Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle - e

Piano di Sviluppo annuale e pluriennale
delle Infrastrutture
di Enel Distribuzione S.p.A.
2016 – 2018
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
INDICE
INTRODUZIONE.............................................................................................................................................. 5
1.
STRUTTURA DELLA RETE DI ENEL DISTRIBUZIONE ........................................................ 7
2.
SCENARI EVOLUTIVI DEL SISTEMA ELETTRICO .............................................................. 10
2.1 Previsioni della domanda di energia elettrica ....................................................................... 10
2.2 Previsione della potenza ............................................................................................................ 12
2.3 Sviluppo della generazione distribuita ................................................................................... 13
3.
PRINCIPALI ESIGENZE DI SVILUPPO IMPIANTI ................................................................ 15
3.1 Connessioni e adeguamento al carico ................................................................................... 15
3.2 Qualità del servizio....................................................................................................................... 21
3.3 Adeguamento a prescrizioni e standard tecnici di riferimento ........................................ 23
4.
PRINCIPALI INTERVENTI .......................................................................................................... 24
4.1 Interventi su rete AT .................................................................................................................... 24
4.2 Interventi su rete MT .................................................................................................................... 48
4.3 Interventi su rete BT .................................................................................................................... 50
4.4 Provvedimenti conseguenti all’applicazione della Delibera 84/2012/R/eel e
successive integrazioni .............................................................................................................. 52
4.5 Progetti di innovazione tecnologica sulla rete elettrica ..................................................... 52
4.5.1
Interventi per lo sviluppo dello Smart Metering di seconda generazione ............................................... 53
4.5.2
Progetto TPT2000 per il telecontrollo delle Cabine Primarie ................................................................. 54
4.5.3
Interventi per lo sviluppo delle Smart Grids .......................................................................................... 55
4.5.4
Installazione di nuovi trasformatori MT/BT a basse perdite ................................................................... 64
4.6 Progetti di sviluppo a supporto delle infrastrutture ............................................................ 65
4.6.1
Investimenti in Information & Communication Technology .................................................................... 65
4.6.2
Mezzi speciali ....................................................................................................................................... 66
4.7 Attività di misura........................................................................................................................... 67
5.
RISULTATI ATTESI ..................................................................................................................... 68
5.1 Prevenzione dei fenomeni di sovraccarico della rete ......................................................... 68
5.2 Miglioramento della qualità del servizio ................................................................................. 68
5.3 Efficienza energetica e riduzione delle perdite di distribuzione ...................................... 69
Allegati
Allegato 1: Principali Progetti su rete AT
Allegato 2: Principali Progetti su rete MT
Allegato 3: Principali Progetti di innovazione tecnologica
Allegato 4: Principali Progetti a supporto delle infrastrutture
Allegato 5: Adeguamento di impianti AT di Enel Distribuzione richiesti da Terna
Allegato 6: Consuntivi 2015 progetti AT ed MT
3/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Introduzione
Il Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel Distribuzione S.p.A. è
redatto in attuazione delle seguenti norme:
- Art. 18 del Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28, che prevede che “Le imprese distributrici
di energia elettrica, fatti salvi gli atti di assenso dell’amministrazione concedente, rendono
pubblico con periodicità annuale il Piano di Sviluppo della propria rete, secondo modalità
individuate dall’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico. Il Piano di Sviluppo della
rete di distribuzione, predisposto in coordinamento con Terna Spa e in coerenza con i
contenuti del Piano di Sviluppo della rete di trasmissione nazionale, indica i principali interventi
e la previsione dei relativi tempi di realizzazione, anche al fine di favorire lo sviluppo
coordinato della rete e degli impianti di produzione”;
- Art. 14 della delibera 296/2015/R/com Testo Integrato Unbundling Funzionale (TIUF)
dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico, che prevede che il Gestore
Indipendente sia delegato a predisporre il Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle
infrastrutture che amministra;
- Art. 4.6 del Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA) dell’Autorità per l’energia elettrica il
gas e il sistema idrico, che prevede che “Le imprese distributrici con almeno 100.000 clienti,
entro il 30 giugno di ogni anno, pubblicano e trasmettono all’Autorità e al Ministero dello
Sviluppo Economico i propri piani per lo sviluppo delle reti, anche tenendo conto dello sviluppo
atteso della produzione di energia elettrica. In particolare, devono essere resi pubblici e
trasmessi i piani di realizzazione o potenziamento di linee in alta tensione o cabine primarie di
trasformazione AT/MT, oltre che i piani di intervento più significativi relativi alle linee in media
tensione, ivi inclusa l’elettrificazione di nuove aree”.
Inoltre, nell’ambito del Gruppo Enel, le attività di distribuzione e misura svolte da Enel
Distribuzione S.p.A. sono soggette all’obbligo di separazione funzionale previsto dalla Delibera
dell’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico n° 296/2015/R/com.
Nel rispetto del Testo Integrato Unbundling Funzionale, le attività di distribuzione e misura
sono state affidate a un Gestore Indipendente. Tra i diversi compiti attribuiti al Gestore
Indipendente, vi è quello di predisporre il Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle
infrastrutture di distribuzione e misura dell’energia elettrica. Il piano di sviluppo annuale e
pluriennale delle infrastrutture, predisposto dal Gestore Indipendente, individua gli interventi
previsti per lo sviluppo delle infrastrutture dell’attività oggetto di separazione funzionale e ne
riporta i costi previsti per ciascuno degli anni del piano. Il piano riporta, altresì, i consuntivi 2015
degli interventi di maggior rilievo previsti nel piano di sviluppo 2016-18 nonché, quelli che erano
previsti nel piano 2015-17 e conclusi nell’anno 2015 (allegato 6).
Il suddetto documento deve essere trasmesso all’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il
Sistema Idrico in concomitanza con la sua trasmissione al Consiglio di Amministrazione per
l’approvazione. Il Gestore Indipendente è tenuto a segnalare all’Autorità per l’Energia Elettrica il
Gas e il Sistema Idrico eventuali differenze tra il piano predisposto e quello approvato dagli organi
societari.
Il Piano di Sviluppo annuale e pluriennale
triennio 2016-2018 (di seguito Piano di Sviluppo),
attività di sviluppo della rete elettrica e delle
interessano l’arco di tempo considerato. Il testo
capitoli che vengono descritti di seguito.
delle infrastrutture di Enel Distribuzione per il
descrive gli interventi di maggiore rilievo per le
altre infrastrutture di Enel Distribuzione che
del Piano di Sviluppo è strutturato in cinque
Il primo capitolo descrive la struttura delle infrastrutture di rete di Enel Distribuzione e la
tipologia degli investimenti.
5/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Il secondo capitolo presenta lo scenario esterno del sistema elettrico, attraverso
l’andamento storico e previsionale della domanda di energia elettrica. Le previsioni future della
domanda di energia elettrica costituiscono, assieme alle analisi condotte sullo stato fisico della
rete, il driver fondamentale per lo sviluppo della rete di distribuzione, nonché il punto di partenza
per ogni attività di programmazione svolta da Enel Distribuzione. Tali previsioni sono frutto, sia di
valutazioni basate su indicatori economici generali e delle stime provenienti dal gestore della rete
di trasmissione, sia di analisi previsionali di carico effettuate da Enel Distribuzione. Particolare
attenzione è data al fenomeno ormai affermato della generazione distribuita, tenendo conto della
forte interazione tra questa e la rete di distribuzione.
Il terzo capitolo qualifica le principali esigenze di sviluppo della rete di distribuzione, quali:
nuove connessioni, adeguamento al carico, miglioramento della qualità del servizio e
adeguamento a prescrizioni e standard tecnici di riferimento. Tali necessità si traducono in
numerosi interventi sulla rete e sulle infrastrutture, suddividibili non solo in base alla finalità, ma
anche in funzione del livello di tensione cui fanno riferimento.
Nel quarto capitolo vengono quindi passati in rassegna i più importanti interventi in
programma e, in particolar modo, vengono descritte nominativamente le principali Cabine Primarie
di trasformazione Alta tensione/Media tensione pianificate da Enel Distribuzione nell’orizzonte
temporale del Piano di Sviluppo. All’interno di questo capitolo seguono gli obiettivi e i razionali dei
principali progetti di innovazione tecnologica, tra cui le attività di Enel Distribuzione per lo sviluppo
delle Smart Grids. L’ultima sezione è dedicata ai progetti di sviluppo a supporto delle infrastrutture,
tra i quali i progetti relativi all’Information & Communication Technology.
All’interno del quinto capitolo, a conclusione della descrizione dei progetti volti a soddisfare
le principali esigenze di sviluppo della rete e delle infrastrutture, vengono rappresentati i risultati
che Enel Distribuzione intende conseguire attraverso la realizzazione degli interventi programmati,
in particolare focalizzando l’attenzione sulla prevenzione dei fenomeni di sovraccaricabilità della
rete di distribuzione e sul miglioramento della qualità del servizio, unitamente alla riduzione delle
perdite sulla rete e ai conseguenti benefici ambientali.
La sezione finale del Piano di Sviluppo è costituita dagli allegati, dove si elencano
nominativamente gli interventi di maggior peso dal punto di vista dello sviluppo delle infrastrutture
di Enel Distribuzione, i quali sono anche oggetto di coordinamento con Terna S.p.A.. Questi lavori
sono in parte già ampiamente analizzati e descritti nel documento. In tale elenco sono riportate le
informazioni più rilevanti di ogni intervento, quali: anno di inizio lavori, anno di fine lavori, importi
economici a vita intera e suddivisi per gli anni del piano. Infine vengono riportati gli allegati relativi
alla lista degli impianti AT per i quali sono previsti adeguamenti su richiesta di Terna S.p.A e
l’allegato relativo ai dati di consuntivo 2015 per i principali progetti AT e MT.
6/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
1.
STRUTTURA DELLA RETE DI ENEL DISTRIBUZIONE
Enel Distribuzione S.p.A.
La struttura organizzativa di Enel Distribuzione S.p.A. prevede 4 Macro Aree territoriali
(Nord-Ovest, Nord-Est, Centro e Sud), articolate in 11 unità territoriali denominate “Distribuzione
Territoriale Rete” (DTR), a loro volta suddivise complessivamente in 77 Zone.
Di seguito è riportata la tabella delle consistenze di rete di Enel Distribuzione aggiornata al
31 Dicembre 2014:
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Linee AT
[Km]
0*
0*
0*
0*
13*
13*
Linee MT
[Km]
340.874
342.600
345.586
347.959
349.396
350.358
Linee BT
[Km]
754.994
762.616
767.341
777.039
782.624
786.390
Cabine
Primarie
[Num.]
2.115**
2.137**
2.134**
2.144**
2.159**
2.168**
[MVA]
99.185
99.660
100.519
101.640
103.709
104.730
Cabine
Secondarie
[Num.]
423.220
426.559
432.074
436.204
438.359
439.558
[MVA]
75.286
76.315
77.236
78.594
79.520
80.243
Centri satellite
[Num.]
481
480
486
488
510
518
(*) Netto 295 km di proprietà RFI, nella piena disponibilità di Enel Distribuzione in virtù di
contratto d’affitto.
(**) Numero comprensivo delle Consegne AT.
Tabella 1 – Consistenza reti di Enel Distribuzione
7/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Investimenti in reti di Enel Distribuzione S.p.A.
Gli investimenti nell’ambito delle reti di distribuzione sono suddivisi per finalità
(allacciamenti, qualità, adeguamenti, misura, mezzi speciali) e per tipologia di impianto (rete AT,
rete MT, rete BT, Teletrasmissioni, Gruppi di misura, Automezzi).
Per quanto riguarda gli allacciamenti, si fa riferimento agli investimenti strettamente correlati
a nuove connessioni di clienti finali e clienti produttori alla rete di distribuzione, connessioni che
l’azienda è tenuta ad effettuare in relazione agli obblighi derivanti dalla concessione per lo
svolgimento del servizio di distribuzione. Il parametro di maggior rilevanza per la valutazione di
questi investimenti sulle reti di media e bassa tensione è di norma la previsione della potenza di
connessione richiesta dai clienti. In quota minima sono inoltre previsti ulteriori investimenti per
spostamento di impianti.
Gli investimenti in qualità riguardano interventi volti al miglioramento ed al mantenimento
della qualità del servizio. La scelta degli investimenti per la qualità del servizio viene effettuata da
Enel Distribuzione utilizzando la strategia Risk-Based Asset Management, la quale permette di
stimare i ritorni economici degli interventi in termini di massimizzazione dei premi e riduzione delle
penali grazie ai miglioramenti della qualità ottenuti. I lavori sono programmati nell’ambito di un
ciclo di pianificazione che, partendo dall’analisi dello stato della rete attuale, dagli obiettivi di
qualità da raggiungere e dalla redditività del singolo intervento, anticipa il più possibile
l’esecuzione di quelli con l’indice di redditività migliore.
Gli interventi necessari per l’adeguamento alla domanda di energia, ai requisiti ambientali e
alle prescrizioni, di norma vengono realizzati con interventi di rifacimento parziale o totale degli
impianti esistenti. Le necessità di adeguamento al carico delle linee in media e bassa tensione
sono verificate con l’ausilio di programmi di calcolo di load-flow, il cui utilizzo è previsto secondo
periodicità prefissate e comunque nella valutazione di ogni nuova richiesta di connessione. I lavori
sono finalizzati al rispetto dei vincoli tecnici (portata nominale dei componenti) e contrattuali
(cadute di tensione).
Gli investimenti relativi alla Misura riguardano gruppi di misura di tipo elettronico per attività
di gestione utenza e per rinnovo tecnologico.
In merito agli impianti di alta tensione, indipendentemente dalla finalità dell’investimento,
vengono svolte delle analisi più articolate ed i progetti vengono approvati singolarmente
nell’ambito di un ciclo di pianificazione a 5 anni. In particolare, a seguito della cessione degli
elettrodotti AT, nuovi elettrodotti AT potranno essere ancora realizzati, in linea di massima,
esclusivamente con una delle due seguenti finalità:
•
connessioni di terzi (produttori o clienti finali) in antenna da cabine primarie, con elettrodotti
generalmente di lunghezza ridotta;
•
connessioni di nuove cabine primarie a stazioni RTN, nei casi in cui la soluzione di
connessione prevista da Terna preveda che l’elettrodotto di collegamento costituisca “impianto
di utenza per la connessione”.
Un’altra tipologia di intervento fa riferimento ai progetti speciali a supporto delle
infrastrutture. Si tratta di investimenti effettuati non direttamente sulla rete elettrica, ma che
rivestono comunque un’importanza strategica e hanno un notevole impatto sui processi e
sull’esercizio della rete stessa. Tra questi gli investimenti in Information & Communication
Technology e in mezzi speciali in dotazione al personale operativo sul territorio per l’esecuzione
dei lavori. Tali interventi vengono valutati nominativamente al fine di ottimizzare i processi
aziendali, rendere più efficiente l’attività del personale operativo e migliorare la qualità dei servizi
erogati.
8/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nel Piano di Sviluppo di Enel Distribuzione, infine, rivestono un ruolo di primaria importanza
gli investimenti in progetti di innovazione tecnologica, tra i quali l’installazione dei nuovi contatori
elettronici, l’installazione di nuovi apparati di telecontrollo delle Cabine Primarie e telecomando ed
automazione delle Cabine Secondarie. Inoltre la sostituzione dei trasformatori MT/BT di vecchia
generazione con quelli a basse perdite riflette l’impegno di Enel nell’ambito dell’efficienza
energetica e alla mitigazione dei cambiamenti climatici. Si aggiungono infine gli interventi per lo
sviluppo delle Smart Grids e dell’infrastruttura di ricarica per veicoli elettrici. Questi ultimi
nell’ambito di progetti pilota o di convenzioni con amministrazioni locali che le richiedono.
9/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
2. SCENARI EVOLUTIVI DEL SISTEMA ELETTRICO
L’attività di pianificazione della rete elettrica, ivi inclusa la rete di distribuzione, deve tener
conto dell’evoluzione prevista per il sistema elettrico nel suo complesso, ipotizzando gli scenari
futuri degli assetti di funzionamento della rete. A tal riguardo, un punto di riferimento fondamentale
per il gestore di rete di distribuzione è costituito dalle previsioni elaborate dal gestore della rete di
trasmissione, relative all’intero sistema elettrico nazionale. Sulla base di tali previsioni, peraltro, il
gestore della rete di trasmissione elabora e aggiorna il proprio Piano di Sviluppo, contenente
interventi sulla rete di trasmissione che inevitabilmente coinvolgono, in diversa misura, le reti di
distribuzione.
Le previsioni dei carichi sulla propria rete, da parte del gestore di rete di distribuzione,
costituiscono un altro presupposto fondamentale per l’elaborazione del piano di sviluppo della rete
di distribuzione stessa.
In proposito è opportuno evidenziare che lo scenario di riferimento presenta crescenti
complessità, date dalla suddivisione della proprietà delle reti tra numerosi soggetti e soprattutto
dalla presenza sempre più diffusa e consistente della generazione distribuita, conseguente anche
ai recenti e continui sviluppi legislativi, normativi e regolatori.
2.1
PREVISIONI DELLA DOMANDA DI ENERGIA ELETTRICA
Enel Distribuzione per l’anno 2014 ha distribuito tramite le proprie reti un’energia pari a
221,8 TWh (228,9 TWh nel 2013). A livello nazionale la domanda di energia elettrica nel 2014 è
stata invece pari a 309,0 TWh rispetto ai 318,5 TWh dell’anno precedente, con un decremento del
3,0% (fonte dati:“Relazione e Bilancio di esercizio di Enel Distribuzione SpA”). Per i prossimi anni
è attesa una crescita media della domanda complessiva di energia elettrica pari a circa 0,8 punti
percentuali.
Sul piano nazionale, le stime della domanda di energia elettrica futura sono effettuate dal
gestore della rete di trasmissione, mettendo in correlazione fra loro i dati storici di carico, gli
indicatori economici e l’indice di intensità elettrica (rapporto tra energia consumata e PIL).
Quest’ultimo è di grande attualità, anche alla luce degli accordi internazionali dettati dal protocollo
di Kyoto, in quanto strettamente legato agli obiettivi di riduzione dei consumi energetici. Tali target
devono essere perseguiti attraverso una riduzione dell’intensità energetica, ovvero senza limitare
in alcun modo lo sviluppo economico del Paese, ma essenzialmente riducendo i quantitativi di
energia utilizzati per la produzione di beni e servizi, a parità di quantità e qualità degli stessi.
Di seguito sono riportate:

le stime pubblicate da Terna S.p.A. con orizzonte al 2024, dell’andamento del PIL,
della richiesta elettrica e dell’intensità elettrica secondo due scenari di sviluppo e base;

le stime, elaborate da Enel Distribuzione, per l’incremento medio annuo di potenza
massima su base regionale, per il periodo 2014-2018.
Per quanto riguarda quest’ultimo dato, i risultati tengono conto anche dell’andamento storico
del carico nelle Cabine Primarie di Enel Distribuzione. Si tratta quindi di una stima dell’evoluzione
dell’incremento di potenza transitante sulle reti di media e bassa tensione, utile per la
determinazione degli interventi di sviluppo.
Nella successiva figura 1 è riportato l’andamento della domanda di energia elettrica, del PIL e
dell’Intensità elettrica; lo scenario di sviluppo è utilizzato ai fini della pianificazione della
10/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
infrastruttura elettrica in quanto in esso si ipotizza, per il periodo 2013–2024, la crescita del PIL con
una sostanziale stabilità dell’intensità elettrica complessiva.
Nello scenario base viceversa si ipotizza la crescita del PIL accompagnata da una flessione
dell’intensità elettrica derivante da un forte contenimento dei consumi energetici.
Figura 1 - Domanda di energia elettrica, PIL e Intensità elettrica (Fonte dati: Terna)
Figura 2 - Stima Incremento medio annuo della potenza massima su base regionale all’anno
2018 rispetto al 2014 (Fonte dati: Enel Distribuzione – elaborazione dati storici)
11/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
2.2
PREVISIONE DELLA POTENZA
L’andamento e la stima di previsione della potenza venduta sono strettamente correlate, in
un mercato maturo, alla variazione dei volumi di energia trasportata sulla rete di distribuzione.
Analogamente alle previsioni della domanda di energia elettrica, le stime sono effettuate
mettendo in relazione le valutazioni sulle serie storiche della domanda in potenza con gli indicatori
economici generali (andamento del PIL, intensità elettrica).
La previsione tiene conto, tra l’altro, dei seguenti elementi di contenimento del fabbisogno in
potenza:

diffusione lampade a basso consumo;

diffusione elettrodomestici a basso consumo;

diffusione lampade per illuminazione pubblica con tecnologia a led;

altre iniziative volte alla riduzione dei consumi di energia elettrica.
In Tabella 2 è riportata la previsione della potenza venduta ai clienti passivi, da essa si evince la
riduzione nell’anno 2014 rispetto al 2013, dovuta alla congiuntura economica sfavorevole in atto, e
una successiva ripresa a partire dall’anno 2015 sulla base dei trend ipotizzati.
Anno
Potenza [GW]
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
3,79
2,73
2,26
2,31
2,31
2,36
2,41
2,47
Tabella 2 - Stima della potenza venduta ai clienti passivi su reti Enel Distribuzione al 2019.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
12/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
2.3
SVILUPPO DELLA GENERAZIONE DISTRIBUITA
Gli ultimi anni sono stati caratterizzati dalla diffusione della generazione distribuita da fonti
rinnovabili, che ha reso necessari numerosi e frequenti aggiornamenti del quadro legislativo e
regolatorio per la connessioni di impianti di generazione, soprattutto di taglia piccola e media, alla
rete elettrica di distribuzione.
Nelle figure seguenti è riportato l’andamento per trimestre delle richieste di connessione di
impianti di generazione pervenute ad Enel Distribuzione negli anni 2014 - 2015.
Figura 3 – Richieste di connessione di impianti di generazione alla rete BT e valori medi di
potenza richiesta per singola connessione.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
Figura 4 - Richieste di connessione di impianti di generazione alla rete MT e valori medi di
potenza richiesta per singola connessione.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
13/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
In relazione alle richieste di connessione, si riscontra un lieve calo nel 2015 rispetto al 2014.
Tenuto conto del quadro legislativo e regolatorio contestualmente alla situazione socio economica
del Paese, è prevedibile un trend per il 2016 in leggera crescita rispetto al 2015.
Le connessioni già realizzate sulle reti MT-BT, oltre a determinare in alcune aree, insieme
con le richieste in sviluppo, significativi livelli di saturazione della rete, hanno un importante impatto
anche sull’esercizio e sulla gestione della rete stessa, rapidamente trasformatasi da rete “passiva”
in rete “attiva”. Tali fenomeni sono particolarmente evidenti soprattutto in alcune aree del territorio
nazionale, caratterizzate da condizioni ambientali, territoriali e meteorologiche favorevoli alla
diffusione della generazione da fonti rinnovabili. Peraltro, alcune di queste aree sono caratterizzate
da basso carico passivo e, di conseguenza, dalla necessità di sviluppi o potenziamenti delle reti
elettriche per riuscire a far fronte a tutte le richieste di connessione.
Laddove permangono condizioni di saturazione della rete, le soluzioni di connessione
devono necessariamente includere interventi consistenti, spesso anche a livello di tensione
superiore rispetto a quello al quale è prevista la connessione. Il Piano di Sviluppo continua a
contenere un numero elevato, tuttavia decrescente rispetto alle precedenti edizioni del Piano, di
nuove Cabine Primarie (vedere par. 4.1) da realizzare in aree nelle quali la rete MT esistente è
satura, sulla base dei preventivi di allacciamento di nuovi impianti di produzione già accettati dai
richiedenti e, ovviamente, delle connessioni già attivate o in corso.
14/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
3. PRINCIPALI ESIGENZE DI SVILUPPO IMPIANTI
Le previsioni di evoluzione del sistema elettrico sono alla base della pianificazione degli
interventi di sviluppo della rete di distribuzione stessa. Attraverso le stime dell’incremento della
domanda di energia e potenza, effettuate sulla base delle serie storiche ed attraverso le previsioni
di crescita della quota di energia prodotta da fonti rinnovabili, vengono valutate le principali
esigenze di sviluppo degli impianti di distribuzione dell’energia elettrica (nuove Cabine Primarie,
linee, etc.), mettendo in relazione stime e previsioni con la struttura e l’analisi dello stato della rete
attuale. In particolare, i principali investimenti sulla rete riguardano interventi per la connessione di
impianti di generazione alla rete di distribuzione, interventi funzionali all’evoluzione del carico e al
miglioramento della qualità del servizio in determinate zone e interventi finalizzati all’adeguamento
a normative ambientali e standard tecnici di riferimento.
3.1
CONNESSIONI E ADEGUAMENTO AL CARICO
Connessioni
Le richieste di connessione dei clienti passivi alla rete di distribuzione sono legate, in
numero e quantità, alle dinamiche di sviluppo complessive dell’economia nazionale. A questo
andamento, di carattere generale, se ne sovrappone un secondo, specifico del settore, che deriva
dall’incremento della cosiddetta “penetrazione elettrica”, ovvero dal passaggio da non elettrici ad
elettrici dei fabbisogni energetici associati a processi industriali, attività umane e servizi.
Il trend complessivo, che può essere interpretato come risultante dei due fenomeni sopra
citati, presenta evidentemente una tanto maggiore regolarità quanto più il settore vive una fase di
stabilità (in termini macro-economici) e di maturità (in termini di penetrazione elettrica). Infatti ad
una condizione di maturità del settore corrisponde anche una sostanziale stabilità del mix delle
richieste di connessione e della sua suddivisione in richieste di tipo residenziale, artigianale o
commerciale, per insediamenti produttivi, per terziario e servizi.
Di seguito sono riportati i dati previsionali dei consumi di energia elettrica relativi alle reti di
bassa, media ed alta tensione di Enel Distribuzione.
Anno
Rete BT Energia
[TWh]
Rete MT
Energia [TWh]
Rete AT Energia
[TWh]
Totale
[TWh]
2015
2016
2017
2018
112,4
110,6
111,6
112,6
80,5
79,8
80,5
81,3
33,7
33,3
33,6
33,9
226,6
223,7
225,7
227,8
Tabella 3 – Previsione dei consumi di energia sulle reti di bassa, media ed alta tensione di
Enel Distribuzione.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
Nelle figure seguenti è rappresentata la situazione nell’anno 2014, a livello regionale,
relativamente a:

energia transitante nelle Cabine Primarie di Enel Distribuzione;

potenza massima contemporanea delle Cabine Primarie di Enel Distribuzione.
15/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Figura 5 - Distribuzione territoriale dei valori di energia e potenza massima registrati sulle
Cabine Primarie di Enel Distribuzione nel 2014.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
A livello nazionale, sulla rete di Enel Distribuzione, la massima potenza prelevata nel 2014 è
stata pari a circa 31,8 GW.
A partire dal biennio 2006-2007 è inoltre intervenuto il fenomeno delle connessioni di
impianti di generazione. La presenza, sulle reti di media e bassa tensione, di centrali di produzione
ha determinato una sostanziale modifica del comportamento delle reti di distribuzione: si registra
un continuo incremento delle trasformazioni nelle quali l’energia “risale” dal livello di tensione più
basso a quello superiore. Ciò comporta, tra l’altro, verifiche di rete complesse ai fini della
definizione delle soluzioni di connessione, come già accennato al par. 2.3.
I volumi delle connessioni di clienti produttori, in termini sia di numero che di potenza, hanno
avuto gradienti di crescita elevati, a partire dal 2007 fino al picco assoluto del 2011, con un calo
negli anni successivi.
Figura 6 - Trend connessioni produttori su rete Enel Distribuzione: dati annuali.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
16/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Figura 7 - Trend connessioni produttori su rete Enel Distribuzione: dati cumulati.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
Il mercato delle connessioni attive ha caratteristiche intrinsecamente diverse da quello dei
clienti passivi, risentendo in modo marcato degli effetti dell’evoluzione legislativa e normativa,
pertanto non è affidabile una previsione basata su serie storiche ma occorre tener conto per
quanto possibile dell’evoluzione dello scenario di riferimento.
Ciò premesso, di seguito è riportato il trend delle connessioni di impianti di produzione alla
rete di Enel Distribuzione, incluse le stime per il triennio 2016 – 2018.
Figura 8 – Trend delle connessioni di produttori previste su rete Enel Distribuzione: dati
cumulati. (Fonte dati: Enel Distribuzione)
17/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
La progressiva evoluzione della rete di distribuzione in “rete attiva”, conseguente alla
massiccia diffusione della generazione distribuita, risulta evidente dall’andamento dei flussi di
energia nei punti di scambio tra la Rete di Trasmissione Nazionale e la rete di distribuzione: nel
grafico seguente è rappresentato il confronto, negli anni dal 2010 al 2015, dell’andamento del
flusso di potenza totale dalla Rete di Trasmissione Nazionale verso la rete di Enel Distribuzione in
un giorno “medio” del mese di Giugno, distinguendo tra giorno feriale, sabato e domenica.
Figura 9 – Andamento del flusso di potenza totale dalla RTN verso la rete Enel
Distribuzione.
Il fenomeno risulta altresì evidente se si considerano i dati relativi alle sezioni AT/MT di Enel
Distribuzione, ovvero i trasformatori AT/MT installati nelle Cabine Primarie, sulle quali si è
registrata l’inversione del flusso di energia dal lato MT verso la Rete di Trasmissione Nazionale.
Nella figura 10 sono riportati i dati di dettaglio a riguardo.
Nel complesso, la percentuale di sezioni AT/MT operanti in condizione di inversione di flusso
è così aumentata:

dal 9% dell’anno 2010 al 31% dell’anno 2015, per un tempo di inversione di flusso di
almeno 7 ore mensili;

dal 7% dell’anno 2010 al 23% dell’anno 2015, per un tempo di inversione di flusso di
almeno 36 ore mensili.
18/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Figura 10 – Sezioni AT/MT di Enel Distribuzione sulle quali si è registrata l’inversione di
flusso di energia dal lato MT verso la Rete di Trasmissione Nazionale.
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
La notevole diffusione della generazione distribuita non programmabile e l’insorgere dei
fenomeni sopra descritti con la conseguente progressiva riduzione di potenza regolante, hanno
reso necessari provvedimenti tecnici e regolatori al fine di salvaguardare la sicurezza e stabilità del
sistema elettrico nazionale.
La Delibera n.84/2012/R/eel dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas e Sistema Idrico,
successivamente integrata dalle Delibere n.165/2012/R/eel, n.344/2012/R/eel e n.562/2012/R/eel
ha imposto il rispetto dell’Allegato A70 del Codice di Rete di Terna nonché della Norma CEI 0-21
con le relative tempistiche, introducendo così nuove prescrizioni per assoggettare ai servizi di rete
la generazione distribuita.
Tali prescrizioni tuttavia determinano un considerevole aumento del rischio di formazione di
“isola incontrollata” sulla rete di distribuzione a fronte del quale devono essere previsti ulteriori e
specifici interventi tecnici come meglio descritto nel paragrafo 4.4.
Adeguamento al carico
La rete MT di distribuzione nella generalità dei casi è strutturalmente magliata, sebbene
esercita radialmente, e dimensionata in maniera tale da garantire la possibilità di rialimentazione in
caso di guasto. Tuttavia è necessario un monitoraggio metodico per garantire il mantenimento
delle suddette condizioni.
La rilevazione dei flussi di energia attraverso i trasformatori di Cabina Primaria costituisce la
base per l’individuazione delle potenziali future criticità. Le proiezioni ottenute per ogni singola
Cabina Primaria attraverso l’estrapolazione delle serie storiche dei flussi di potenza sono dapprima
integrate con le informazioni puntuali disponibili relative a singole connessioni di particolare
rilevanza e successivamente integrate ed armonizzate rispetto ai trend individuati a livello
territoriale più ampio. Il risultato finale di tali elaborazioni genera una “mappa del carico” sulla base
della quale è possibile individuare, per ciascun anno di piano, le aree di significativa saturazione di
rete. Di seguito si riporta una mappa che descrive la situazione al 2018.
19/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Figura 11 - Percentuale di Cabine Primarie critiche nel 2018 rispetto al totale in esercizio
(previsione basata sulla serie storica 2012-2014).
(Fonte dati: Enel Distribuzione)
Tale mappa riporta la percentuale di impianti primari rispetto agli attuali in esercizio che, in
base al carico previsto, raggiungeranno una condizione di criticità nel 2018. La condizione di
criticità si verifica qualora la potenza massima prevista per l’impianto in oggetto superi la soglia di
sovraccaricabilità dei trasformatori attualmente installati, in assetto “N-1”.
20/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
3.2
QUALITÀ DEL SERVIZIO
Il ciclo regolatorio 2016-2023
A partire dall’anno 2000, l’AEEGSI ha introdotto degli standard di continuità del servizio per
monitorare la qualità fornita ai clienti; inizialmente in termini di durata delle interruzioni e
successivamente anche in termini di numero delle interruzioni, fissando “livelli obiettivo” di
continuità del servizio da parte di ciascun distributore nei diversi ambiti territoriali.
In virtù di tale meccanismo di miglioramento obbligatorio, gli esercenti che non riescono a
rispettare gli obiettivi annuali fissati dall’Autorità, devono versare delle penalità calcolate in misura
proporzionale sia alla differenza tra il livello raggiunto e il tendenziale assegnato sia all’energia
distribuita nell’ambito. Per gli esercenti che invece ottengono miglioramenti superiori a quanto
stabilito, sono previsti dei riconoscimenti economici calcolati analogamente a quanto avviene per
le penali.
Con la Delibera 646/2015/R/eel, l’AEEGSI ha determinato le modalità di regolazione della
qualità del servizio per gli esercenti il servizio di distribuzione per il nuovo ciclo regolatorio 20162023.
Queste le principali novità introdotte, rispetto alla regolazione generale precedentemente in
vigore:

mantenere per tale periodo l’erogazione di premi per la Durata delle interruzioni senza
preavviso lunghe, per quegli ambiti che si trovano al di sotto del livello obiettivo di
lungo termine;

introduzione di una regolazione sperimentale, per il triennio 2017-2019, incentivante la
riduzione della durata delle interruzioni con preavviso con origini MT e BT;

allineamento degli standard sulla durata delle interruzioni prolungate a quello oggi in
vigore nei centri urbani, a partire dal 2020.
Infine, per quanto concerne la regolazione del numero delle interruzioni, AEEGSI
ha confermato le modalità di regolazione premi-penalità vigenti, prevedendo al contempo una
traslazione degli obiettivi al 2023.
21/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione
Piemonte
Liguria
Lombardia
Veneto
Friuli Venezia Giulia
Emilia Romagna
Toscana
Marche
Umbria
Lazio
Abruzzo
Molise
Campania
Puglia
Basilicata
Calabria
Sicilia
Sardegna
ENEL Distribuzione
34,33
34,6
28,4
32,47
24,48
26,37
31,24
32,21
35,18
47,43
37,64
20,39
50,87
43,27
25,05
68,48
57,64
43,63
Numero medio
Interruzioni Lunghe
+ Brevi
[Int/Cliente BT]
2,89
2,95
1,97
2,79
2,14
2,14
2,28
2,66
2,84
4,19
3,57
1,60
3,96
3,91
1,95
5,55
6,51
3,93
38,93
3,36
Durata Cumulata
Annua
[min/Cliente BT]
Tabella 4 - Indicatori della qualità del servizio 2014: durata cumulata annua (interruzioni
senza preavviso lunghe) e numero medio (interruzioni senza preavviso lunghe+brevi) per
cliente BT per regione
La pianificazione degli interventi per qualità del servizio
La difficoltà del presidio contemporaneo delle diverse componenti sopra citate consegue al
diverso grado di efficacia dei singoli provvedimenti migliorativi della performance di rete nei
riguardi dei singoli parametri. A titolo di esempio, molti dei provvedimenti volti ad aumentare le
condizioni di rialimentabilità della rete, efficaci nel contenimento degli effetti delle interruzioni
prolungate ed estese e della durata cumulata delle interruzioni lunghe per cliente BT, non incidono
sul numero di interruzioni né ai fini della regolazione individuale dei clienti MT né ai fini della
regolazione per ambito sui clienti BT. Invece, al contrario, molti degli interventi volti a ridurre i
fenomeni di breve durata sulla rete hanno effetto sul numero di interruzioni, ma non
necessariamente anche sulla durata cumulata o sui tempi di ripristino del servizio in caso di
interruzioni prolungate o estese.
Quanto detto per la rete MT può replicarsi per la rete BT, poiché gli interventi di
efficientamento condotti con strumenti organizzativi e/o tecnologici, volti alla riduzione dei tempi di
intervento su guasto, non influiscono sul numero di interruzioni per cliente BT.
In relazione alla sopra descritta complessità del sistema e alla necessità di contemperare le
diverse istanze, tutte collegate a parametri di qualità, la composizione degli interventi e la loro
ottimizzazione non può che avvenire con riferimento a entità territoriali oggetto di specifica
misurazione ed al metro universale di valutazione comparativa degli interventi stessi, ossia quello
22/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
economico rappresentato dai meccanismi incentivanti. Simulando gli effetti di diversi interventi,
ipoteticamente alternativi ed eseguendo analisi di sensitività, è possibile di volta in volta
individuare strategie ottimali, le quali devono tenere in debito conto l’efficacia teorica degli
interventi, il loro grado di complessità e modularità, la loro probabilità di completamento una volta
avviati, i tempi prevedibili per il completamento stesso, etc.
I singoli elementi di una micro - pianificazione come quella sopra accennata fanno
comunque capo, di norma, a linee di intervento specificatamente individuate e ottimizzate,
nell’ambito delle quali sono indicate condizioni di efficacia e modalità di utilizzo delle diverse leve.
Nello specifico l’attività di investimento viene gestita mediante l’applicazione di modelli di
valutazione basati sulla pianificazione dei lavori secondo criteri di redditività diversificati in funzione
della tipologia d’investimento. La gestione degli investimenti in Qualità, ad esempio, viene
effettuata tramite l’utilizzo di metodologie di selezione degli interventi basate su principi di risk
asset management, finalizzate alla riduzione del profilo di rischio di guasto ed alla
massimizzazione del ritorno economico in termini di premi, o penali evitate, riconosciuti
dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e Sistema Idrico.
Gli interventi sulle reti di distribuzione volti a ridurre il numero delle interruzioni e la loro
durata, consistono in:
3.3

realizzazione di nuove linee MT anche mediante la costruzione di nuove cabine
primarie o centri satellite, con impatto sulla struttura delle reti di alta e media tensione;

sostituzione di componenti della rete MT aventi caratteristiche tecniche non adeguate;

