della tipologia “DTR”, “PMU” e “MRE”).
A scopo meramente prudenziale, si è preferito quantificare i soli benefici ambientali derivanti
dalla riduzione della MPE (Mancata Produzione Eolica), escludendo dal calcolo la maggiore
quantità di energia prodotta da nuovi impianti di energia da fonti rinnovabili che, sulla base del
75
trend di crescita degli ultimi anni, presumibilmente potranno venire realizzati, e che potrà
essere assorbita dalla rete grazie agli interventi previsti.
In base a studi e calcoli di rete effettuati simulando il funzionamento della RTN in presenza
degli interventi di upgrade tecnologico proposti nel presente progetto, Terna stima che, a
seguito della realizzazione dei suddetti interventi, l’ammontare della potenza da FER installata
al 31/12/2013 nelle Regioni in questione non più soggetta a limitazione sarà almeno pari a 125
MW, che, sulla base del consuntivo dell’anno 2013, porterebbe a stimare una maggior
produzione di energia rinnovabile, a parità di impianti di produzione installati e, quindi, in
termini di MPE evitata, almeno pari a 25 GWh/anno.
Benefici attesi dal Progetto
Totali MPE consuntivata nel 2013 POI Energia 2007-2013 in
nel Centro Sud (GWh)
termini di riduzione di MPE
(GWh/anno)
Peso % rispetto ai
consuntivi 2013
di cui in :
Calabria
Campania
Puglia
Sicilia
(GWh)
14,7
80,1
87,5
41,4
(GWh/anno)
4,5
3,5
5
12
%
30,61%
4,37%
5,71%
28,99%
Totale
223,7
25
11,18%
Nel dettaglio, suddetta MPE evitata è stata determinata prendendo in esame le ore medie
nell’anno 2013 durante le quali Terna ha dovuto effettuare il taglio di energia da FER per
ciascuna unità di produzione installata.
Tale dato, monitorato annualmente da Terna, nelle 4 Regioni oggetto di intervento si è
attestato nel 2013 ad un valore di circa 200 ore.
Ciò detto, si avrà: 125MW x 200 ore/anno = 25 GWh/anno.
In definitiva, si può affermare che la realizzazione di tutti gli interventi previsti nel presente
progetto comporterà un incremento dei consumi di energia elettrica coperti da FER nelle aree
oggetto di intervento per un valore pari alla sopra quantificata MPE evitata, ovvero 25 milioni
di kWh/anno, anche grazie ad una maggiore producibilità degli impianti di generazione
distribuita per effetto della diminuzione della probabilità che Terna debba richiedere ai
Distributori il distacco degli impianti eolici e fotovoltaici connessi alle reti in media e bassa
tensione.
Nell’analisi economica dell’ACB, utilizzando opportune fattori di conversione, verranno
esplicitate le valorizzazioni monetarie dei risparmi in termini di TEP e CO2.
76
Assicurare il massimo ritiro di energia da fonti rinnovabili nel rispetto dei criteri di sicurezza ed
incrementare l’affidabilità degli elettrodotti
L’utilizzazione dei nuovi conduttori HTLS, realizzati con materiali o geometrie innovative e
caratterizzati dalla capacità di contenere la freccia e, in alcuni casi, di mantenere inalterate le
proprie caratteristiche a temperature superiori a quelle alle quali i conduttori tradizionali,
unitamente alle informazioni rese disponibili dagli apparati PMU e dai sistemi DTR, consentirà
di gestire la rete in modo ottimale, aumentandone la sicurezza anche in caso di funzionamento
in condizioni di emergenza (ad esempio a fronte di sovraccarichi temporanei dovuti a
condizioni meteorologiche eccezionali o calamità naturali) riducendo i colli di bottiglia ed
evitando di raggiungere la soglia di attenzione per il rispetto dei limiti di franco al suolo, di
campi elettromagnetici e di resistenza meccanica dei componenti.
Un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di CO2
Per determinare la riduzione di emissioni di CO2 associata all’aumento di produzione da FER
Terna, il cui ufficio statistiche è stato inserito nell'ambito del Sistema statistico nazionale
(SISTAN) dal DPCM 25 novembre 2009, utilizza i coefficienti specifici di emissione riferiti al
consumo di combustibile per la produzione termoelettrica e riportati nell’ambito delle proprie
pubblicazioni statistiche annuali sull’energia elettrica in Italia.
In particolare, considerando che suddetti coefficienti assumono i seguenti valori standard:
4,03 t / tep per il carbone (tonnellate di CO2 emessa per ogni tep di carbone utilizzato per
produrre energia elettrica)
3,27 t / tep per l’olio combustibile
2,35 t / tep per il gas naturale
elaborando i consuntivi annuali di produzione termoelettrica in Italia e dei relativi consumi di
combustibile, si arriva a determinare l’emissione totale di CO2 in un anno dovuta alla
produzione termoelettrica in Italia.
Tale valore, evidentemente, cambia di anno in anno: con riferimento all’ultimo anno per il
quale risulta ufficialmente disponibile (ovvero, l’anno 2011, come si evince dalla sezione
“Confronti internazionali” dei Dati statistici 2012 elaborati da Terna e pubblicati sul proprio sito
internet), si ottiene che il rapporto tra la suddetta emissione totale di CO2 nell’anno e l’energia
prodotta da fonte termoelettrica nel medesimo anno risulta pari a:
538 grammi CO2 / kWh = 0,538 tonnellate CO2 / MWh = 538 tonnellate CO2 / GWh
Moltiplicando, quindi, 538 per:
77
25 GWh/anno (derivante dall’ammontare dell’attuale potenza da FER non più soggetta a
limitazione grazie all’intervento e pari a 125 MW), si ottiene una corrispondente riduzione
di tonnellate di CO2 emessa pari a 13.450 tonnellate/anno, ipotizzando che la capacità
rinnovabile liberata sostituisca un’equivalente capacità termoelettrica, così suddivisa a
livello di singolo progetto regionale :
-
Regione Calabria:
Regione Campania:
Regione Puglia:
Regione Sicilia:
2.421 tonnellate/anno di riduzione di CO2 emessa
1.883 tonnellate/anno di riduzione di CO2 emessa
2.690 tonnellate/anno di riduzione di CO2 emessa
6.456 tonnellate/anno di riduzione di CO2 emessa
2. Disponibilità di un sistema innovativo per le tecniche di analisi e gestione dei sistemi elettrici di
potenza coerenti con i modelli Smart Power Grid
Inoltre, con riferimento ai benefici che tali investimenti produrranno in ricaduta sul territorio occorre
innanzitutto considerare che durante la fase di cantiere, si genereranno utilità a favore delle imprese
impegnate nella realizzazione delle opere e dei lavoratori occupati nelle stesse, oltre agli addetti
potenzialmente derivanti dalla realizzazione di nuovi impianti FER .
Infatti in questo periodo di profonda crisi economica tali effetti rappresentano un elemento molto
importante per dare impulso alle imprese e per sostenere la stabilizzazione dei posti di lavoro.
In linea di principio possiamo ritenere che la smartizzazione della rete derivante dal presente investimento
contribuirà, tra gli altri, al potenziale aumento di energia immessa in rete dagli impianti di produzione da
fonte rinnovabile che contribuiscono significativamente alla sicurezza e alla diversità
dell'approvvigionamento energetico, alla competitività e alla protezione dell’ambiente e del clima, ma
contemporaneamente hanno la capacità di stimolare la crescita economica, la creazione di posti di lavoro,
lo sviluppo regionale e l'innovazione nell'UE, come espresso nei successivi paragrafi.