incremento del grado di telecontrollo e/o automazione della rete.
ADEGUAMENTO A PRESCRIZIONI E STANDARD TECNICI DI RIFERIMENTO
La pianificazione degli interventi di sviluppo della rete elettrica di distribuzione deve garantire
l’esercizio in sicurezza della rete stessa nonché, al contempo, il rispetto delle normative vigenti e
dei vincoli ambientali. Nel Piano di Sviluppo di Enel Distribuzione vengono pianificate anche
attività finalizzate all’adeguamento degli impianti esistenti alla normativa di carattere ambientale,
come ad esempio la bonifica di macchinari contaminati o il rinnovo di impianti per adeguamento
alla normativa sull’inquinamento acustico. Il Piano prevede, inoltre, interventi che hanno come fine
il mantenimento delle condizioni di sicurezza sugli impianti di Enel Distribuzione, inclusi quelli che
si rendono necessari a seguito di modifiche normative afferenti la sicurezza nell’esercizio degli
impianti e che comportano radicali trasformazioni dei componenti o degli assetti di rete.
23/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4. PRINCIPALI INTERVENTI
In questo capitolo vengono descritti i principali interventi di sviluppo della rete di Enel
Distribuzione, programmati sulla base dell’analisi delle criticità e delle esigenze emerse dallo
studio dei possibili scenari evolutivi della rete stessa, come evidenziato nel capitolo precedente.
Gli interventi si suddividono in due macro-tipologie; quelli effettuati direttamente sulla rete
elettrica e quelli facenti capo a progetti di sviluppo a supporto delle infrastrutture. Tra i primi è
possibile annoverare i progetti di razionalizzazione e sviluppo della rete di distribuzione, suddivisi
per livello di tensione, ed i progetti di innovazione tecnologica quale l’automazione della rete.
Tra i progetti di sviluppo a supporto delle infrastrutture la parte più importante è costituita
dagli investimenti in Information & Communication Technology, fondamentali per assicurare una
gestione efficiente dei processi aziendali, l’affidabilità e la sicurezza dei servizi erogati.
Per l’elenco nominativo degli interventi non menzionati in questo capitolo si rimanda agli
Allegati al presente documento.
I tempi di realizzazione degli impianti, riportati negli allegati, potranno essere anticipati in
relazione a disponibilità di fonti esterne di finanziamento.
4.1
INTERVENTI SU RETE AT
Gli investimenti previsti nel Piano di Sviluppo che impattano sulla rete di alta tensione si
riferiscono all’inserimento di nuove Cabine Primarie e al potenziamento e/o ampliamento di cabine
già esistenti.
Gli interventi possono essere classificati, in base alla finalità degli stessi, come:

interventi di adeguamento al carico: realizzazione di Cabine Primarie finalizzate ad
adeguare la rete di distribuzione all’evoluzione del carico prevista e al suo
dislocamento sul territorio per predisporre la rete alle richieste di connessione di clienti
finali e produttori, oppure potenziamento e/o ampliamento, per le medesime finalità, di
Cabine Primarie esistenti;

interventi di adeguamento e rinnovo impianti: questi interventi riguardano, sia la
ricostruzione completa, sia la ricostruzione parziale (sostituzione di componenti o
apparecchiature o parti di impianto, alla fine della vita utile o tecnologicamente
obsolete) di Cabine Primarie esistenti;

interventi per il miglioramento della qualità del servizio: costruzione di nuove Cabine
Primarie finalizzate alla riduzione della lunghezza media delle linee MT e all’aumento
del grado di controalimentabilità della rete MT.
Le suddette tipologie costituiscono gli interventi di sviluppo della rete per i quali è riportato
anche uno schema contenente la collocazione geografica di alcuni di essi.
Per ogni opera indicata nel presente Piano di Sviluppo viene anche proposta una data di
entrata in esercizio che rappresenta la migliore stima relativa al completamento delle attività di
esecuzione dei lavori che tiene conto di diversi fattori, quali:

individuazione e condivisione della localizzazione dell’impianto con Amministrazioni ed
Enti locali;
24/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018

stima dei tempi necessari per l’ottenimento delle autorizzazioni;

tempi di coordinamento con soggetti terzi, qualora la realizzazione dell’opera necessiti
dell’intervento di altri operatori o società;

tempi tecnici standard di realizzazione in funzione della tipologia di intervento.
Infine, il presente Piano di Sviluppo contiene anche:

un elenco di interventi in Cabine Primarie esistenti, per interconnessioni con la Rete di
Trasmissione Nazionale oppure per adeguamenti impiantistici; in entrambi i casi
conseguenti a richieste di Terna (Allegato 5).
Connessioni
Le soluzioni tecniche per la connessione di terzi (clienti finali e produttori) sono individuate
in conformità a quanto previsto dalla Norma CEI 0-16, alla quale pertanto si rimanda. Per i clienti
produttori, un ulteriore riferimento è dato dalla Delibera AEEGSI n°99/2008 dell’Autorità per
l’energia elettrica il gas e il sistema idrico, con relative successive modifiche e integrazioni. Il livello
virtuale o reale di saturazione raggiunto dalla rete MT in alcune aree, causato principalmente dalle
connessioni attivate e/o previste, di impianti di generazione da fonti rinnovabili, ha determinato la
necessità di prevedere numerose nuove Cabine Primarie per consentire la connessione di nuovi
impianti.
Nella tabella seguente sono elencati gli impianti primari di tale tipologia per i quali, al
31/12/2015, è stata formalizzata la richiesta di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale
(in qualche caso alla rete di RFI).
DENOMINAZIONE CP
COMUNE
PROVINCIA
REGIONE
Bernalda
Bernalda
Matera
Basilicata
Gorgoglione
Gorgoglione
Matera
Basilicata
Irsina
Irsina
Matera
Basilicata
Rondinelle
Matera
Matera
Basilicata
Stigliano
Stigliano
Matera
Basilicata
Lavello
Lavello
Potenza
Basilicata
Monte Carbone
Melfi
Potenza
Basilicata
Monte Serico
Genzano Di Lucania
Potenza
Basilicata
Palazzo San Gervasio
Palazzo San Gervasio
Potenza
Basilicata
Pietragalla
Pietragalla
Potenza
Basilicata
Saetta
Pescopagano
Potenza
Basilicata
Trivigno
Trivigno
Potenza
Basilicata
Bisaccia
Bisaccia
Avellino
Campania
Savignano Irpino
Savignano Irpino
Avellino
Campania
Fragneto
Fragneto Monforte
Benevento
Campania
S. Marco
San Marco Dei Cavoti
Benevento
Campania
Pontebba
Pontebba
Udine
Friuli Venezia Giulia
Cuneo Est (*)
Cuneo
Cuneo
Piemonte
25/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
DENOMINAZIONE CP
COMUNE
PROVINCIA
REGIONE
Campore
Torino
Torino
Piemonte
Ceres (*)
Ceres
Torino
Piemonte
Lemie (*)
Lemie
Torino
Piemonte
Locana (*)
Locana
Torino
Piemonte
Montestrutto
Settimo Vittone
Piemonte
Macugnaga (*)
Macugnaga
Malesco (*)
Malesco
Torino
Verbano-CusioOssola
Verbano-CusioOssola
Poggiorsini
Gravina In Puglia
Bari
Puglia
Sammichele
Sammichele Di Bari
Bari
Puglia
Santeramo
Santeramo In Colle
Bari
Puglia
Viglione
Santeramo In Colle
Bari
Puglia
Baroni
Brindisi
Brindisi
Puglia
San Donaci
San Donaci
Brindisi
Puglia
Tuturano
Brindisi
Brindisi
Puglia
Anzano
Accadia
Foggia
Puglia
Ascoli Satriano Ovest
Ascoli Satriano
Foggia
Puglia
Bisi
Troia
Foggia
Puglia
Borgo Mezzanone
Foggia
Foggia
Puglia
Difensola
Serracapriola
Foggia
Puglia
Foggia Ovest
Foggia
Foggia
Puglia
Lucera Ovest
Lucera
Foggia
Puglia
Mannelli
Stornara
Foggia
Puglia
Palino
Ascoli Satriano
Foggia
Puglia
Ratino
San Severo
Foggia
Puglia
Ratino Sud
San Severo
Foggia
Puglia
Rovello (Ex Serracapriola)
Serracapriola
Foggia
Puglia
San Severo Sud
San Severo
Foggia
Puglia
Serracapriola (Ex Lesina)
Lesina
Foggia
Puglia
Stornara
Stornara
Foggia
Puglia
Torremaggiore
Torremaggiore
Foggia
Puglia
Trionfo
Orta Nova
Foggia
Puglia
Volturara Appula
Volturara Appula
Foggia
Puglia
Mollone
Copertino
Lecce
Puglia
Avetrana
Avetrana
Taranto
Puglia
Chiancone
Laterza
Taranto
Puglia
Fragagnano
Fragagnano
Taranto
Puglia
Ginosa Lama Di Pozzo
Ginosa
Taranto
Puglia
Ruggianello
Avetrana
Taranto
Puglia
Piemonte
Piemonte
26/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
DENOMINAZIONE CP
COMUNE
PROVINCIA
REGIONE
Narbolia 2
Narbolia
Oristano
Sardegna
Nurra 2
Sassari
Sassari
Sardegna
Ribolla
Roccastrada
Grosseto
Toscana
(*) Impianti che hanno anche finalità di adeguamento al carico.
Tabella 5 - Cabine Primarie, previste prevalentemente per la connessione di produttori da
fonti rinnovabili, con richiesta di connessione alla RTN formalizzata a Terna S.p.A.
27/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Interventi per lo sviluppo della rete
Regione Liguria
PONTEDECIMO
GENOVA FIERA
ANTONIANA
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Antoniana” (SP)
La nuova C.P. Antoniana verrà realizzata nella città di La Spezia (SP). L’impianto consentirà
di soddisfare le richieste di energia legate ai nuovi insediamenti residenziali e commerciali in fase
di sviluppo. Inoltre permetterà di far fronte agli incrementi di carico in area portuale a seguito del
programmato insediamento di centri commerciali per il turismo e dell’ iniziativa “porti verdi” per
l’alimentazione elettrica da terra delle navi ormeggiate.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Genova Fiera” (GE)
La realizzazione della nuova C.P. Genova Fiera è stata avviata per soddisfare le nuove
richieste di energia nascenti nella zona centrale della città di Genova (area Fiera). Nell’area si è
avuta negli ultimi anni una progressiva crescita del carico elettrico che ha determinato la
saturazione delle reti MT con contemporanee nuove richieste di allacciamento/potenziamento
elettrico. La nuova C.P. Genova Fiera permetterà di soddisfare la prevista evoluzione del carico.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Pontedecimo” (GE)
La nuova C.P. Pontedecimo è stata avviata per soddisfare le richieste di potenza nascenti
nell’entroterra della città di Genova dove si prevede anche l’insediamento dei cantieri TAV Terzo
Valico che determineranno un elevato incremento del carico elettrico legato sia alle lavorazioni di
cantiere, sia alle alimentazioni definitive dei servizi di galleria ferroviaria. L’impianto migliorerà
inoltre la qualità del servizio nelle aree esterne alla città di Genova.
28/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Piemonte
PONTE FORMAZZA
FERVENTO
RIVA VALDOBBIA
LOCANA
LEMIE
BORGARO T.
Nuove stazioni di trasformazione AT/MT “Riva Valdobbia” e “Fervento” (VC)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di Riva Valdobbia insieme con il rifacimento
della linea AT 50 kV Fervento - Riva Valdobbia e della Cabina Primaria di Fervento garantirà un
servizio ottimale nell’area dell’Alta Valsesia (VC). Si tratta di territorio montano a bassa
concentrazione in cui esistono località turistiche e centrali idroelettriche di media potenza, la cui
produzione non utilizzata in loco, viene convogliata sulla rete AT. La realizzazione della nuova
Cabina Primaria di Riva Valdobbia e il rifacimento della Cabina Primaria Fervento e della linea 50
kV permetterà di migliorare la qualità del servizio elettrico.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Ponte Formazza” (VB)
La Cabina Primaria di Ponte Formazza è in fase di attivazione e soddisfa le richieste di
allacciamento di centrali idroelettriche di media potenza attualmente in realizzazione nell’Alta Val
Formazza. L’impianto connesso in antenna AT alla adiacente stazione elettrica TERNA è installato
all’interno della Centrale Idroelettrica Ponte.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Lemie” (TO)
La nuova C.P. “Lemie”, attualmente in autorizzazione, è stata pianificata per soddisfare le
richieste di connessione sulla rete MT 15 kV di alcune nuove centrali idroelettriche di media
potenza in fase di autorizzazione nella Valle di Viù (TO). L’impianto sarà collegato in entra-esci
sulla linea AT 132 kV - T.522 AGIP Robassomero – Crot e realizzato in prossimità dell’esistente
centrale ENEL di Lemie.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Locana” (TO)
La futura C.P. “Locana” è stata pianificata per soddisfare le richieste di connessione di
nuove centrali idroelettriche di media potenza in fase di autorizzazione nella Valle dell’Orco (TO).
L’impianto sarà collegato in entra-esci sulla linea 132 kV Rosone – Bardonetto – Pont.
29/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Rifacimento stazione di trasformazione AT/MT “Borgaro” (TO)
La stazione elettrica AT/MT “Borgaro”, di recente acquisizione, sarà completamente
ristrutturata ed integrata nel sistema elettrico di Enel Distribuzione attraverso il totale rifacimento
della sezione AT 132kV (n. 3 linee future) e della sezione MT (n. 2 trasformazioni AT/MT).
30/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Lombardia
DOSSI
MADONE
VULCANO
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Madone”, Comune Madone (BG)
La nuova Cabina Primaria è prevista nel comune di Madone. L’area in esame,
compresa nella provincia di Bergamo, interessa 12 comuni e circa 36 mila clienti su una
2
superficie di circa 60 km . La vocazione artigianale e industriale del territorio ha comportato
un consistente sviluppo, con significativa crescita di carico. La rete MT che alimenta l’area
presenta alcune dorsali prossime alla saturazione con difficoltà di rialimentazione.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Vulcano”, Comune Sesto S.G. (MI)
La nuova Cabina Primaria interessa il territorio del Comune di Sesto San Giovanni
situato al confine nord-est di Milano. L’area interessata è alimentata dalle Cabine Primarie di
Sesto San Giovanni e Cinisello che presentano criticità di rialimentazione per effetto
dell’incremento del carico derivante dall’avvenuta riqualificazione dell’area ex industriale
dismessa denominata “Vulcano”. L’intervento, oltre a sanare le attuali criticità di rete,
permetterà di soddisfare anche l’ulteriore incremento di carico atteso per la futura
2
riqualificazione dell’area dismessa “Falk” (3,2 km ), nella quale troverà collocazione la nuova
infrastruttura ospedaliera denominata “Città della salute e della ricerca”.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Dossi”, Comune Valbondione (BG)
La nuova Cabina Primaria è prevista in posizione baricentrica tra le Cabine Primarie di
Ludrigno e di Valbona, in Comune di Valbondione. L’area in esame è compresa tra l’alta Val
2
Seriana e la Val di Scalve, interessa un territorio di 25 km suddivisa su 6 Comuni e coinvolge
11 mila clienti. La presenza di corsi d’acqua nel territorio ha comportato un consistente
incremento di centrali idriche (oltre 11 MW), che hanno saturato la locale rete MT ed
evidenziato difficoltà nella rialimentazione in caso di guasto. Il nuovo impianto, oltre a sanare
tale criticità, aumenterà l’affidabilità della rete di distribuzione e la qualità del servizio offerto.
31/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Veneto
PELOS
CENCENIGHE
CONCO
VALEGGIO
BRENTELLE
CASTEGNERO
AGNA
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Brentelle” (PD)
La rete di distribuzione nell’area interessata dall’intervento presenta carichi particolarmente
elevati, sbarre MT con livello di tensione 10 kV e saturazione delle Cabine Primarie limitrofe. É
pertanto necessario prevedere la nuova Cabina Primaria Brentelle per risolvere le criticità di
carico.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Castegnero” ex “Nanto” (VI)
La costruzione della nuova Cabina Primaria di Castegnero permetterà la riduzione della
potenza erogata dalla Cabina Primaria di Montegalda, che a sua volta è alimentata da rete RFI
con limite di assorbimento massimo stabilito da apposita convenzione. Inoltre, grazie alla nuova
Cabina Primaria, potranno essere risolte le criticità di qualità della tensione nell’area situata a sud
di Vicenza; tali criticità sono dovute alla notevole lunghezza delle linee MT che alimentano le
utenze dell’area e alla non completa controalimentabilità delle stesse.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Conco” (VI)
L'intervento ha lo scopo di migliorare la continuità dell’alimentazione elettrica dei clienti MT
e BT della provincia di Vicenza, in particolare dell'altopiano di Asiago e delle pendici montuose e
collinari vicino a Bassano e Marostica. Tramite la nuova Cabina Primaria sarà possibile
controalimentare in MT la Cabina Primaria di Asiago risolvendo la criticità dell’alimentazione AT
della stessa.
32/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Valeggio” (VR)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria permetterà di ridurre la lunghezza delle linee
MT che alimentano il territorio del comune di Valeggio sul Mincio, migliorando la qualità del
servizio della rete di distribuzione.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Agna” (PD)
L’intervento è previsto per migliorare la qualità e la continuità del servizio dei clienti MT e BT
dell’area della pianura padana a cavallo dei confini tra le provincie di Padova, Venezia e Rovigo.
La nuova Cabina Primaria consentirà infatti di ridurre la lunghezza delle linee MT.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Cencenighe” (BL)
La nuova Cabina primaria ha lo scopo di controalimentare la rete MT di Distribuzione
sottesa alla Cabina Primaria Saviner nel caso venga a mancare la sua unica alimentazione AT,
migliorando la continuità dell’alimentazione elettrica dei clienti MT e BT dei comuni dell’Alto
Agordino, di Alleghe e Rocca Pietore in provincia di Belluno.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Pelos” (BL)
La nuova Cabina Primaria consentirà di migliorare la continuità dell’alimentazione elettrica
dei clienti MT e BT dell’Alto Cadore, del Comelico e Carnia. In assenza dell'alimentazione delle
locali Cabine Primarie dalla Rete di Trasmissione Nazionale, sarà possibile, tramite la nuova
Cabina Primaria, immettere nella rete di distribuzione l’energia prodotta dalla centrale idroelettrica
Enel Produzione di Pelos.
33/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Emilia Romagna
NIBBIANO
MANCASALE
CORTE TEGGE
SCHIEZZA
TANARI
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Corte Tegge” (RE)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di Corte Tegge è prevista per soddisfare le
nuove richieste di carico nell’area industriale di Corte Tegge, nel comune di Reggio Emilia. Le
linee MT che alimentano la zona industriale sono interessate da un carico consistente e le Cabine
Primarie limitrofe non sono più in grado di soddisfare le richieste di potenza. Sono presenti
richieste di allacciamento per ulteriori 6 MW per nuove lottizzazioni che sono attualmente in corso
di realizzazione.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Mancasale” (RE)
L’inserimento della nuova Cabina Primaria si rende necessario a causa delle criticità rilevate
sulla rete MT, non risolvibili mediante il solo potenziamento della rete stessa. La nuova cabina
primaria consentirà di ottimizzare la rete MT alimentante l’area di Mancasale e Bagnolo e di far
fronte alle nuove richieste di carico previste nell’area industriale di Mancasale.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Schiezza” (RE)
L’inserimento in rete della Cabina Primaria di Schiezza, nel comune di Castelnuovo Monti
(RE), è funzionale a esigenze di miglioramento della qualità del servizio nelle aree a bassa e
media concentrazione della Provincia di Reggio Emilia. Attualmente la zona è servita da 8 linee
MT della lunghezza media di oltre 70 km, lunghezza che si prevede sostanzialmente di dimezzare,
con beneficio in termini di qualità del servizio.
34/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Tanari” (ex “Bologna Maggiore”) (BO)
La realizzazione del nuovo impianto è funzionale a molteplici esigenze del sistema elettrico
nel capoluogo emiliano, in particolare al soddisfacimento delle crescenti richieste di carico
dell’Ospedale Maggiore, all’alimentazione della prima tratta della metro tranvia e ai carichi
derivanti dagli sviluppi urbanistici in zona.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Nibbiano” (PC)
La realizzazione del nuovo impianto consentirà di soddisfare molteplici esigenze del sistema
elettrico nelle aree a bassa e media concentrazione della provincia di Piacenza. Nell’area è
attualmente presente un impianto MT/MT alimentato a 30kV; la realizzazione della nuova cabina
AT/MT risulterà funzionale al futuro declassamento a 15 KV di questa linea ed al successivo
riassetto della Rete MT.
35/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Marche
SENIGALLIA OVEST
CAMPOFILONE
COMUNANZA
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Campofilone” (FM)
La nuova Cabina Primaria di Campofilone è prevista in sostituzione della attuale Cabina
Primaria Pedaso caratterizzata da una sezione AT con tensione non unificata di 60 kV.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Senigallia Ovest” (AN)
L’inserimento in rete della Cabina Primaria Senigallia Ovest (AN) consentirà di migliorare la
qualità del servizio nelle aree a bassa e media concentrazione nella Provincia di Ancona.
Attualmente l’area è alimentata dalle C.P. di: Senigallia (AN), San Lorenzo in Campo (PU) e
Mondolfo (PU). La costruzione della nuova C.P. consentirà il dimezzamento della lunghezza
media delle linee MT presenti nell’area.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Comunanza” (AP)
La nuova Cabina Primaria di Comunanza nasce in sostituzione dell’attuale centro satellite,
la connessione alla rete AT consentirà il miglioramento delle prestazioni della rete MT sottesa.
36/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Toscana
VIAREGGIO 2
UNIVERSITA’
OSPEDALETTO
PIEVE
S.STEFANO
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Ospedaletto” (PI)
La nuova Cabina Primaria è prevista per risolvere i problemi di carico nella zona industriale
di Ospedaletto, posta a sud/est della città di Pisa, e farà fronte ai nuovi carichi del vicino polo
ospedaliero di Cisanello, in corso di realizzazione. La nuova CP permetterà la realizzazione di
nuove uscenti in cavo interrato che ottimizzeranno i carichi della attuale rete MT ormai prossima
alla saturazione.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Pieve S. Stefano” (AR)
La nuova Cabina Primaria di Pieve S. Stefano è prevista per risolvere i problemi di carico
nella zona industriale posta a nord della Provincia di Arezzo, al confine tra le Regioni Toscana,
Emilia Romagna e Marche, nei Comuni di Pieve S. Stefano e Caprese Michelangelo. Inoltre la
nuova cabina primaria consentirà di aumentare il grado di rialimentabilità dei carichi dell’area
migliorando la qualità del servizio.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Università Sesto Fiorentino” (FI)
La nuova cabina primaria farà fronte oltre alle nuove richieste già previste (per circa 30
MW), legate alle forniture del polo scientifico universitario e dell’aeroporto di Peretola, nelle aree
adiacenti di Castello e Osmannoro (comune di Sesto Fiorentino), anche alla previsione di
significativi sviluppi nei prossimi anni di carichi passivi e attivi di notevole taglia. Gli impianti attuali
risultano, in prospettiva, insufficienti a far fronte alle nuove esigenze di sviluppo del carico, a tal
proposito si segnalano 10 MW per il polo ospedaliero di Careggi (fornitura già attiva), e le nuove
forniture per la scuola allievi sottoufficiali CC per complessivi 4 MW e le forniture per le linee 2 e 3
della tramvia.
37/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Viareggio 2 - Montramito” (LU)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria consentirà di ripartire il carico e i clienti
attualmente sottesi dalla Cabina Primaria di Viareggio Rondinella che alimenta con due
trasformatori AT/MT da 40 MVA oltre 60.000 clienti bt dell’ambito alta concentrazione della
provincia di Lucca. Nell’area interessata si nota una sensibile ripresa delle attività imprenditoriali
nel settore della cantieristica nautica da diporto. Inoltre nel periodo estivo si registrano delle punte
di carico che portano al limite di sfruttamento la rete MT sottesa all’impianto esistente.
38/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Lazio
ORTE
S.ORESTE
OLIMPO
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “S.Oreste” (RM)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di S. Oreste è prevista per far fronte ad una
richiesta di carico puntuale di 7,7 MW (Outlet S. Oreste) e alla ulteriore previsione di crescita di
carico nell’area circostante. La nuova Cabina Primaria consentirà anche di ottimizzare l’esercizio
della attuale rete MT, con richiusure verso le Cabine Primarie esistenti di Morlupo, Colonnetta, C.
Castellana.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Orte” (VT)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di Orte, che verrà costruita in sostituzione
dell’attuale, è prevista per far fronte alle criticità di carico riscontrate nell’area.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Olimpo” (LT)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria Olimpo è prevista per far fronte ad una
previsione di crescita di carico nell’area del comune di Aprilia, che a regime arriverà a circa 20
MW. La nuova Cabina Primaria, oltre a soddisfare l’ingente richiesta di carico, consentirà di
ottimizzare l’esercizio della attuale rete MT, con richiusure verso l’esistente Cabina Primaria di
Aprilia.
39/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Abruzzo
BASCIANO
FOSSACESIA
ACESIA
FOSSACESIA
FOSSACESIA
ACESIA
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Fossacesia” (CH)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di Fossacesia è prevista per far fronte ad un
miglioramento della qualità del servizio negli ambiti di media e bassa concentrazione della
provincia di Chieti, sede di insediamenti produttivi e residenziale in espansione. La nuova Cabina
Primaria, oltre a soddisfare l’esigenza di un miglioramento della qualità, in termini di riduzione della
durata e del numero delle interruzioni, consentirà di ottimizzare l’esercizio della attuale rete MT,
con richiusure verso le Cabine Primarie esistenti di: Atessa ZI, Lanciano, Vasto e Gissi.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Basciano” (TE)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di Basciano è prevista per migliorare la qualità
del servizio nell’ambito di bassa concentrazione della provincia di Teramo. La nuova Cabina
Primaria consentirà inoltre di ottimizzare l’esercizio della attuale rete MT, con richiusure verso le
Cabine Primarie esistenti di: Teramo ZI, Teramo Città e Cellino Attanasio.
40/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Campania
SAINT GOBAIN
CASAPESENNA
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Casapesenna” (CE)
L’ubicazione della suddetta Cabina Primaria è stata individuata nel Comune di Giugliano in
Campania. La rete MT afferente si sviluppa principalmente nella zona dei Comuni di: Giugliano,
Aversa, Casapesenna, Casal di Principe, Parete, San Cipriano d’Aversa, Trentola Ducenta, Villa
Literno e limitrofi. Il nuovo impianto primario sarà interconnesso con la rete MT esistente
contribuendo a migliorare il grado di infrastrutturazione e la qualità della rete elettrica di
distribuzione, inoltre ridurrà i carichi delle CP limitrofe di: Aversa 220, Aversa 150, Patria 150 e
Villa Literno. L’intervento permetterà di migliorare la qualità del servizio elettrico in una vasta area
ad alta e media concentrazione della provincia di Caserta.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Saint Gobain” (CE)
La realizzazione della nuova Cabina Primaria di Saint Gobain è finalizzata all’adeguamento
della rete AT e MT all’evoluzione del carico prevista e alla sua dislocazione sul territorio, compresi
incrementi puntuali di carico per un totale di 24 MW da parte di clienti MT. Per l’area, attualmente
servita dalla C.P. Caserta, il trend di crescita del carico registrato negli ultimi cinque anni evidenzia
un tasso medio pari a circa il 6,7%. La C.P., oltre a garantire l’alimentazione ai nuovi insediamenti,
sarà in grado di assicurare la controalimentazione delle linee MT degli altri impianti primari.
41/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Puglia
SAN SEVERO SUD
ASCOLI OVEST
BARI SAN GIORGIO
SANTERAMO
RUGGIANELLO
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Ascoli Ovest” (FG)
L’ubicazione della Cabina Primaria è in area semiurbana, in posizione baricentrica rispetto
allo scenario di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, prevalentemente fotovoltaica di
piccola-media taglia, per una potenza totale stimata al momento di circa 70 MW da connettere alla
rete MT a 20 kV. La rete MT esistente non consente di far fronte a tale sviluppo di richieste.
L’impianto è inserito nel Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio
Energetico (POI Energia) ed è finanziato tramite una convenzione stipulata con il Ministero per lo
Sviluppo Economico e la Regione.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Ruggianello” (TA)
L’ubicazione della Cabina Primaria è in area rurale, la rete MT afferente si sviluppa
principalmente nella zone dei Comuni di Avetrana e Manduria. L’ubicazione territoriale è
baricentrica rispetto allo scenario di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili,
prevalentemente fotovoltaica di piccola–media taglia, per una potenza totale stimata al momento
di circa 69 MW da connettere alla rete MT. L’impianto in questione si configura come Cabina
Primaria di Trasformazione AT/MT e "collettore di potenza MT". L’impianto è inserito nel
Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico (POI Energia) ed
è finanziato tramite una convenzione stipulata con il Ministero per lo Sviluppo Economico e la
Regione.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “San Severo Sud” (FG)
L’ubicazione della Cabina Primaria è in area semiurbana, in posizione baricentrica rispetto
allo scenario di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, prevalentemente fotovoltaica di
piccola-media taglia, per una potenza totale stimata al momento di oltre 80 MW da connettere alla
rete MT a 20 kV. L’impianto è inserito nel Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili
e Risparmio Energetico (POI Energia) ed è finanziato tramite una convenzione stipulata con il
Ministero per lo Sviluppo Economico e la Regione.
42/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Bari San Giorgio” (BA)
L’ubicazione della Cabina Primaria è in area urbana nel territorio di Bari (BA). L’ubicazione
territoriale ipotetica della Cabina Primaria è stata scelta in posizione periferica rispetto all’area di
sviluppo in modo da realizzare linee MT a “congiungente” con la cabina primaria Bari Sud.
L’impianto serve a far fronte all’aumento di carico nella zona alimentata.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Santeramo” (BA)
L’ubicazione della Cabina Primaria è in area semiurbana dove insistono linee MT molto
lunghe. Il diffondersi di impianti di piccola e media taglia di generazione da fonti rinnovabili ha
prodotto notevoli criticità. L’impianto interessa i comuni di: Altamura, Santeramo, Matera e Laterza.
43/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Calabria
CALOVETO
BAGNARA
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Bagnara” (RC)
La costruzione della Cabina Primaria di Bagnara è finalizzata alla connessione di numerose
forniture della Società Autostrade SA-RC nei pressi di Bagnara, nell’ambito di bassa
concentrazione della Provincia di Reggio Calabria. La Cabina Primaria sarà realizzata in posizione
baricentrica rispetto alla Stazione di Scilla e la Cabina Primaria di San Procopio e allacciata in
entra esci sulla linea 150 kV Rizziconi - Scilla.
Nuova Stazione di trasformazione AT/MT “Caloveto” (CS)
La nuova Cabina Primaria è finalizzata a consentire la connessione di impianti di produzione
di piccola–media taglia, prevalentemente in media tensione. Data la saturazione della rete MT
dell’area si rende infatti necessaria una nuova cabina di trasformazione AT/MT. La Cabina
Primaria sarà realizzata nell’area rurale del Comune di Caloveto, tra le attuali Cabine Primarie di
Cariati e Rossano, consentendo la razionalizzazione della rete MT dell’area. L’impianto è inserito
nel Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico (POI
Energia) ed è finanziato tramite una convenzione stipulata con il Ministero per lo Sviluppo
Economico e la Regione.
44/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Sicilia
PARTANNA
ALIA
ACIREALE
FILONERO
Nuova stazione di trasformazione “Partanna” (TP)
Il sito interessato alla realizzazione dell’impianto è ubicato nel territorio del comune di
Partanna, in provincia di Trapani, contrada Magaggiari. L’attuale rete MT con linee di notevole
lunghezza limita la possibilità di connettere impianti di produzione. La nuova Cabina Primaria, che
verrà collegata in entra - esce alla linea AT a 150 kV “Santa Ninfa - SE Partanna”, consentirà di
ridurre la lunghezza media delle attuali linee a 20 kV, migliorerà la qualità del servizio elettrico
potenziando la rete di distribuzione e permetterà una maggiore capacità ricettiva per le future
richieste di connessione.
Nuova stazione di trasformazione “Alia” (PA)
L’area in cui è prevista la nuova Cabina Primaria è situata nel comune di Alia, in provincia di
Palermo, in contrada Montagna. L’impianto verrà allacciato in entra - esce all’elettrodotto AT a 150
kV che collega l’adiacente impianto del produttore ASJA con il produttore Eolo Cesa sito nel
territorio di Caccamo (PA). L’attuale rete MT con linee di notevole lunghezza limita la possibilità di
connettere impianti di produzione. Il nuovo impianto migliorerà altresì la qualità del servizio
elettrico dell’area mediante la realizzazione di nuove uscenti MT.
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Acireale” (CT)
Il sito interessato alla realizzazione dell’impianto è ubicato nel territorio del comune di
Acireale, in provincia di Catania, in contrada Mangano. L’impianto sarà alimentato dall’elettrodotto
AT a 150 KV, che collega gli impianti di Acicastello FS ed Acireale FS. L’attuale rete MT con linee
di notevole lunghezza limita la possibilità di connettere impianti di produzione. Il nuovo impianto
migliorerà altresì la qualità del servizio elettrico dell’area mediante la realizzazione di nuove
uscenti MT.
45/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Filonero” (SR)
La nuova Cabina Primaria si inserisce nella rete MT che alimenta il territorio dei Comuni di:
Augusta, Melilli e Priolo (polo industriale). La nuova Cabina Primaria consentirà, mediante la
realizzazione di nuove uscenti MT, di ridurre la lunghezza media delle attuali linee e di migliorare
la qualità del servizio.
46/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione Sardegna
BONO
Nuova stazione di trasformazione AT/MT “Bono” (SS)
L’ubicazione della Cabina Primaria è in area rurale e consentirà di far fronte alle attuale
criticità di controalimentabilità della rete MT. La messa in servizio della Cabina Primaria consentirà
di cedere a Terna la linea AT Bono-Buddusò, attualmente utilizzata in MT per alimentare la rete AT
del territorio.
47/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.2
INTERVENTI SU RETE MT
Connessioni
Le soluzioni tecniche per la connessione di clienti passivi e di clienti produttori sono
individuate in conformità a quanto previsto dalla Norma CEI 0-16. Per i clienti produttori, un
ulteriore riferimento è dato dalla Delibera AEEGSI n°99/08 e s.m.i. dell’Autorità per l’energia
elettrica il gas e il sistema idrico.
Nell’individuazione della soluzione tecnica ottimale si prevede di mantenere e, se possibile,
migliorare le caratteristiche elettriche, tecnologiche e strutturali della rete esistente, adottando
componenti e schemi di connessione di elevata affidabilità.
Interventi di adeguamento al carico
Gli interventi di sviluppo della rete MT di maggior rilevanza, correlati all’adeguamento al
carico, afferiscono prevalentemente alla realizzazione delle uscenti da nuove Cabine Primarie di
cui al precedente paragrafo, al quale pertanto si rimanda.
Nel caso di superamento del grado di sfruttamento pianificato delle linee MT sono previsti
interventi puntuali di adeguamento, ad esempio per l’evoluzione del valore massimo degli
assorbimenti e/o del loro fattore di contemporaneità.
In questo secondo tipo di interventi, che solo eccezionalmente assumono rilevanza
economica tale da implicare un’identificazione nominativa nel Piano di Sviluppo, le soluzioni
tecniche adottate possono comportare, secondo un livello orientativamente crescente di
complessità: il potenziamento di tratti di linea esistente, la realizzazione di raccordi (trasversali) tra
linee adiacenti ai fini della ridistribuzione del carico oppure la realizzazione di nuove uscenti da
Cabine Primarie esistenti.
Interventi per Qualità
Gli investimenti finalizzati al miglioramento della qualità del servizio per i clienti finali, sono
necessari per perseguire gli obiettivi definiti dall’AEEGSI con la nuova delibera relativa al nuovo
ciclo regolatorio 2016-2023.
Di seguito sono indicate le principali modalità di intervento sugli impianti e le loro correlazioni
con le variazioni dei parametri di qualità del servizio forniti dall’AEEGSI. Il mix di interventi è
definito puntualmente per ambito territoriale in relazione ai valori di partenza degli indicatori e dei
premi/penali associati, nonché alla configurazione e composizione impiantistica della rete MT
esistente.
a) Provvedimenti con effetto prevalente sulla Durata Cumulata per cliente BT
I provvedimenti con effetto prevalente sulla durata cumulata, indipendenti dal numero delle
interruzioni, sono essenzialmente quelli che impattano sulle tempistiche di rialimentazione,
completa o parziale, del tratto di rete interessato dal guasto, in parte correlate alla durata della
singola interruzione. La durata della singola interruzione ha assunto valori sufficientemente
omogenei su tutto il territorio nazionale, sintomo di una ormai raggiunta maturità tecnologica e
organizzativa delle modalità di gestione dei guasti.
Le azioni previste in piano tendono a limitare le disomogeneità residue all’interno di ciascun
ambito, addensando la distribuzione dei tempi di rialimentazione intorno al valore ottimale. Esse
48/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
consistono in:

incremento dell’omogeneità del passo di telecontrollo della rete;

incremento del grado di sezionabilità e rialimentabilità della rete MT.
L’incremento del grado di rialimentabilità della rete MT ha efficacia anche nei riguardi del
contenimento delle interruzioni prolungate.
b) Provvedimenti con effetto prevalente sul Numero delle interruzioni (Lunghe e Brevi) per cliente
BT
I provvedimenti con effetto prevalente sul numero di interruzioni per cliente BT sono volti alla
riduzione del numero di clienti per linea e ad incrementare l’ affidabilità dei componenti di rete.
Questi ultimi solo in casi particolari sono citati espressamente nel presente piano.
c) Provvedimenti con effetto su numero e durata delle interruzioni per cliente BT
Si tratta di azioni volte a:

ridurre la probabilità di interruzione;

ridurre gli effetti delle interruzioni verificatesi.
Rientrano nella prima fattispecie gli interventi di upgrade prestazionale dei componenti di
rete, in particolare quelli di incremento del livello di isolamento. Tra questi si citano:

coordinamento dell’isolamento;

sostituzione linee aeree nude con linee in cavo;

sostituzione componenti di cabina isolati in aria.
Della seconda categoria fanno invece parte gli interventi atti a incrementare la capacità di
selezionare il guasto lungo la linea, ridistribuendo i clienti e in particolare:

automazione della rete MT;

realizzazione di nuove linee MT o di nuovi elementi di rete (razionalizzazione);

realizzazione di nuovi Centri Satellite o Cabine Primarie.
49/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.3
INTERVENTI SU RETE BT
Generalità
Gli interventi sulla rete BT non assumono rilevanza economica tale da comportare
un‘evidenza puntuale nei piani di investimento. Tali interventi, indipendentemente dall’entità degli
impegni di spesa ad essi associati, sono condotti in conformità a metodologie di analisi e criteri di
sviluppo individuati con riferimento allo specifico livello di tensione, come di seguito riepilogato:
Connessioni
L’allacciamento di nuovi clienti alla rete di distribuzione di bassa tensione può richiedere:

la posa di un nuovo gruppo di misura su una presa esistente;

la realizzazione di una nuova presa o la modifica di una presa esistente (lavoro
semplice);