78
3. Valutazione di sintesi dei benefici economici ed ambientali derivanti dal progetto
Per la rappresentazione dei dati di sintesi è stato considerato quanto segue:
gli investimenti relativi al progetto sono stati presunti in modo costante per i sette anni di nuova
programmazione. Tali investimenti non genereranno alcuna entrata netta riferibile al calcolo del deficit
di finanziamento (art. 55) in quanto scorporati sia dal Capitale Investito Riconosciuto che dal computo
degli ammortamenti remunerabili in tariffa;
le spese di gestione e manutenzione derivanti dai nuovi investimenti si valorizzano presumendo
un’incidenza del 2% annuo, per 20 anni, sul valore degli investimenti stessi. Tali spese genereranno
entrate nette riferibili al calcolo del deficit di finanziamento che andranno a compensare i costi da
sostenere;
prudenzialmente si utilizza sia per il tasso di sconto finanziario che per il tasso di sconto sociale il valore
del 5,50%;
il periodo di riferimento considerato è 20 anni;
il valore residuo degli investimenti alla fine del periodo preso in considerazione si considera pari a 0, in
quanto non vengono parimenti considerati gli oneri di sostituzione;
la tipologia di interventi da realizzare non comporta in fase di cantiere particolari disagi ai territori
interessati in termini di rumore, impatto ambientale, congestione del traffico, ecc. per cui non sono
stati valorizzati costi riferibili a tali tipologie di fattori.
79
Valorizzazione minori emissioni di CO2
GWh da Minore MPE
Valorizzazione minori TEP Carbone
GWh da Minore MPE
Valorizzazione minori TEP Gas
GWh da Minore MPE
Valorizzazione minori TEP Olio Combustibile
GWh da Minore MPE
GWh
Ton. CO2/GWh
Ton. CO2
25
538
13.450
GWh
Tep carbone/GWh
Tep carbone totali
25
228
5.700
GWh
Tep gas/GWh
Tep gas totali
25
163
4.075
GWh
Tep olio comb./GWh
25
212
Benefici annui riduzione Tep
Benefici annui riduzione CO2
Totale benefici annui riduzione emissioni
Tep olio comb.
totali
5.300
€
€
€
Beneficio
annuo
6,21 €
83.524,50
€/Ton CO2
€
Tep Carbone
(28,89%)
1646,7
Tep gas
(67,39%)
2.746,1
€
Beneficio riduzione
Tep Gas
539,39 €
1.481.241,80
€/Tep Gas
€
Tep olio comb.
€/Tep Olio
Beneficio riduzione
(3,72%)
comb.
Tep Olio comb.
197,2
€
539,39 €
106.346,13
2.475.817,63
83.524,50
2.559.342,13
Totale benefici ambientali
Totale benefici ambientali attualizzati
€
€
51.186.842,60
30.585.117,37
totale dei benefici economici ambientali attualizzati ascrivibili al progetto
benefici economici da spese di cantiere attualizzati ascrivibili al progetto
benefici economici da spese di esercizio attualizzati ascrivibili al progetto
Totale benefici economici attualizzati ascrivibili al progetto
€
€
€
€
30.585.117,37
30.967.175,79
20.822.582,55
82.374.875,71
80
Beneficio riduzione
Tep carbone
539,39 €
888.229,69
€/Tep Carbone
4. Conclusioni
In sintesi, i risultati che scaturiranno dalla realizzazione del progetto vanno quantificati e valutati sotto
diversi punti vista: da una parte tale intervento mira a limitare i vincoli (attuali e futuri) di utilizzo e gestione
della rete, contribuendo in maniera significativa alla smartizzazione del mercato elettrico e al
perseguimento degli obiettivi comunitari in materia di integrazione di fonti rinnovabili; dall’altra, questo
permetterà di incrementare la qualità della rete stessa, migliorandone le caratteristiche strutturali e la sua
affidabilità.