la costruzione di nuove linee o porzioni di linea (lavoro complesso).
Le linee sono realizzate in cavo aereo o sotterraneo, di norma utilizzando la stessa
soluzione tecnica adottata per gli impianti già esistenti ai quali ci si raccorda.
Interventi di adeguamento al carico
Gli interventi su rete BT per adeguamento al carico nascono da attività di monitoraggio
fisico, strumentale e da sistema informativo, condotte sulla rete e sono volti a garantire il non
superamento dei limiti prestazionali dei componenti installati e il mantenimento del livello di
tensione lungo linea entro il limite di valori predefiniti. Tali interventi consistono soprattutto nel
potenziamento di linee o tratti di linea esistenti e, solo eccezionalmente, nella realizzazione di
raccordi (trasversali) tra linee adiacenti ai fini della ridistribuzione del carico o nella realizzazione di
nuove linee da cabine di trasformazione MT/BT esistenti.
A sottolineare la necessità di sviluppo e adeguamento al carico della rete, intervengono
inoltre eventi rilevanti ai fini della qualità del servizio ma di fatto legati a esigenze di potenziamento
degli impianti, quali ad esempio gli interventi per sovraccarico degli interruttori di bassa tensione.
In questo caso, di norma, se sono necessari interventi sulla rete, questi comportano la
realizzazione di trasversali per la ridistribuzione del carico o nuove linee.
Infine, nell’ambito dei lavori sulla rete di bassa tensione per adeguamento al carico, hanno
rilevanza anche quelli volti alla realizzazione di raccordi e nuove linee BT, conseguenti alla messa
in servizio di cabine di trasformazione necessarie per far fronte allo sviluppo del carico sulla rete
sottostante.
50/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Interventi per Qualità
La pianificazione degli interventi per qualità sulla rete BT assume una valenza tanto più
significativa quanto maggiore è l’incidenza percentuale della componente “bassa tensione” sul
numero e sulla durata delle interruzioni per cliente BT. Tale componente può risultare rilevante nel
caso dei centri cittadini, all’interno dei quali non è rara la presenza di singole linee BT con numero
di clienti elevato. Si tratta in ogni caso di interventi puntualmente individuati come soluzioni rispetto
a specifiche criticità, quali ad esempio la distribuzione disomogenea dei clienti sulle diverse linee o
l’assenza di rialimentabilità di carichi rilevanti.
51/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
PROVVEDIMENTI CONSEGUENTI
ALL’APPLICAZIONE
84/2012/R/EEL E SUCCESSIVE INTEGRAZIONI
4.4
DELLA
DELIBERA
Come già illustrato al paragrafo 3.1 con il nuovo scenario di riferimento tecnico e regolatorio
sono state introdotte nuove prescrizioni per assoggettare ai servizi di rete la generazione
distribuita non rilevante.
Tali prescrizioni, se da un lato concorrono ad aumentare il grado di stabilità della Rete di
Trasmissione Nazionale, dall’altro determinano un aumento del rischio di formazione di “isola
incontrollata” sulla rete di distribuzione.
Al fine di ridurre il rischio di formazione di “isola incontrollata” e richiusure in “contro-fase”,
devono essere previsti ulteriori e specifici interventi tecnici nelle cabine primarie interessate da una
considerevole connessione in MT e BT degli impianti di produzione.
In particolare gli interventi consistono principalmente nel condizionare la richiusura rapida
della linea MT in Cabina Primaria all’assenza di tensione sulla linea MT stessa. Lo scopo di questi
interventi è, in caso di formazione di un’isola MT/BT sostenuta dalla generazione MT e BT, inibire
la richiusura rapida degli interruttori MT, prevista dai cicli automatici, in presenza di tensione lato
linea a fronte di un’apertura per guasto. Ciò può prevenire possibili richiusure in “contro-fase”,
evitando danni ad impianti ed apparecchiature.
Ulteriori interventi sono in corso di valutazione anche con riferimento all’evoluzione della
normativa di settore.
4.5
PROGETTI DI INNOVAZIONE TECNOLOGICA SULLA RETE ELETTRICA
L’innovazione tecnologica ha costituito e costituisce per Enel Distribuzione una delle
principali leve di miglioramento delle performance. I risultati ottenuti nel corso dell’ultimo decennio
da Enel Distribuzione nei campi del servizio al cliente, dell’efficienza operativa e della continuità
del servizio, che spesso costituiscono un benchmark a livello internazionale, sono in larga parte
derivanti dall’utilizzo originale e spesso anticipatorio degli strumenti di volta in volta disponibili.
In relazione alla rapidità di evoluzione delle tecnologie, in particolar modo di quelle a
maggior contenuto “immateriale”, e data la complessità dei sistemi gestiti, i progetti di innovazione
tecnologica sono accuratamente selezionati al fine di verificarne:

la possibilità di prima implementazione, secondo programmi temporali coerenti con
l’obsolescenza della tecnologia adottata;

l’aggiornamento successivo, in concomitanza dei prevedibili mutamenti di scenario
tecnologico.
Le iniziative di seguito esposte rappresentano, con riferimento agli investimenti ad esse
associate, i principali progetti in corso, risultanti dal processo di selezione sopra descritto.
52/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.5.1 Interventi per lo sviluppo dello Smart Metering di seconda generazione
Dal 2016 è previsto l’avvio di una campagna di sostituzione massiva di oltre 32 milioni di
Smart Meter e oltre 380.000 concentratori. Nel periodo 2016-2018 è previsto un piano di
investimenti di circa 1.100 M€.
La seconda generazione di smart meter, il cui sviluppo è già iniziato nel corso del 2015, sarà
orientata verso tre ambiti funzionali principali:

Focus sul Consumatore: abilitare servizi innovativi al Consumatore, alle Istituzioni e
agli operatori del Mercato Elettrico per promuovere maggiore consapevolezza e
informazione sull’utilizzo dell’energia;

Focus sul Servizio Elettrico: migliorare la qualità complessiva del Servizio Elettrico
aumentando i dati a disposizione per la gestione della Rete e dare un fondamentale
impulso al processo di smartizzazione della rete BT;

Focus sui Processi delle Rete: rendere più efficienti ed efficaci i processi tecnici e
commerciali a vantaggio dei clienti e dei venditori, mettendo a disposizione più
informazioni e migliorando le funzioni a supporto dell’automazione, del monitoraggio e
delle verifiche;
Tali obiettivi saranno raggiunti agendo su tutte le componenti del sistema di Telegestione:

Sistema centrale: dotato di architettura scalabile e che utilizza tecnologie Big Data per
storage e processing;

Concentratore: dotato di canali di comunicazione evoluti (3G, 4G, fibra ottica) verso il
sistema centrale e in grado di comunicare con l’unità periferica di Telecontrollo in
cabina secondaria. Sarà dotato inoltre di un canale Wireless M-BUS 169 MHz, in
grado di comunicare con i contatori elettronici e con i sensori e attuatori posti sulla rete
BT e con misuratori di altre Utility (acqua, gas, calore, ecc.);

Contatore elettronico: dotato di un canale addizionale PLC dedicato alla
comunicazione con i dispositivi domotici e di un canale Wireless M-BUS 169 MHz,
utilizzato come canale di back up di comunicazione con il concentratore, in particolare
per eventi e spontanee.
53/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.5.2 Progetto TPT2000 per il telecontrollo delle Cabine Primarie
L’installazione dei nuovi terminali TPT2000 rientra nel programma di innovazione
tecnologica degli apparati di Telecontrollo delle Cabine Primarie, volto ad adottare le nuove
piattaforme digitali, abbandonando quelle analogiche non più supportate dagli operatori di
telecomunicazione.
Il nuovo apparato di telecontrollo TPT2000 è stato concepito per rispondere alle nuove
necessità, rendendo disponibili un maggior numero di segnali, misure e comandi per l’interfaccia
con il campo, ormai indispensabili per supportare le aumentate esigenze di monitoraggio e
controllo della rete elettrica.
Il protocollo di comunicazione utilizzato è conforme agli standard internazionali, pertanto
possono essere utilizzate infrastrutture di telecomunicazione tra le più moderne offerte dal
mercato.
Il telecontrollo degli impianti primari di Enel Distribuzione è costituito essenzialmente da tre
sottosistemi:

il terminale periferico di tele operazione (TPT2000) con adeguamento impiantistico del
relativo sistema di protezione di cabina primaria;

la rete di comunicazione IP;

i Sistemi di Telecontrollo Centrali STUX e STM.
L’architettura del sistema prevede che la comunicazione tra gli impianti primari e i Centri
Operativi di Enel sia di tipo ridondante per garantire un elevato standard di affidabilità.
Al termine del 2015 sono in esercizio circa 1760 impianti. Il piano di installazione per il
triennio 2016-2018 prevede il completamento dell’intero parco di impianti primari, con
l’equipaggiamento di ulteriori 670 impianti.
La realizzazione del suddetto progetto, inoltre, consente lo sviluppo di ulteriori funzionalità e
servizi:

“Sistemi di Difesa della Rete Elettrica” da rischi di black-out, più evoluti rispetto agli
attuali. Questa architettura di rete è in grado di connettere gli impianti di Telecontrollo
di Enel Distribuzione con i sistemi di Controllo e Difesa di Terna;

Sistemi di allarmi e Videomonitoraggio degli impianti primari;

Raccolta misure di qualità dell’Energia Elettrica distribuita (Power Quality).
54/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Figura 12 - Architettura del sistema di telecontrollo.
4.5.3 Interventi per lo sviluppo delle Smart Grids
L’affermarsi e la costante crescita delle nuove fonti energetiche, soprattutto rinnovabili,
segnalano la necessità di un nuovo modello di rete elettrica. Le Smart Grids sono da più parti
indicate come il nuovo modello di rete elettrica necessario per gestire in modo efficace la crescente
complessità della rete di distribuzione. Partendo dalla definizione della European Technology
Platform, le Smart Grids sono intese come “an electricity network that can intelligently integrate the
actions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both- in order to
efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supply”.
Le Smart Grids prevedono la trasformazione della rete elettrica in una rete interattiva,
riuscendo a integrare in modo dinamico le esigenze dei consumatori e gestire in modo efficiente la
costante crescita delle nuove fonti di generazione distribuita.
Tali funzionalità sono rese possibili attraverso l’implementazione di una infrastruttura di
comunicazione a banda larga, basata ad esempio su fibra ottica, che risulta essere affidabile,
veloce e con ampie capacità di trasmissione.
I benefici associati all’evoluzione verso le Smart Grids riguardano quindi potenzialmente tutti
gli ambiti della gestione degli impianti di distribuzione: continuità del servizio, efficienza energetica,
regolazione della tensione, sicurezza del sistema elettrico attraverso l’interoperabilità con il gestore
della RTN, integrazione dei veicoli elettrici e partecipazione attiva dei clienti finali alla gestione
dinamica dei segnali di consumo e prezzo.
L’evoluzione delle reti richiede un grande sforzo innovativo volto a ricercare e testare le
migliori soluzioni da implementare in modo massivo sulla rete. In tal senso l’impegno di Enel
Distribuzione nel prossimo triennio si orienta verso iniziative di sperimentazione e prototipazione
che coprono i diversi ambiti di innovazione sopra richiamati.
55/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Di seguito sono sinteticamente descritte le principali iniziative in argomento.
Evoluzione dei Sistemi di protezione e controllo delle Cabine Primarie
L’incremento della generazione distribuita connessa alla rete di media tensione ed il
conseguente aumento dei casi di inversione del flusso di energia (dalla rete MT alla rete AT),
nonché l’evoluzione tecnologica e quella degli standard Internazionali, comportano l’adeguamento
del sistema di protezione e controllo adottato nelle Cabine Primarie. La nuova generazione di
apparati utilizza il protocollo standard IEC 61850 e prevede funzionalità di protezione e di
automazione di rete più sofisticate, in grado di garantire il corretto funzionamento dei sistemi in
presenza di reti attive; consente inoltre la misura dei flussi di potenza sui quattro quadranti del
piano potenza Attiva-Reattiva.
Evoluzione apparati e sistemi centrali (STUX/STM) di Cabina Primaria (TPT2000/TPT2020) e di
Cabina Secondaria per il telecontrollo e l’automazione della rete (UP e RGDM)
In questi ambiti sono comprese le attività di evoluzione HW e SW dei sistemi di telecontrollo
e automazione a supporto di tutti i progetti Smart Grids previsti, con particolare riferimento alle
funzionalità evolute di monitoraggio in tempo reale, di regolazione della tensione MT e di scambio
informativo con TERNA.
Queste attività costituiscono una base comune dei diversi progetti Smart Grids garantendo
omogeneità ed integrazione degli sviluppi. Nel periodo in considerazione è previsto l’upgrade dei
sistemi centrali di telecontrollo ai fini del rinnovo tecnologico e del potenziamento HW delle varie
piattaforme. Anche per i sistemi DMS (Distribution Management Systems), usati per i calcoli di rete
in tempo reale, è in corso una evoluzione HW e SW al fine di soddisfare le esigenze emergenti.
Evoluzione apparati periferici (µUP) e sistemi centrali per il telecontrollo della rete di Bassa
Tensione (STB)
In questo ambito sono comprese le attività di sviluppo e di installazione del nuovo Sistema di
telecontrollo per la rete di Bassa Tensione (STB) a supporto dei progetti Smart Grids previsti nel
periodo in oggetto.
56/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Connettività IP broadband per cabine secondarie
La connettività IP Broadband costituisce il fattore abilitante per la realizzazione delle
funzionalità Smart Grids in corso di sviluppo. L’attività si propone di realizzare un’infrastruttura di
comunicazione che consenta di connettere i nodi della rete elettrica di distribuzione al sistema
centrale di telecontrollo in modalità always-on, con una banda tale da garantire il corretto
funzionamento dei nuovi protocolli di comunicazione. Ad oggi tale infrastruttura è stata realizzata o
è in corso di realizzazione nell’ambito di alcuni progetti finanziati appartenenti ai filoni Smart Grids
e Smart Cities (Isernia, Grid4EU, L’Aquila Smart City, Puglia Active Network, etc.).
Electrical Storage Systems (ESS)
I dispositivi di accumulo potrebbero essere utilizzati per rispondere ad alcune delle nuove
esigenze derivanti dalla penetrazione massiva della generazione distribuita, ad esempio per la
mitigazione degli effetti dovuti all’intermittenza nell’erogazione di potenza della generazione
rinnovabile o per sopperire a deficienze locali del sistema elettrico di distribuzione. Gli ESS
potrebbero sostituire interventi più costosi, ad esempio in casi in cui la rete entra in sovraccarico
solo per alcuni periodi al giorno.
Nell’anno 2014 sono stati completati i lavori per l’installazione di tre apparati finanziati
nell’ambito del progetto POI:

C.P. Campi Salentina – Puglia

C.P. Chiaravalle – Calabria

C.P. Dirillo – Sicilia
Enel Distribuzione ha in corso test degli ESS, sia per applicazioni lungo la rete MT, sia per
applicazioni in Cabina Primaria. Sono stati individuati, inoltre, altri siti dove potrebbero essere
installati ulteriori apparati di accumulo dell’energia a causa delle particolari condizioni di rete
(Tabella 6). La loro realizzazione è comunque subordinata all’evoluzione del quadro normativo e
regolatorio e alla possibilità di attingimento a finanziamenti a fondo perduto.
Regione
Cabina Primaria
Abruzzo
Abruzzo
Abruzzo
Basilicata
Basilicata
Calabria
Calabria
Calabria
Campania
Campania
Emilia Romagna
Lazio
Lazio
Lazio
S. Omero
Carunchio
Rosciano
Ferrandina
Tricarico
Villapiana
Lamezia T.
S. Eufemia Ind.
Marzanello
Montefalcone
Conselice
Camposcala
Tarquinia
Canino
Taglia
2 MW
1 MW
1 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
1 MW
2 MW
2 MW
2 MW
– 2 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
57/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regione
Cabina Primaria
Marche
Marche
Marche
Marche
Molise
Molise
Molise
Molise
Piemonte
Piemonte
Piemonte
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Puglia
Sardegna
Sardegna
Sicilia
Sicilia
Sicilia
Sicilia
Toscana
Veneto
Force
Colmarino
Treia
S. Lorenzo
Portocannone
Montecilfone
Morrone
Ripalimosani
Saluzzo
Spinetta
Biella Sud
Lizzano
Francavilla
Casamassima
Foggia Industriale
Galatina
S. Vito Dei Normannni
Carpignano
S. Pietro Vernotico
Trinitapoli
S. Giorgio Jonico
Isili
Narbolia
Valguarnera
Ravanusa
Francofonte
Caltavuturo
Monterotondo
Salara
Taglia
2 MW
1 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
1 MW
2 MW
1 MW
2 MW
1 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
2 MW
1 MW
1 MW
2 MW
2 MW
1 MW
1 MW
1 MW
2 MW
1 MW
1 MW
– 1 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
– 2 MWh
– 1 MWh
– 1 MWh
Tabella 6 – Cabine Primarie individuate per possibili installazioni di apparati di Storage MT
58/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Enel Smart Info
Nel contesto di quanto disposto dalla Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico
con delibera AEEGSI n° 56/09, in applicazione di quanto disposto dall'art 17, comma 1 lettera c)
del D.Lgs. 115 del 30 maggio 2008, secondo cui "le imprese di distribuzione […], provvedono ad
individuare modalità che permettano ai clienti finali di verificare in modo semplice, chiaro e
comprensibile le letture dei propri contatori, sia attraverso appositi display da apporre in posizioni
facilmente raggiungibili e visibili, sia attraverso la fruizione dei medesimi dati attraverso ulteriori
strumenti informatici o elettronici già presenti presso il cliente finale", è stato sviluppato il
dispositivo Smart Info che, comunicando con il contatore elettronico di consumo o di produzione,
consente alla clientela di fruire in modo agevole delle informazioni presenti nel contatore tramite
diversi supporti visivi (es. personal computer, dispositivi mobili, display dedicati).
La fruizione di tali informazioni permette di conoscere meglio i consumi, di monitorare
l’eventuale produzione locale e di ottimizzare la propria domanda di energia elettrica, organizzando
in maniera più efficiente l’utilizzo degli elettrodomestici e del sistema di illuminazione. Inoltre sono
stati sviluppati: un display dedicato, un software per PC, un app per configurare il dispositivo in
modalità Plug&Play e un dongle per la trasmissione dei dati in WiFi.
Nel triennio tali innovazioni saranno rese disponibili in via sperimentale ai clienti finali
residenti nei comuni interessati dal progetto Smart City L’Aquila, NER 300/Puglia Active Network e
dai progetti Europei Flexiciency e Replicate.
Energy Management System
In occasione di EXPO 2015 è stato sviluppato un sistema che permette di offrire servizi di
efficienza energetica attraverso l’interazione con Enel Smart Info e con un’infrastruttura di campo
dedicata alla misura e al controllo dei carichi elettrici. Tale sistema sarà ulteriormente sviluppato
nel triennio nell’ottica sia di sperimentare la realizzazione di una web application dedicata ai clienti
residenziali e di piccola taglia, sia di integrare nuovi dispositivi di campo con nuove funzionalità e
ambiti applicativi (es. microgrid, gestione smart charging). Tali evoluzioni saranno ulteriormente
definite e sperimentate nell’ambito del progetto H2020 Flexiciency.
Progetto Smart City L’Aquila
Lo scorso Dicembre 2013, Enel Distribuzione ha lanciato un altro importante progetto Smart
City che amplia il ventaglio di collaborazioni, sui temi della sostenibilità ambientale, con le
municipalità italiane. Il progetto interessa la città dell’Aquila ed è in corso di realizzazione con
ultimazione prevista a Dicembre 2017 e mira a creare il tessuto tecnologico/infrastrutturale di base
per lo sviluppo del capoluogo abruzzese in ottica Smart City.
59/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Progetto Puglia Active Network – NER 300
Il Progetto Puglia Active Network ha partecipato al concorso per il bando dalla Commissione
Europea NER 300 indetto il 3 aprile 2013 e finalizzato al co-finanziamento di progetti dimostrativi
CCS relativi a tecnologie RES innovative.
Il progetto ha come obiettivo principale quello di migliorare l’integrazione della generazione
distribuita da fonte rinnovabile alla rete di distribuzione attraverso l’utilizzo di tecnologie innovative.
Si tratta di interventi in un’area con forte penetrazione di rinnovabili che determina pertanto
l’esigenza di gestire una rete di distribuzione attiva. Le innovazioni introdotte condurranno ad un
incremento della hosting capacity permettendo di aumentare la generazione connettibile sulle reti
di distribuzione, soprattutto da FER, e conseguire una maggiore efficienza energetica, avvicinando
i carichi alle generazioni, e quindi riducendo le perdite in rete.
Nel progetto è anche prevista:

la distribuzione di dispositivi “Smart Info” presso 30.000 clienti;

la realizzazione di stazioni di ricarica 2G e stazioni di ricarica veloce Multistandard
distribuite lungo il territorio della Regione;

l’implementazione di un sistema centrale di controllo e gestione, che interagisce
attraverso un sistema di comunicazione a banda larga con i nuovi dispositivi installati
nelle cabine di trasformazione e di consegna dei produttori.
Urban Control Center per la gestione sostenibile dei flussi energetici nelle Smart city Metropolitane
(UCCSM)
Il progetto intende estendere in modo efficiente ed efficace quanto già sviluppato nell’ambito
del progetto RES NOVAE riguardante un piccolo ambito urbano e terminato nel 2015.
Sfruttando le sinergie e collaborazioni già in essere tra Enel e Politecnico di Bari sul tema, si
prevede lo sviluppo della piattaforma adattandola ad un contesto metropolitano che presenta
complessità maggiori.
EvolvDSO
Il progetto iniziato a Settembre 2013, ha come obiettivo la definizione, lo sviluppo e la
validazione di strumenti e metodologie finalizzate ad abilitare i nuovi ruoli del DSO. Attraverso
l’analisi di scenari futuri caratterizzati da diverse condizioni di penetrazione della generazione
distribuita, mix energetico, “status” e costi di tecnologia, previsione d’incremento/riduzione di
domanda energetica, EvolvDSO ha definito i nuovi ruoli che il distributore dovrà svolgere.
Entro la fine del 2016, il progetto elaborerà una serie di raccomandazioni inerenti le
modifiche del quadro regolatorio e del mercato energetico, necessarie per abilitare i nuovi ruoli del
distributore.
60/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Sviluppo Infrastruttura di ricarica per veicoli elettrici
ENEL Distribuzione è impegnata in prima linea nello sviluppo della futura infrastruttura di
ricarica per i veicoli elettrici, che costituiranno uno strumento fondamentale per ottenere la
riduzione delle emissioni inquinanti in area urbana.
L’infrastruttura di ricarica ideata e progettata da Enel è disegnata per poter essere parte
integrante della rete elettrica e di conseguenza sfrutta a pieno tutte quelle funzionalità avanzate di
misura e controllo che sono ormai un know-how consolidato di Enel.
Per soddisfare le diverse esigenze e stili di vita dei clienti, Enel ha realizzato un avanzato
sistema caratterizzato da diversi tipi di stazioni di ricarica: dispositivi più economici da utilizzare in
garage privati e dispositivi più complessi e robusti per essere installati in strade, parcheggi, cortili
etc.
Oltre alle infrastrutture a bassa potenza (3kW-monofase e 22kW-trifase), già disponibili e
installate in numerose città d’Italia, Enel Distribuzione ha progettato e realizzato stazioni di ricarica
veloce in corrente alternata e in corrente continua. Tutti questi prodotti sono monitorati e controllati
da remoto mediante il sistema EMM in grado di presidiare tutti i processi di gestione degli asset in
campo.
Altri Progetti finanziati dalla Comunità Europea:

progetto PlanGridEV, finanziato nell’ambito del Settimo Programma Quadro della
Commissione Europea; ha l’obiettivo di sviluppare nuovi metodi e strumenti di
pianificazione della rete per favorire l’integrazione delle strutture di ricarica per veicoli
elettrici massimizzando al tempo stesso l’integrazione della generazione distribuita. Il
progetto si concluderà a Marzo 2016.

progetto Flexiciency (2015-2019), finanziato nell’ambito del programma H2020 della
Commissione Europea, ha l’obiettivo di dimostrare come la disponibilità di dati di
misura in tempo reale, attraverso interfacce e formati standard e la creazione di una
piattaforma IT per l’interconnessione dei diversi attori del mercato, possa abilitare il
mercato dei servizi di efficienza energetica e demand response. In tal modo si
contribuirà agli obiettivi di riduzione delle emissioni inquinanti, allo sviluppo di un
mercato europeo per l’energia e all’abilitazione di nuovi servizi e attori del mercato.

progetto Replicate, finanziato nell’ambito del programma Smart Cities and
Communities H2020, partirà a Febbraio 2016 e prevede lo sviluppo e la validazione di
un modello di business per le città che acceleri la transizione verso le smart city negli
ambiti dell’efficienza energetica, mobilità sostenibile e IT.
61/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Regolatori di tensione BT
I regolatori di tensione BT sono componenti utilizzati per risolvere i problemi di qualità della
tensione dei singoli clienti BT installati lungo linea o in prossimità del cliente.
Oltre alle sperimentazioni già effettuate nel 2015, sono previsti test di nuovi dispositivi con
isolamento in olio o a secco e di tipo trifase o monofase, progettati per funzionare in condizione di
flusso di energia “bidirezionale”.
Trasformatori trifase MT/BT in olio con regolazione automatica della tensione
I trasformatori in oggetto hanno lo scopo di garantire, in qualsiasi condizione di
funzionamento, un corretto profilo di tensione ai clienti finali.
Oltre alle sperimentazioni già effettuate nel 2015, sono previsti test di nuovi trasformatori con
diverse soluzioni costruttive, differenti sistemi di regolazione ed equipaggiati con dispositivi per il
monitoraggio della tensione da remoto.
Interruttori MT in vuoto da palo
I nuovi componenti sono interruttori MT in vuoto da installare su linee aeree in conduttori
nudi. La modalità d’uso più diffusa di tale componente prevede la sua installazione in testa alle
derivazioni delle linee al fine di proteggere la dorsale con cicli completi di richiusura evitando che si
aprano l’interruttore di cabina primaria o quelli eventualmente installati nelle cabine secondarie in
dorsale. La sperimentazione in corso prevede l’installazione nel 2016 di circa 50 dispositivi.
Motorizzazione sezionatori AT
E’ prevista l’installazione di sezionatori AT motorizzati che consentono di eseguire le
manovre da remoto riducendo i tempi di distacco richiesti da Terna.
Sensori per quadri MT
Si prevede lo sviluppo di sistemi di sensori e autodiagnosi a bordo dei quadri MT di cabina
primaria e secondaria che consentono la misurazione di temperatura, resistenze di contatto, tempi
di manovra, livello di ozono, ecc..
Interruttori BT telecontrollati con VDS
Il VDS (Dispositivo di Presenza Tensione) è un dispositivo elettronico fornito con
l’interruttore motorizzato che segnala sia in locale che in remoto la presenza di tensione > 25V c.a.
a valle della linea protetta dall’interruttore stesso. Nel 2015 sono stati installati circa 9000
interruttori motorizzati con VDS.
Batterie al piombo puro per alte temperature
La temperatura ambiente in alcune Cabine Secondarie, soprattutto nei mesi estivi, raggiunge
valori molto elevati (intorno ai 60 °C); tale condizione danneggia in maniera irreparabile la batteria
ivi installata.
62/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
La sperimentazione che verrà avviata consiste nell’utilizzare batteria al Pb puro con
particolari caratteristiche costruttive idonee a funzionare a temperature elevate per diverse ore al
giorno consentendo di allungare i tempi di sostituzione programmata.
Nuovo layout cabine per telaio rack
Tale soluzione sarà adottata nelle revisioni di tutte le cabine secondarie unificate; consiste
nello studio del layout delle cabine con conseguente adozione di telai specifici che consentono
l’installazione delle apparecchiature senza dover alterare il manufatto in c.a.
Smart joint
Il nuovo giunto MT con sensore integrato consente di verificare la qualità della giunzione
subito dopo la sua esecuzione. In questo modo si potrà verificare in tempo reale la corretta
esecuzione dello stesso mediante la misura delle scariche parziali al momento dell’energizzazione
del cavo. Inoltre il sensore integrato permetterà anche di effettuare misure periodiche successive
per monitorare lo stato della giunzione nel tempo.
Smart termination light
Si tratta di terminali MT unipolari con sensore di presenza tensione integrato. Questo
terminale permette di ottenere una tensione secondaria corrispondente alla tensione unipolare del
cavo di media tensione per mezzo di un partitore capacitivo integrato all’interno del terminale
stesso. Grazie alle particolari caratteristiche di funzionamento i sensori possono sostituirsi alle
attuali prese capacitive presenti sui quadri MT delle cabine secondarie per alimentare le protezione
RGDAT e/o RGDM.
Morsettiera BT con sezionatori sotto carico
La morsettiera in questione costituisce un evoluzione dell’attuale dispositivo manovrabile
solo manualmente mediante chiave isolata esagonale e cacciavite isolato. Sono previste due
tipologie di organi di manovra: sezionatore a vuoto e sezionatore sotto carico IMS.
Anti-icing
Nel corso del 2015 sono stati installati su diverse linee MT del centro e nord Italia i DAC,
Dispositivi di Allungamento Controllato, che sono sostanzialmente dei fusibili meccanici da
installare in corrispondenza degli amarri della linea. Tali componenti intervengono quando c’è un
sovraccarico meccanico sul conduttore e permettono l’allungamento controllato della campata
evitandone la rottura.
63/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.5.4
Installazione di nuovi trasformatori MT/BT a basse perdite
Enel Distribuzione è impegnata in un programma finalizzato alla mitigazione dei cambiamenti
climatici e alla sicurezza energetica. Attraverso misure di efficientamento della rete elettrica, Enel
intende raggiungere dei risultati sul fronte del risparmio energetico. Nell’ambito di tali misure,
verranno impiegati trasformatori di media/bassa tensione (MT/BT) a basse perdite. Tali
trasformatori sono progettati in maniera tale da garantire perdite inferiori rispetto ai trasformatori
tradizionalmente utilizzati nella rete di distribuzione, nella misura di seguito indicata:

perdite a vuoto (per 24 h/giorno): circa 30% medio;

perdite a carico (per circa 1.800 h/anno): circa 10% medio.
Nell’ambito del Piano di Sviluppo 2016–2018 si prevede l’installazione di circa 25.000
trasformatori MT/BT a basse perdite che saranno utilizzati in parte come incremento di potenza
con nuovi trasformatori e in parte per la sostituzione di quelli obsoleti.
64/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.6
PROGETTI DI SVILUPPO A SUPPORTO DELLE INFRASTRUTTURE
In questa sezione vengono presentati i più significativi progetti di sviluppo di Enel
Distribuzione che non interessano direttamente la rete elettrica, ma che risultano di fondamentale
e strategica importanza per una gestione efficace dei processi e una conduzione efficiente della
rete di distribuzione.
4.6.1
Investimenti in Information & Communication Technology
BEAT - Nuovo Contatore Elettronico
Il progetto BEAT nasce dall’esigenza di avere a disposizione un sistema centrale di
telegestione, misura e lavori in grado di capitalizzare il beneficio di tutte le nuove funzionalità
messe a disposizione dal nuovo contatore di seconda generazione in tutti i processi di business.
Il nuovo sistema centrale (BEAT) dovrà essere in grado quindi di telegestire, oltre l’attuale
infrastruttura, i nuovi misuratori che verranno posti in campo e i nuovi concentratori. Il nuovo
sistema, che andrà a sostituire l’attuale, dovrà altresì avere tutte le funzionalità necessarie alla
gestione dei processi di misura e lavori.
Progetto Health and Safety Management
Il progetto prevede di implementare nel sistema SAP di Enel Distribuzione il modulo HSEM
(Heath & Safety Environment Management) per la gestione dei processi business attinenti alla
sicurezza sul lavoro e alla gestione delle tematiche ambientali.
Attraverso una preliminare fase di analisi dei processi as-is, ed una analisi dei gap funzionali
rispetto allo standard SAP, sono stati individuati i processi di business che saranno oggetto di
questa verticalizzazione.
In dettaglio, in ambito salute, sicurezza e ambiente saranno implementati i seguenti
processi:
-
la gestione dei rischi associati alle diverse tipologie di mansioni;
-
l’incident management per la completa gestione dell’ infortunistica sul lavoro,
comprendendo la gestione dei dispositivi di protezione individuale, della formazione e
addestramento al personale;
-
la gestione completa del processo inerente le visite ispettive e dei controlli (sia per ENEL
che per appaltatori);
-
la gestione della prevenzione degli infortuni attraverso l’implementazione del modulo di
medicina del lavoro;
-
la gestione dei dati ambientali per le analisi e la reportistica della società e del gruppo;
65/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
-
la gestione dei processi ambientali di interesse per le attività di distribuzione (gestione
documentale e operativa relativa ai campi elettromagnetici, gestione rifiuti per Enel e
appaltatori, incidenti ambientali, processo controlli);
-
l’implementazione e la gestione completa di progetti/iniziative di sostenibilità/biodiversità
(cruscotto per il censimento e monitoraggio, gestione e rendicontazione di progetti
finanziati, gestione documentale).
Contact Management (Programma Servizi al Cliente)
Enel Distribuzione ha avviato nel 2013 un progetto per l’apertura di un servizio di supporto
informativo integrato denominato Servizi al Cliente. Il progetto è articolato nelle seguenti attività:
-
Il nuovo portale di Enel Distribuzione con contenuti informativi e servizi, non solo di natura
istituzionale; il portale è in esercizio da settembre 2014 ed è in continua evoluzione;
-
Il progetto canale mobile (APP) per accedere a informazioni e servizi da device mobili
(smartphone, tablet, ecc);
-
Il progetto Interactive Voice Response (IVR), focalizzato su un sistema telefonico al quale
accedere per avere informazioni mediate da un agente o in logica self-service. Al momento
il servizio riguarda la gestione delle richieste dei produttori.
-
Il progetto Contact Management, volto a fornire un ambiente agile e multicanale per la
gestione delle richieste che provengono da clienti e produttori. Il sistema di Contact
Management è integrato con un Cruscotto Informativo (dashboard) che fornirà
all’operatore di Contact Management una visione aggregata delle informazioni presenti sui
sistemi di Back End di Enel Distribuzione. Nel corso del 2016 è prevista l’entrata in
esercizio del sistema di Contact Management completato dall’estensione dei sistema IVR
ai clienti passivi.
Nell’ambito del programma le attività previste per l’anno 2016 sono:
-
Progetto Knowledge Base Management System (KBMS) che ha lo scopo di raccogliere e
classificare tutti gli elementi informativi e formativi su processi e sistemi utilizzati dagli
operatori di 1° livello del Contact Management di Enel Distribuzione;
-
Sistema di Pagamento Elettronico che prevede la gestione sul portale di Enel
Distribuzione dei pagamenti elettronici; il sistema è rivolto sia ai clienti che ai produttori;
-
Nuovi servizi per i clienti accessibili sui portali internet, utilizzabili da tablet e Smartphone
(APP mobile), correlati ed integrabili con quelli già previsti sul Portale di Enel
Distribuzione.
66/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
4.6.2
Mezzi speciali
Con il termine “mezzi speciali” si intendono quei mezzi che il personale operativo utilizza
nelle attività di manutenzione e sviluppo della rete di distribuzione, in particolare autocarri con gru,
autocestelli e natanti.
Gli investimenti previsti nel Piano di Sviluppo, oltre ad aumentare l’affidabilità conseguente
al rinnovo dell’attuale parco mezzi speciali, permettono di elevare il livello prestazionale delle
attività operative e il mantenimento delle performance della rete elettrica, anche in condizioni
eccezionali di intervento.
Il piano di investimenti prevede la dismissione dei mezzi speciali di età più avanzata e
l’acquisto di nuovi mezzi, eventualmente caratterizzati da più elevati standard prestazionali:
trazione integrale, maggiore estensione del braccio, ecc.
4.7
ATTIVITÀ DI MISURA
Le attività di investimento del parco dei misuratori derivano da:

richieste di nuovi allacciamenti da parte di clienti passivi e attivi, incluse le richieste di
aumento di potenza che comportano la sostituzione dell’apparato;

richieste di allacciamento di produttori;

sostituzione di gruppi di misura per attività di gestione utenza;

piano di sostituzione massiva di contatori;

piano di installazione di contatori in cabina secondaria per la misura delle energie in
transito.
Alle suddette attività si aggiungono le sostituzioni delle apparecchiature dovute a:
segnalazioni di guasto da cliente, malfunzionamenti riconducibili alla tele gestione dei misuratori,
sostituzioni a valle di verifiche periodiche e sostituzioni che derivano da segnalazioni di guasto
dell’autodiagnostica o per guasto di concentratori/modem.
Nuovi allacciamenti
L’installazione di nuovi contatori elettronici BT avviene per crescita fisiologica del parco
(nuove attivazioni), in particolare per i contatori destinati alle connessioni di produttori e
presumibilmente dei sistemi di accumulo. La produzione incentivata contempla l’installazione di
ulteriori misuratori per la misura della potenza prodotta.
Altri Investimenti per la misura
Tra i progetti di sviluppo a supporto delle infrastrutture portanti del sistema di telelettura dei
contatori elettronici, parte importante è costituita dagli investimenti in Information &
Communication Technology, descritti al par. 4.6.1, fondamentali per assicurare una gestione
efficiente dei processi aziendali, l’affidabilità e la sicurezza dei servizi erogati e dei continui
aggiornamenti normativi.
67/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
5. RISULTATI ATTESI
Attraverso il Piano di Sviluppo delle Infrastrutture, Enel Distribuzione intende assicurare, in
termini di qualità e quantità, lo sviluppo armonico dell’infrastruttura di distribuzione a supporto dello
sviluppo socio-economico nazionale. Con l’adozione di tale piano, Enel Distribuzione si prefigge
di:

rispondere ai fabbisogni indotti dalla localizzazione e realizzazione di nuove aree
industriali, artigianali, terziarie e di espansione residenziale;

assicurare eventuali ulteriori fabbisogni conseguenti alle richieste di aziende, servizi o
utilizzatori domestici già esistenti, a seguito di espansione dell’attività dei medesimi;

garantire la connessione alle reti elettriche di impianti di produzione di energia da fonti
convenzionali e da fonti rinnovabili;

assicurare il monitoraggio e controllo della generazione distribuita e garantire
l’interoperabilità con il gestore della rete di trasmissione nazionale;

assicurare il rinnovo degli asset aziendali.
Per quanto attiene ai risultati attesi in termini di performance della rete elettrica (in un’ottica
di medio - lungo periodo), questi sono riconducibili principalmente alla risoluzione delle criticità di
rete, al miglioramento della qualità del servizio, all’incremento dell’efficienza energetica, nonché
alla riduzione delle perdite di distribuzione.
5.1
PREVENZIONE DEI FENOMENI DI SOVRACCARICO DELLA RETE
Come già ricordato nel paragrafo 3.1 (cfr. fig.12) la previsione dei carichi per gli anni a
venire ha evidenziato, anche nell’immediato futuro, la tendenza al superamento delle soglie di
sovraccaricabilità.
I processi definiti da Enel Distribuzione per il monitoraggio e la previsione puntuale dei
carichi sono finalizzati, quindi, alla pianificazione di una serie di interventi che hanno come
obiettivo comune la prevenzione dell’insorgere dei fenomeni di criticità sulla rete, contenendo le
cadute di tensione e lo sfruttamento degli impianti.
5.2
MIGLIORAMENTO DELLA QUALITÀ DEL SERVIZIO
Nel corso dei precedenti cicli regolatori Enel Distribuzione ha individuato, pianificato e
realizzato, investimenti sulle reti di distribuzione finalizzati al miglioramento degli elementi di
performance oggetto di specifica regolazione da parte dell’AEEGSI. Nel contempo sono state
individuate ed introdotte modalità tecniche ed organizzative di gestione degli eventi sulle reti che
hanno consentito, nel corso degli anni, di raggiungere gli obiettivi prescritti dalla regolazione e di
ridurre le disomogeneità precedentemente riscontrabili nelle diverse aree del Paese.
In particolare tale riduzione della disomogeneità è risultata più efficace nei riguardi del
comportamento tecnico e gestionale nel guasto singolo, la cui durata media ha ormai raggiunto
valori omogenei su tutto il territorio nazionale.
68/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Il focus principale, nell’arco di piano è, a questo punto, diretto verso la riduzione del numero
delle interruzioni ed il contenimento del loro effetto sui clienti finali.
5.3
EFFICIENZA ENERGETICA E RIDUZIONE DELLE PERDITE DI DISTRIBUZIONE
La riduzione delle perdite di distribuzione è conseguenza sia degli investimenti operati sulle
reti per altre finalità sia di investimenti rientranti in piani specifici.
Tra gli investimenti la cui finalità prevalente è diversa dalla riduzione delle perdite di
distribuzione ma che hanno un indubbio effetto sul contenimento delle perdite di rete si citano:

il potenziamento delle linee esistenti per adeguamento al carico o per contenimento
delle cadute di tensione;

gli interventi di infrastrutturazione primaria (realizzazione di nuove Cabine Primarie o
Centri Satellite) con incremento del numero di linee e contestuale riduzione della
lunghezza media delle linee afferenti al bacino di utenza;

la realizzazione di nuove cabine secondarie con riduzione dell’estensione della rete
BT;

la sostituzione di linee aeree nude esistenti con linee in cavo aereo o interrato, oppure
con linee di maggior robustezza, di norma aventi sezione elettrica non inferiore a
quella preesistente.
Assolutamente rilevanti, ai fini del contenimento delle perdite di rete, sono anche le modalità
di conduzione della rete; una opportuna gestione degli assetti in particolare sulla rete MT può
consentire significative riduzioni dell’energia dissipata per effetto Joule nei conduttori.
I sistemi evoluti di monitoraggio della rete, la possibilità di gestione remota dei punti di
manovra, i sofisticati sistemi di calcolo e simulazione dei dati elettrici on e
off-line che Enel Distribuzione ha in corso di adozione, sono in grado di supportare tale obiettivo.
I benefici ambientali attesi in futuro sono riconducibili principalmente ai progetti descritti nel
par. 4.5.3 (“Interventi per lo sviluppo delle Smart Grids”).
Da segnalare inoltre che, con decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28, i risparmi di energia
realizzati attraverso interventi di efficientamento delle reti elettriche e del gas naturale concorrono
al raggiungimento degli obblighi di risparmio energetico in capo alle imprese di distribuzione (DM
20 luglio 2004 e DM 21 dicembre 2007; DM 28 dicembre 2012) , senza dar diritto all’emissione di
certificati bianchi (DL 3 marzo 2011, n.28).
69/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Allegato 1: Principali Progetti su rete AT
Nr.
Descritta
nel
piano
Regione
Nome del progetto
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo Importo Importo Importo a
2016
2017
2018 vita intera
[k€]
[k€]
[k€]
[k€]
1
Liguria
Nuova CP GHT Erzelli
2011
2017
400
560
0
1229
2
Liguria
CP Imperia - Rifacimento Sez. MT e sost. TR
2014
2016
150
0
0
2216
3
Liguria
Nuovo CS Cavassolo
2014
2016
325
0
0
799
4
X
Liguria
Nuova CP Pontedecimo
2014
2018
700
900
280
2238
5
X
Liguria
Nuova CP La Spezia Antoniana
2012
2019
250
250
950
2361
6
X
Liguria
Nuova CP Genova Fiera
2010
2018
800
800
200
2438
7
Liguria
CS Torriglia - rifacimento
2016
2019
20
50
490
820
8
Piemonte
CP Settimo - potenziamento
2010
2016
365
0
0
1537
9
Piemonte
Rifacimento CP Stresa
2015
2018
25
50
650
1012
10
Piemonte
CP Moncalieri - rifacimento sezione MT
2010
2018
400
200
200
1106
11
Piemonte
CP Serravalle - potenziamento per TAV
2014
2021
20
0
450
2006
12
X
Piemonte
Nuova CP Locana
2013
2021
2
2
200
1829
13
X
Piemonte
Nuova CP Lemie
2013
2019
200
200
950
1855
14
Piemonte
CP Rusià' - rifacimento MT
2015
2018
100
400
200
730
15
Piemonte
CP Cuneo S. Rocco - rifacimento sez. AT
2014
2016
340
0
0
822
16
X
Piemonte
Nuova CP Ponte Formazza
2014
2016
100
0
0
1441
17
X
Piemonte
CP Borgaro - rifacimento impianto
2015
2019
100
200
800
2330
18
X
Piemonte
Nuova CP Riva Valdobbia
2010
2017
700
320
0
1735
19
X
Piemonte
Nuova CP Fervento
2010
2018
200
400
200
987
20
Piemonte
CP Campore - potenziamento
2015
2018
100
340
950
1400
21
Piemonte
CP Alessandria Sud – rifacimento
2014
2019
180
350
800
1820
22
Piemonte
CP Funghera - potenziamento
2016
2019
300
300
250
1050
23
Piemonte
CP Rivara - potenziamento
2017
2019
0
20
600
1200
24
Piemonte
CP Varallo - potenziamento
2016
2017
400
400
0
800
25
Piemonte
CP Pinasca - potenziamento
2017
2019
0
100
400
1150
Lombardia
Nuova CP Madone (BG)
2011
2017
800
860
0
2018
Lombardia
CP Dubino - rifacimento sezione AT 66kV
2015
2019
0
660
500
1630
1000
2500
26
X
27
28
X
Lombardia
Nuova CP Vulcano (MI)
2016
2019
0
500
29
X
Lombardia
Nuova CP Dossi (BG)
2016
2017
200
700
0
900
30
Lombardia
CP Cedrate - rifacimento sezione MT
2015
2019
0
0
660
1000
31
CP Acquanegra - installazione 2° TR
2017
2018
0
400
450
850
CP Zaule - ricostruzione sezione MT
2013
2020
5
10
800
2180
Nuova CP Pontebba
2015
2017
765
463
0
1971
34
Lombardia
Friuli Venezia
Giulia
Friuli Venezia
Giulia
Friuli Venezia
Giulia
CP Maniago - rifacimento sezione MT
2015
2019
500
499
300
1500
35
Veneto
CP Arsiero - adeguamento a 132 KV
2013
2017
150
744
0
1402
32
33
70/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Descritta
nel
piano
36
X
Veneto
37
X
Importo Importo Importo Importo a
2016
2017
2018 vita intera
[k€]
[k€]
[k€]
[k€]
Anno
inizio
Anno
Fine
Nuova CP Conco
2015
2017
885
1267
0
2180
Veneto
Nuova CP Brentelle
2013
2017
1167
435
0
2800
Veneto
CP Legnago - rifacimento sezione MT
2012
2016
400
0
0
2685
Veneto
Nuova CP Castegnero
2013
2019
1
822
1179
2180
40
Veneto
2015
2018
420
983
396
1800
41
Veneto
CP Povegliano - rifacimento reparto MT
CP Villaverla - potenziamento TR AT/MT a
63MVA
2018
2018
0
0
800
800
42
Veneto
2015
2019
489
520
300
1810
43
Veneto
CP Oderzo - rifacimento sezione MT
CP Battaglia - potenziamento TR AT/MT a 40
MVA
2015
2016
60
0
0
586
44
Veneto
CP Garda - potenziamento n. 2 TR
2015
2016
600
0
0
601
45
Veneto
Nuova CP Pelos
2015
2016
158
0
0
841
Veneto
Nuova CP Cencenighe
2015
2016
1128
0
0
1131
Veneto
Nuova CP Salboro
2018
2020
0
0
400
2500
38
39
46
X
X
47
Regione
Nome del progetto
48
X
Veneto
Nuova CP Valeggio
2017
2019
0
230
500
2180
49
X
Veneto
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Emilia
Romagna
Nuova CP Agna
2015
2018
17
790
1090
1900
CP Ferrara Z.I. - rifacimento sezione AT
2010
2020
15
327
200
1159
CP Colorno - rifacimento sezione MT
2010
2016
495
0
0
1338
CP Maranello - rifacimento sezione MT
2014
2021
0
17
272
1147
CP Mirandola - sostituzione TR
2011
2018
0
350
152
1035
Nuova CP Tanari – Bologna Maggiore
2010
2021
50
339
325
2204
Nuova CP Mancasale
2010
2021
0
0
100
1703
Nuova CP Cortetegge
2010
2016
80
0
0
2497
CP Bologna Nord – rifacimento sezione MT
2014
2019
10
250
270
726
CP Conselice - secondo stallo AT
2014
2018
0
0
390
519
CP Grazzano Visconti - sostituzione TR
2016
2019
170
250
220
650
Nuova CP Fidenza Nord
2016
2020
150
150
900
2450
CP Schiezza - rifacimento sezione AT
2017
2021
0
41
100
841
CP Ferrara Z.I. - rifacimento sezione MT
2015
2019
430
960
625
2496
CP Cesena Ovest - rifacimento sezione MT
2016
2020
5
95
200
1400
CP Bologna Nord - rifacimento sezione AT
2016
2019
10
500
200
1010
CP Mirandola - rifacimento sezione AT
2017
2019
0
200
200
800
Nuova CP Nibbiano
2017
2023
0
150
0
2200
Marche
CP S.Colomba - sostituzione TR
2014
2017
300
100
0
808
Marche
Nuova CP Senigallia Ovest
2014
2021
0
50
150
1804
50
51
52
53
54
X
55
X
56
X
57
58
59
60
61
X
62
63
64
65
66
X
67
68
X
71/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Descritta
nel
piano
69
Regione
Nome del progetto
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo Importo Importo Importo a
2016
2017
2018 vita intera
[k€]
[k€]
[k€]
[k€]
Marche
CP Treia - sostituzione TR
2010
2016
30
0
0
1968
Marche
Nuova CP Campofilone
2015
2020
170
0
850
2101
71
Marche
CP Fermo Z.I. - adeguamento servizi
2015
2019
1
100
195
500
72
Marche
CP Colmarino - passaggio a 20KV
2016
2021
5
75
200
1730
73
Marche
CP Porto S.Elpidio - passaggio a 20KV
2016
2019
613
287
330
1430
70
74
X
Marche
CS Comunanza - nuova sezione AT e TR
2017
2021
0
50
100
1000
75
X
Toscana
CP Calenzano - ricostruzione sezione MT
2009
2016
50
0
0
977
76
Toscana
CP La Rosa - ricostruzione sezione MT
2011
2018
267
1072
399
1786
77
Toscana
CP Massa - ricostruzione sezione MT
2008
2016
20
0
0
1219
78
Toscana
CP Ponsacco - ricostruzione sezione MT
2014
2017
625
134
0
1378
79
X
Toscana
Nuova CP Università Sesto Fiorentino
2010
2020
291
170
769
2522
80
X
Toscana
Nuova CP Ospedaletto
2012
2018
616
1187
500
2520
81
X
Toscana
Nuova CP Viareggio 2
2014
2018
300
1065
325
2471
82
Toscana
CP Signa - ricostruzione sezione AT
2014
2017
400
250
0
650
83
Toscana
CP Montevarchi - sostituzione TR e sbarra MT
2015
2018
50
300
350
700
84
Toscana
2018
2018
0
0
700
700
85
Toscana
CP Montevarchi - nuovi stalli AT
CP Rosia - nuovo raccordo AT e nuovo
trasformatore.
2015
2018
210
220
450
920
86
X
Toscana
Nuova CP Pieve S.Stefano
2010
2016
200
0
0
1655
87
X
Abruzzo
2015
2018
1269
881
30
2200
Abruzzo
Nuova CP Fossacesia
CP S.Salvo Z.I. - 3° trasformatore e
potenziamento sezione. MT
2016
2016
780
0
0
780
88
89
X
Abruzzo
Nuova CP Basciano
2016
2016
1270
0
0
1270
90
X
Lazio
Nuova CP Sant'Oreste
2008
2016
198
0
0
2479
91
X
Lazio
Nuova CP Orte
2015
2019
0
0
550
1300
Lazio
CP Anzio - sostituzione n. 2 TR AT/MT
2015
2016
30
0
0
548
Lazio
Nuova CP Olimpo
CP S. Rita - 3° trasformatore e potenziamento
sez. MT
2016
2018
41
650
410
1101
2016
2016
780
0
0
780
2016
2021
5
0
0
2460
2014
2017
3
1000
0
1670
92
93
X
94
Lazio
95
Campania
96
Campania
Avellino - raddoppio CP
CP Vico - Riclassamento e sostituzione
quadro MT
97
Campania
CP 220 kV Di Vittorio
2017
2017
0
2205
0
2205
98
Campania
CP Pontelandolfo (ex Casalduni)
2011
2019
0
0
1000
1302
99
Campania
CP Castelluccia - Rifacimento quadro MT
2012
2017
0
500
0
555
100
Campania
CP 220 kV Fuorigrotta 2 (Monte S.Angelo)
2018
2020
0
0
905
1760
101
Campania
Nuova CP San Marco
2018
2019
0
0
100
2000
102
Campania
CP Brusciano 2 - raddoppio CP esistente
2016
2017
395
1450
0
1845
103
Campania
CP Agerola - rifacimento sezione AT
2017
2018
0
390
610
1000
Campania
Nuova CP Casapesenna
2016
2018
300
1590
1510
3400
104
X
72/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Descritta
nel
piano
Regione
Nome del progetto
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo Importo Importo Importo a
2016
2017
2018 vita intera
[k€]
[k€]
[k€]
[k€]
105
Campania
CP Ercolano - sostituzione 2 TR 220/20-10 kV
2014
2016
375
0
0
3314
106
Campania
2015
2016
100
0
0
526
107
Campania
CP Lettere - sostituzione TR 150/60KV
CP Maddaloni - costruzione sezione AT 220
KV
2010
2016
380
0
0
1621
108
Campania
Nuova CP S. Gobain
2007
2016
1670
0
0
3587
109
X
Campania
CP Aversa - sostituzione 2 TR 220 KV
2015
2016
475
0
0
520
110
Campania
CP Torre Sud - riclassamento a 150 kV
2018
2019
0
0
350
1370
111
Campania
CP Calore - riclassamento a 150 kV
2017
2018
0
200
800
1000
112
Campania
CP Cassano - riclassamento a 150 kV
2018
2018
0
0
700
700
113
Campania
2017
2018
0
100
600
700
114
Campania
2014
2016
200
0
0
1047
115
Campania
2015
2016
820
0
0
1973
116
Campania
2015
2016
165
0
0
937
117
Campania
2015
2016
550
0
0
560
118
Campania
2015
2016
1040
0
0
1040
119
Campania
CP Mercato SS - riclassamento a 150 KV
CP Salerno Nord - sostituzione quadro MT 20
kV
CP Secondigliano - sostituzione n. 3 TR
AT/MT
CP Secondigliano - installazione. 4° TR
AT/MT
CP Somma Vesuviana.-.rifacimento quadro
MT
CP Caivano - installazione terzo TR AT 220
kV
CP Aversa - installazione.3° TR AT/MT e
sostituzione quadro MT
2016
2018
25
200
1075
1300
120
Campania
CP Gricignano – installazione . 3° TR AT/MT
2016
2021
5
0
0
1300
121
Campania
CP Giugliano - installazione. 4° TR AT/MT
2016
2021
5
0
0
1300
122
Campania
CP Patria - installazione 3° TR AT/MT
2016
2021
5
0
0
1300
123
Basilicata
CP Agri - nuovo TR
2014
2016
600
0
0
601
124
X
Puglia
Nuova CP Ascoli Ovest
2012
2016
1235
0
0
4739
125
X
Puglia
Nuova CP Ruggianello
2012
2016
535
0
0
4173
126
X
Puglia
Nuova CP San Severo Sud
2012
2016
635
0
0
5328
127
Puglia
CP Lucera - rifacimento quadro AT
2013
2016
400
0
0
1447
128
Puglia
CP Francavilla - rifacimento. quadro MT
2015
2016
200
0
0
500
129
Puglia
CP Taranto Est - rifacimento quadro AT e TR
2014
2016
850
0
0
1387
Puglia
2015
2018
200
1500
700
2450
2015
2016
100
0
0
700
2015
2016
200
0
0
800
2015
2017
950
400
0
1350
2015
2017
850
400
0
1250
130
X
131
Puglia
132
Puglia
133
Puglia
134
Puglia
135
Puglia
Nuova CP Bari San Giorgio
CP S.Severo - realizzazione 3° montante
AT/MT
CP Taranto Sud - realizzazione 3° montante
AT/MT
CP Lecce Sud - realizzazione 3° montante
AT/MT
CP Casarano - realizzazione 3° montante
AT/MT
CP Manduria - realizzazione 3° montante
AT/MT
2015
2017
1000
400
0
1400
136
Puglia
CP Bari Sud - rifacimento quadro MT
2015
2016
500
0
0
500
137
Puglia
2017
2018
0
500
300
800
138
Puglia
CP Casarano - rifacimento quadro MT
CP Foggia Città - 3° TR e rifacimento quadri
AT e MT
2015
2017
1200
500
0
1700
73/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Descritta
nel
piano
139
Regione
Nome del progetto
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo Importo Importo Importo a
2016
2017
2018 vita intera
[k€]
[k€]
[k€]
[k€]
Puglia
CP Campi Salentini:- nuova sezione AT
2016
2017
1000
200
0
1200
140
X
Puglia
Nuova CP Santeramo
2017
2018
0
1100
1340
2440
141
X
Calabria
Nuova CP Bagnara
2012
2018
1000
1000
840
2931
142
X
Calabria
Nuova CP Caloveto
2012
2016
1040
0
0
4710
143
Calabria
CS Merone - rifacimento
2015
2017
220
770
0
1070
144
Calabria
Nuovo CS Belvedere
2015
2017
233
420
0
725
145
Calabria
Nuovo CS La Bruca
2016
2017
246
479
0
725
146
Calabria
Nuovo CS Guardia Piemontese
2017
2018
0
43
682
725
147
Calabria
Nuovo CS Montebello
2015
2017
358
365
0
725
148
Calabria
Nuovo CS Nicastro
2015
2017
333
200
0
725
149
Calabria
CP S. Barbara – installazione terzo TR
2015
2016
285
0
0
505
150
Calabria
CP Cosenza - installazione terzo TR
2015
2017
824
172
0
1000
151
Calabria
CP Condera - installazione terzo TR
2016
2017
783
217
0
1000
152
Calabria
CP Rende - installazione terzo TR
2016
2017
28
972
0
1000
153
Calabria
CP Commenda - ricostruzione quadro MT
2016
2017
5
495
0
500
154
Sicilia
Nuova CP Carini 2
2011
2017
0
50
0
1906
155
Sicilia
CP Zia Lisa - rifacimento sezione AT
2012
2017
0
630
0
821
156
Sicilia
CP Noto - sostituzione n. 2 TR AT/MT
2017
2017
0
575
0
575
157
Sicilia
2018
2018
0
0
575
575
158
Sicilia
CP Vittoria - sostituzione n. 2 TR AT/MT
CP San Giovanni La Punta - sostituzione n. 2
TR AT/MT
2018
2018
0
0
700
700
159
Sicilia
2018
2019
0
0
284
634
160
Sicilia
CP Favara - sostituzione n. 2 TR AT/MT
CP Guadalami - sostituzione n. 2 TR AT/MT e
quadro MT
2014
2016
180
0
0
847
161
Sicilia
CP Uditore - installazione TR fornitura AMAT
2014
2016
400
0
0
798
162
Sicilia
CP Catania Nord - rifacimento blindato AT
2015
2016
800
0
0
801
163
Sicilia
Nuovo CS S.Giorgio
2015
2018
300
100
100
929
164
Sicilia
CP Catania Nord - rifacimento quadro MT
2015
2016
740
0
0
963
Sicilia
Nuova CP Filonero
2015
2016
660
0
0
1091
166
Sicilia
CP Licata - potenziamento TR
2015
2016
620
0
0
620
167
Sicilia
CP Zia Lisa - terzo TR 40MVA + sez MT
2015
2016
980
0
0
990
165