Benefici generati dal Progetto
Lordi
Attualizzati
Ambientali
Economici da cantiere
Economici da esercizio
€
€
€
51.186.842,60 €
32.670.370,46 €
34.848.395,15 €
Totale
€ 118.705.608,21 € 82.374.875,71
Costi del Progetto
Lordi
Progetto totale
81
€
49.500.561,30 €
30.585.117,37
30.967.175,79
20.822.582,55
Attualizzati
46.919.963,32
D. Chiarimenti forniti in fase Istruttoria
Si riportano qui di seguito i chiarimenti forniti in fase istruttoria sulla base delle richieste pervenute.
Rapporti intercorrenti tra le Società TERNA Rete Elettrica Nazionale SpA e Terna Rete Italia SpA :
Il soggetto beneficiario delle agevolazioni è identificabile univocamente nella società TERNA SpA.
Si è provveduto in sede di progetto a specificare che l’art.12 comma 4 del D.M. del 15 Dicembre 2010, che
nomina TERNA SpA concessionario recita: “La Concessionaria, nel rispetto dei criteri di efficienza
organizzativa, può affidare la realizzazione e la gestione di attività oggetto della presente Convenzione a
società da questa controllate. La Concessionaria è tenuta a darne comunicazione al Ministero”; tale articolo
quindi concede Terne SpA la facoltà di poter affidare la gestione delle attività che scaturiscono dalla
concessione unicamente a società da questa controllate; in ottemperanza al disposto di tale articolo, Terna
SpA ha provveduto a stipulare con Terna Rete Italia SpA (società controllata al 100% da Terna SpA) contratti
di servizi disciplinanti una serie di attività svolte da Terna Rete Italia.
Tali attività possono sinteticamente esser ricondotte a due fattispecie, e precisamente :
a) Attività svolte da Terna Rete Italia in nome e per conto di Terna ovvero in nome proprio e per
conto di Terna;
b) Attività assistenza tecnica connessi all’utilizzo di strumenti di finanza agevolata svolte da Terna
Rete Italia direttamente nei confronti di Terna in qualità di fornitore terzo.
Ovviamente tale diverso ruolo assunto da Terna Rete Italia implicherà una diversa tipologia di
rendicontazione in funzione del ruolo di volta in volta assunto da Terna Rete Italia in dipendenza delle
attività effettivamente rese.
Infatti, quando Terna Rete Italia opererà in qualità di fornitore terzo per prestazioni rese direttamente nei
confronti di Terna, alla stregua di come normalmente accade per qualunque altra tipologia di progetti, il
Beneficiario Terna rendiconterà i titoli di spesa a lui intestati ed emessi dal fornitore Terna Rete Italia.
Viceversa, quando Terna Rete Italia gestirà in nome proprio e per conto di Terna ovvero in nome e per
conto di Terna i rapporti con i fornitori esterni in relazione alle acquisizioni di macchinari, impianti,
materiali ed attrezzature, i titoli di spesa che verranno rendicontati da Terna risulteranno essere le fatture
che i fornitori terzi emetteranno nei confronti di Terna Rete Italia ed i pagamenti risulteranno quelli
effettuati da Terna Rete Italia al Fornitore.
Ciò in quanto, conformemente a quanto previsto dagli artt.1703 e segg. del codice civile l’effetto traslativo
della proprietà in capo al mandante (Terna) si verifica nel momento stesso in cui il mandatario (Terna Rete
Italia) riceve la fattura dal fornitore,.
In ogni caso, per dimostrare che la spesa è rimasta effettivamente a carico del beneficiario Terna, si
provvederà ad allegare anche la rifatturazione al costo effettuata da TRI a Terna ed il relativo pagamento
effettuato dalla stessa Terna a TRI.
Tale rifatturazione dipende esclusivamente dalle modalità di funzionamento del tributo IVA, a causa delle
quali il legislatore fiscale ha scelto di porre in essere una finzione giuridica (vedi C.M. 16.2.73 n.15/527164)
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all’interno del rapporto tra mandante e mandatario, al solo fine di consentire al mandatario di rimanere
“neutrale” rispetto all’applicazione del tributo.
Integrazioni in merito alla dimostrazione della sussistenza dell’effetto di incentivazione.
Secondo quanto stabilito dall’art.6 comma 3 del Reg.651/2014, sussiste il requisito dell’effetto di
incentivazione tutte le volte in cui prima dell’avvio dei lavori il beneficiario abbia presentato domanda di
aiuto e l’aiuto stesso sia in grado di consentire di raggiungere uno o più dei seguenti obiettivi :
un aumento significativo, per effetto dell'aiuto, della portata del progetto/dell'attività,
un aumento significativo, per effetto dell'aiuto, dell'importo totale speso dal beneficiario per il
progetto/l'attività,
una riduzione significativa dei tempi per il completamento del progetto/dell'attività interessati.
Nel caso di specie Terna ha dichiarato che grazie all’aiuto gli interventi saranno realizzati in tempi più brevi
rispetto a quelli che sarebbero stati utilizzati in assenza dell’aiuto e che per effetto dell’aiuto vi sarebbe
stato un aumento significativo dell’importo speso dal beneficiario.
Infatti, per ciò che concerne l’istanza presentata per la realizzazione dei Progetti denominati “Smart
Technology Linee AT-AAT” si rappresenta che in assenza dall’aiuto gli interventi non sarebbero stati
realizzati al netto dell’intervento relativo al Micro-Nodo di Torre Annunziata che sarebbe stato realizzato
per un importo inferiore, limitandone la funzionalità al collegamento con le isole, ed in tempi più dilatati
rispetto all’ipotesi prevista in sede progettuale.
Con riferimento alla circostanza che nel progetto è stato evidenziato che l’unica possibilità di realizzazione
di alcune tipologie di intervento “in caso di urgenze non procrastinabil, al momento non presenti“, tale
fattispecie è stata rappresentata al fine di evidenziare ancor di più, attraverso un’ipotesi limite puramente
teorica, che tali interventi non risultano programmati da Terna e che, in assenza di un contributo pubblico,
non verrebbero realizzati o verrebbero realizzati per importi inferiori ed in tempi più ampi rispetto a quelli
previsti nei Master Plan presentati.
In merito alle motivazioni alla base dell’individuazione dei singoli siti di intervento si rileva che, per ciò che
concerne i Progetti denominati “Smart Technology Linee AT-AAT” l’individuazione dei singoli siti è stata
determinata avendo riguardo sia alle localizzazioni delle cabine primarie nelle quali si sono verificati gli
“effetti in risalita” dalla rete BT alla rete AT con conseguenti incrementi delle congestioni che alle
argomentazioni esposte nel paragrafo denominato “Impatto sistemico”.
Procedura seguita per la determinazione del contributo concedibile ai sensi dell’art. 48 del Regolamento
651/2014 (GBER).
L’Autorità per l’energia elettrica, il gas ed il sistema idrico (AEEGSI) riconosce a Terna in linea teorica
adeguamenti tariffari in ordine alle seguenti voci:
a) Remunerazione del capitale investito nel progetto;
b) Remunerazione degli ammortamenti delle immobilizzazioni di cui agli investimenti di progetto;
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c) Remunerazione in ordine ai maggiori costi operativi per la gestione delle infrastrutture di progetto.
Con riferimento al punto a), l’Autorità chiarisce (art. 21 comma 5 – Allegato A TIT ARG/elt 199/11) che il
meccanismo regolatorio per l’aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di trasmissione
prevede che non si verificano adeguamenti tariffari (e conseguenti maggiori entrate nette) nella
componente relativa alla remunerazione del capitale investito poiché L’Autorità medesima provvede a
decurtare dagli investimenti i contributi percepiti, in base alle comunicazioni inviate da Terna.
Terna ha già provveduto a dichiarare in sede progettuale che comunicherà all’Autorità l’ammontare del
contributo in c/impianti ricevuto e, conseguentemente, gli investimenti realizzati non verranno ricompresi
tra gli investimenti remunerati attraverso la tariffa.
Con riferimento alla componente b) relativa al riconoscimento degli ammortamenti, in considerazione della
circostanza che il meccanismo regolatorio per l’aggiornamento delle componenti tariffarie relative al
servizio di trasmissione prevede (art. 21 comma 7 – Allegato A TIT ARG/elt 199/11) che : “sono riconosciute
quote di ammortamento.. omissis… anche in relazione a cespiti il cui valore lordo risulti in tutto o in parte
compensato da contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti”, Terna si impegna formalmente a
porre in essere apposita procedura interna, da utilizzare in fase di comunicazione all’Autorità, volta alla
sterilizzazione della componente ammortamenti.
Infine, con riguardo alla componente c) relativa al riconoscimento in tariffa dei maggiori costi operativi e
gestionali (OPEX) legati alle (nuove) infrastrutture, si rileva che nell’analisi seguita Terna ha provveduto a
considerare quali entrate nette da tariffa la remunerazione dei costi operativi legati alla manutenzione dei
nuovi investimenti (OPEX) stimata nel 2% del valore degli stessi.
Tale quantificazione è da considerarsi in linea con quanto previsto dal paragrafo 4.3.1 dell’Allegato 3 del
Piano di Sviluppo 2014 di Terna che stima gli OPEX in misura pari all’1,5% delle CAPEX, salvo peculiarità
specifiche che in questo caso risultano sussistere, alla luce del livello tecnologicamente avanzato della quasi
totalità degli interventi.
Terna, conseguentemente, ha provveduto ad indicare nei prospetti di calcolo, predisposti in attuazione del
disposto dell’art. 48 comma 5 del regolamento n.651/2014 (GBER), revenue regolatorie di importo pari
all’ammontare delle OPEX previste, con la conseguenza che l’importo dell’aiuto richiesto risulta pari
all’importo dell’investimento.
Si segnala che, con riferimento all’ipotesi di un teorico incremento dei ricavi derivanti dal dispacciamento,
si ritiene che gli interventi in oggetto non comporteranno un aumento della portata della rete bensì
esclusivamente un miglioramento del mix di energia trasportata a vantaggio delle FER che godono di
priorità nel dispacciamento rispetto all’energia prodotta da fonti tradizionali.
Per tale motivazione non sono stati previsti incrementi di ricavi derivanti dal dispacciamento.
Infine non si è ritenuto di dover considerare eventuali presunte economie gestionali derivanti dagli
investimenti che potrebbero comportare una riduzione di costi di manutenzione in quanto gli eventuali
minori costi derivanti da un ridotto numero di interventi potrebbero essere più che compensati dai
maggiori costi derivanti da interventi singolarmente più onerosi in quanto effettuati su apparati
tecnologicamente avanzati.
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In conclusione si conferma che l’approccio adottato è pienamente compatibile con gli “Orientamenti
metodologici per la realizzazione delle analisi costi-benefici” della Commissione Europea per il periodo di
programmazione 2007-2013.
In particolare attraverso l’analisi condotta si è dimostrato che i progetti:
meritano di essere cofinanziati poiché il Valore Attuale Netto Economico (VANE) di ciascuno di essi
risulta positivo. Ciò dimostra che la società (Regione/Paese) trova giovamento nella loro
realizzazione;
necessitino di un finanziamento poiché il rapporto fra Valore Attuale Netto Finanziario e Costi
(VANF/C) di ciascuno di essi risulta negativo. Ciò dimostra che essi non risulterebbero
finanziariamente sostenibili senza l’accesso al cofinanziamento.
l’importo del finanziamento può essere richiesto in misura pari al 100% dei costi del progetto
costituiti dai costi di investimento e dai costi previsti dall’art.56 comma 2 del Reg. CE 1083/2006
come ratificati ed analiticamente individuati dal DpR 196/2008 e dichiarati ammissibili dall’Autorità
di Gestione del POI Energia all’art. 4.2 dell’Invito pubblico.
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