X
168
X
Sicilia
Nuova CP Alia
2015
2016
570
0
0
580
169
X
Sicilia
Nuova CP Partanna
2015
2018
170
500
240
928
170
X
Sicilia
Nuova CP Acireale
2015
2018
170
450
300
937
171
Sicilia
Nuova CP Saline Trapani
2015
2018
150
500
450
1103
172
Sicilia
2014
2016
400
0
0
666
173
Sicilia
CP Augusta - sostituzione. 2 TR AT/MT
CP Zona Industriale Catania - installazione 3°
TR
2016
2016
980
0
0
980
174
Sicilia
CP Pantano D'Arci - potenziamento TR
2017
2017
0
516
0
516
175
Sicilia
CP Catania Centro - sostituzione TR
2017
2019
0
350
300
741
74/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Descritta
nel
piano
Regione
Nome del progetto
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo Importo Importo Importo a
2016
2017
2018 vita intera
[k€]
[k€]
[k€]
[k€]
176
Sicilia
CP Canicattì - potenziamento TR da 25 a 40
MVA
2018
2018
0
0
560
560
177
Sardegna
CP S.Gilla - rifacimento sezione MT
2011
2016
350
0
0
1201
178
Sardegna
CP Villaperuccio - separazione sbarre MT
2010
2021
500
0
0
851
179
Sardegna
Nuova CP Assemini
2018
2021
0
0
500
2500
180
Sardegna
CP Olbia - nuovo stallo terzo TR
2014
2021
200
140
0
956
Sardegna
Nuova CP Bono
CP P.Canale - potenziamento RTN area
Cagliari
2010
2021
650
0
0
1817
2015
2016
770
0
0
1570
181
182
X
Sardegna
75/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Allegato 2: Principali Progetti su rete MT
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
a vita
intera
[k€]
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo
2016 [k€]
Importo
2017 [k€]
Importo
2018 [k€]
2014
2016
500
0
0
1753
2014
2016
1060
0
0
1066
1
Piemonte
2
Lombardia
Ricostruzione rete MT nei comuni di
Fervento,Mollia e Riva Valdobbia
Nuova linea MT per potenziamento rete
allacciamento produttore SIIL
3
Lombardia
Nuova linea MT A98 da CP Moio del Calvi
2016
2017
250
600
0
850
4
Lombardia
Raccordi MT CP Calvagese (2° lotto)
2016
2017
250
490
0
741
5
Lombardia
Potenziamento MT da CP Marcheno
2015
2017
20
600
0
629
6
Lombardia
Nuove Linee MT da CP Pozzolengo
2014
2016
990
0
0
1215
7
Lombardia
Nuova linea MT N89 da CP Pegognaga
2014
2016
644
0
0
1188
8
Lombardia
Nuova linea MT Cercino da CP Cosio
2014
2016
289
0
0
679
9
Lombardia
Nuova linea MT Fuentes da CP Dervio
2014
2016
160
0
0
522
10
Lombardia
Raccordi MT CP Torbole
2009
2016
265
0
0
1457
11
Veneto
Raccordi nuova CP Fusina
2011
2017
10
857
0
907
12
Veneto
Estensione linea MT Larzonei verso Arabba
2016
2018
600
200
200
1000
13
Veneto
Raccordi MT da CP Pelos
2015
2016
736
0
0
736
14
Veneto
Raccordi MT da CP Padova Z.I.
2014
2018
90
462
97
659
15
Veneto
Raccordi MT da CP Brentelle
2014
2018
150
919
367
1511
16
Veneto
Nuova linea MT Mazzini da CP Conselve
2015
2016
295
0
0
510
17
Veneto
2017
2017
0
500
0
500
18
Veneto
2017
2017
5
600
0
605
19
Veneto
Nuova linea MT Rosegaferro
Adeguamento linea MT Villafr. dx per
successivo cambio tensione
Adeguamento linea MT Villafr. sx per
successivo cambio tensione
2017
2017
5
500
0
505
20
Veneto
2015
2017
150
350
0
514
21
Veneto
2017
2020
0
20
400
1100
22
Veneto
2015
2017
450
100
0
590
23
Veneto
Nuova linea MT Cisano
Nuova linea MT Villaganzerla da CP
Castegnero
Ricostruzione porzione linea MT
Camporovere
Adeguamento linea MT Zuccherificio per
cliente Mater-Biotec
2015
2016
491
0
0
501
24
Veneto
Nuova linea MT Gaiba da CP Salara
2015
2018
359
351
255
965
25
Veneto
Nuova Linea MT Vallina da CP Domada
2015
2018
100
400
189
753
26
Veneto
2013
2016
500
0
0
1247
27
Veneto
Nuova linea MT Portopiccolo da CP Lisert
Potenziamento linee MT CP Redipuglia per
allacciamento Villesse Shopping Center
2015
2018
50
357
55
506
28
Veneto
Richiusura linee MT 20KV Maina e Pelos
2015
2018
581
228
26
846
29
Veneto
2015
2018
0
550
164
727
30
Veneto
Richiusura linee MT 20KV Pesarina e Pelos
Nuova linea MT 20KV Pescarolo da CP
Prata
2016
2018
10
400
100
510
31
Emilia Romagna
2011
2019
5
200
531
870
32
Emilia Romagna
Nuova linea MT Ortiga da CP Castelfranco
Nuova linea MT Baffadi da CP Casola
Valsenio
2015
2019
400
100
100
708
33
Emilia Romagna
Nuova linea MT Drilmec da CP Grazzano
2010
2019
0
350
300
870
34
Emilia Romagna
Raccordi MT nuova CP Cortetegge
2011
2019
238
632
568
1484
76/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Importo
a vita
intera
[k€]
Anno
inizio
Anno
Fine
Importo
2016 [k€]
Importo
2017 [k€]
Importo
2018 [k€]
2010
2018
15
490
375
880
2012
2018
0
371
172
800
Emilia Romagna
Raccordi MT nuova CP Fossoli
Nuove linee MT Tosca da CP Bardi ed
Oriano da CP Ozzano
Nuova linea MT S. Agostino (Dafne dodici)
da CP S. Agostino
2012
2016
160
0
0
580
38
Emilia Romagna
Nuova linea MT Burana da CP Bondeno
2015
2019
11
270
200
589
39
Emilia Romagna
Nuova linea MT Trevalli da CP Pontefossa
2012
2020
42
80
80
664
40
Marche
Nuova linea MT Bavareto da CP Camerino
2011
2019
0
200
200
500
41
Toscana
2017
2021
0
120
100
1344
42
Toscana
Raccordi MT da CP Ospedaletto
Nuova linea MT da CP Porcari per aumento
di potenza MC Tissue
2016
2018
261
150
100
511
43
Toscana
2014
2019
200
165
183
1316
44
Toscana
Potenziamento rete MT Casal di Pari
Raccordi MT per aumento di potenza
Cartiera Pratovecchio
2016
2020
10
100
387
1062
45
Campania
Adeguamento linea MT Positano
2015
2016
316
0
0
568
46
Campania
Raccordi MT CP Saint Gobain
2016
2018
500
700
2
1202
47
Campania
Nuova linea MT Acqua Lete da CP Capriati
2014
2016
70
0
0
973
48
Campania
Raccordi MT CS Roccapiemonte
2014
2017
295
70
0
1939
49
Campania
Raccordi MT CP Teano
2015
2018
100
961
891
2535
50
Campania
Raccordi MT CP Villa Literno
2015
2017
350
279
0
1340
51
Campania
Raccordi MT CP Gricignano
2016
2018
200
200
1993
2393
52
Puglia
Raccordi MT CP Bari Porto
2015
2016
500
0
0
746
53
Calabria
Raccordi MT CP S. Barbara
2016
2017
300
378
0
680
54
Calabria
Raccordo MT Rifugio da CP Fiumefreddo
2015
2016
592
0
0
605
55
Calabria
Raccordi CS Nicastro
2016
2017
336
400
0
736
56
Calabria
Nuovi raccordi MT da CP Reggio Condera
2017
2017
0
559
0
559
57
Calabria
Nuovi raccordi MT da CP Rende
2017
2017
0
391
0
391
58
Calabria
Raccordi MT da CP Bagnara
2014
2018
445
500
500
1445
59
Sicilia
Nuove linee MT da CP Alia
2016
2016
788
0
0
788
60
Sicilia
Raccordi Mt da CP Mazzarino
2014
2016
595
0
0
595
61
Sicilia
2016
2016
591
0
0
591
62
Sicilia
Nuove linee MT da CP Caltagirone 2
Nuovi Centri Satellite Galatea ed Olimpo,
area di Mondello
2016
2016
709
0
0
709
Nr.
Regione
35
Emilia Romagna
36
Emilia Romagna
37
Nome del progetto
77/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Allegato 3: Principali Progetti di innovazione tecnologica
Importo a vita
intera [M€]
Nome Progetto
Data inizio
Data fine
Installazione apparati di telecontrollo TPT2000
<2016
>2018
81
Evoluzioni sistemi di telecontrollo
(STU_X/STM)
<2014
>2017
44
Connessione IP broadband tra cabine
primarie e secondarie
<2014
>2017
5
Evoluzioni dell’unità periferica UP per
telecontrollo delle cabine secondarie
<2014
>2017
3
Tecnologie per l’efficienza energetica
(Progetto Smart Info ed EMS)
<2014
>2017
7
Progetto Puglia Active Network – NER 300
2015
2018
154
2016
2018
113
Interventi per lo
sviluppo delle Smart
Grids
Installazione di nuovi trasformatori MT/BT a basse perdite
78/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Allegato 4: Principali Progetti a supporto delle infrastrutture
Nome Progetto
BEAT – Nuovo contatore elettronico
Investimenti in Information &
Communication Technology
Progetto Health and Safety Management
Contact Management (programma Servizi
al cliente)
Mezzi speciali
Data
inizio
Data fine
Importo a vita
intera [M€]
2015
2017
50
2015
2016
1,8
2016
2016
1,6
<2015
>2017
123
79/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Allegato 5: Adeguamento di impianti AT di Enel Distribuzione richiesti da Terna
Denominazione
Intervento PdS 2014 Terna
Impianto Enel
Distribuzione
Intervento Enel Distribuzione
Nell'ambito degli interventi di riassetto della rete AT di Cagliari è
prevista la realizzazione del nuovo collegamento in cavo 150 kV
"Quartucciu-Quarto S.Elena".
Riassetto rete AT area di
Cagliari
Quartucciu
Elettrodotto 132 kV Isola
d'Elba - Continente
Colmata
Nuovo collegamento in cavo sottomarino 132kV in c.a. "Isola d'Elba
- Continente" che si attesterà presso la CP Colmata
Riassetto rete area Livorno
Livorno Est
Raccordo alla linea "Livorno Lodolo - Rosignano" ed adeguamento
montante
Rete Avenza/Lucca e
raccordi 132 kV di Strettoia
Massa ZI
Nuovo collegamento 132 kV "Avenza - Massa ZI"
Elettrodotto 132 kV Isola
d'Elba - Continente
Portoferraio
Nuova SE 380 kV Vaiano
S.Paolo
Elettrodotto 380 kV
Calenzano – S. Benedetto
del Querceto – Colunga
Firenzuola
Rimozione del collegamento in derivazione rigida delle C.P 132 kV .
Roncobilaccio e Firenzuola
Casnigo
Per il superamento dell’attuale connessione in derivazione rigida del
cliente Radicifil sulla linea 132 kV “Pian Camuno – Casnigo” è
previsto un collegamento in antenna alla CP Casnigo.
Stazione 380 kV Pian
Camuno (BG)
Riassetto rete a 220 kV città
di Napoli
Napoli Direzionale
Riassetto rete a 220 kV città
di Napoli
Secondigliano
Nuovo collegamento in cavo sottomarino 132kV in c.a. "Isola d'Elba
- Continente" che si attesterà presso la CP Portoferraio
Nuovo collegamento tra le CP di S.Paolo e S.Martino
Nuovo elettrodotto a 220 kV tra la CP Napoli Direzionale e la SE
Napoli Levante
Nuovo elettrodotto a 220 kV tra la CP Poggioreale e la CP
Secondigliano
Interconnessione 150 kV
delle isole campane
Torre Centro
Potenziamento rete AT di
Vicenza
Fusinieri
Nuovo collegamento 132 kV "Fusinieri - Sandrigo"
Stazione 220 kV Polpet
Belluno
Per realizzare a fine lavori i collegamenti 132 kV " Belluno-Sedico "
"Belluno-Sospirolo" e "Belluno-Polpet" e necessario predisporre
nuovo stallo presso CP Belluno
Nuovi elettrodotti a 150 kV "CP Torre Centro - SE 150 kV Capri"
Riassetto area metropolitana
di Palermo
Pallavicino
Nuovo stallo linea per la linea 150 kV "Tommaso Natale Pallavicino"
Riassetto area metropolitana
di Palermo
Tommaso Natale
Nuovo stallo linea per la linea 150 kV "Tommaso Natale Pallavicino"
Elettrodotto 380 kV Sorgente
– Rizziconi
Villafranca
Elettrodotto 132 kV Magliano
Alpi - Fossano e scrocio di
Murazzo
Fossano
Nel nuovo schema di razionalizzazione dell'area di Messina si rende
necessario, alla luce della modifica del progetto di Villafranca S.E.,
un nuovo collegamento "Villafranca SE - Villafranca CP"
Nuova linea a 132 kV tra la stazione di Magliano Alpi e la CP di
Fossano.
80/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Allegato 6: Consuntivi 2015 progetti AT ed MT
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
2015
Concluso
[k€]
1
Liguria
Nuova CP GHT Erzelli
178
2
Liguria
CP Imperia - Rifacimento Sez. MT e sost. TR
232
3
Liguria
Nuovo CS Cavassolo
101
4
Liguria
Nuova CP Pontedecimo
189
5
Liguria
Nuova CP La Spezia Antoniana
6
Liguria
Nuova CP Genova Fiera
7
Piemonte
CP Settimo - potenziamento
8
Piemonte
Rifacimento CP Stresa
9
Piemonte
CP Moncalieri - rifacimento sezione MT
162
10
Piemonte
CP Santhià - rifacimento sezione MT e sostituzione TR
546
11
Piemonte
CP Serravalle - potenziamento per TAV
292
12
Piemonte
Nuova CP Locana
5
13
Piemonte
Nuova CP Lemie
48
14
Piemonte
CP Rusià' - rifacimento MT
15
Piemonte
CP Cuneo S. Rocco - rifacimento sez. AT
16
Piemonte
CP Chiusa Pesio - N. 2 TR 40 MVA
17
Piemonte
Nuova CP Ponte Formazza
18
Piemonte
CP Borgaro - rifacimento impianto
19
Piemonte
Nuova CP Riva Valdobbia
20
Piemonte
Nuova CP Fervento
21
Piemonte
148
22
Piemonte
CP Alessandria Sud – rifacimento
Ricostruzione rete MT nei comuni di Fervento,Mollia e Riva
Valdobbia
23
Lombardia
CP Casalpusterlemgo - installazione. 3° TR AT/MT
131
X
24
Lombardia
CP Cedrate - rifacimento sezione AT
212
X
25
Lombardia
CP Casnigo - nuovo montante TERNA
62
X
26
Lombardia
Raccordi MT nuova CP Verdellino
111
X
27
Lombardia
58
X
28
Lombardia
Nuova linea MT Pagazzano da CP Treviglio
Nuova linea MT per potenziamento rete allacciamento produttore
SIIL
29
Lombardia
Raccordi MT CP Pralboino
39
30
Lombardia
Raccordi MT CP Torbole
400
31
Lombardia
Nuove Linee MT da CP Pozzolengo
442
32
Lombardia
Potenziamento MT da CP Marcheno
10
33
Lombardia
Nuova linea MT N89 da CP Pegognaga
538
34
Lombardia
Nuova linea MT Fuentes da CP Dervio
316
35
Lombardia
Nuova linea MT Cortenova da CP Primaluna
36
Lombardia
Nuova linea MT Cercino da CP Cosio
40
574
94
15
X
2
405
285
X
1034
42
679
80
564
7
25
X
X
426
81/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
2015
Concluso
[k€]
37
Lombardia
Raccordi MT da nuova CP Settimo Milanese
63
X
38
Lombardia
Nuova linea MT da CP Muggiò per Ospedale Monza
228
X
39
Friuli Venezia Giulia
Nuova CP Pontebba
695
40
Veneto
CP Arsiero - Adeguamento a 132 KV
533
41
Veneto
Nuova CP Conco
139
42
Veneto
Nuova CP Fusina
89
43
Veneto
Nuova CP Brentelle
846
44
Veneto
CP Legnago - rifacimento sezione MT
918
45
Veneto
CP Nogara - potenziamento TR AT/MT a 40 MVA
264
X
46
Veneto
CP Jesolo - potenziamento 2 TR AT/MT
76
X
47
Veneto
CP Oderzo - rifacimento sezione MT
48
Veneto
CP Battaglia - potenziamento TR AT/MT a 40 MVA
511
49
Veneto
Nuova CP Pelos
911
50
Veneto
Raccordi nuova CP Fusina
51
Veneto
Seconda alimentazione MT aeroporto Venezia
364
X
52
Veneto
Raccordi MT da Nuova CP Somprade
117
X
53
Veneto
Raccordi MT da CP Pelos
54
Veneto
Raccordi MT da CP Padova Z.I.
55
Veneto
Raccordi MT da CP Brentelle
56
Veneto
Nuova linea MT Mazzini da CP Conselve
57
Veneto
Nuova linea MT Cisano da CP Garda
58
Veneto
Nuove linee MT da CP Schio Z.I. a CP Arsiero Z.I.
59
Veneto
Ricostruzione porzione linea MT Camporovere
47
60
Veneto
Adeguamento linea MT Zuccherificio per cliente Mater-Biotec
73
61
Veneto
Nuova Linea MT Vallina.da CP Donada
62
Veneto
Nuova linea MT Portopiccolo da CP Lisert
728
63
Veneto
Richiusura linee MT 20KV Maina e Pelos
12
64
Veneto
Richiusura linee MT 20KV Pesarina e Pelos
13
65
Emilia Romagna
CP Ferrara Z.I. - rifacimento sezione AT
66
Emilia Romagna
CP Colorno - rifacimento sezione MT
678
67
Emilia Romagna
CP Carpi Nord - sezione MT
100
68
Emilia Romagna
Nuova CP Tanari - Bologna Maggiore
69
Emilia Romagna
Nuova CP Cortetegge
70
Emilia Romagna
CP Bologna Nord – rifacimento sezione MT
71
Emilia Romagna
CP Schiezza - rifacimento sezione AT
72
Emilia Romagna
CP Ferrara Z.I. - rifacimento sezione MT
73
Emilia Romagna
Raccordi MT Nuova CP Cortetegge
74
Emilia Romagna
Nuova linea MT Trevalli da CP Pontefossa
X
1
36
1
10
1
217
14
754
X
64
7
X
10
469
9
213
X
4
30
103
82/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
2015
Concluso
[k€]
75
Emilia Romagna
Nuove linee MT Tosca da CP Bardi ed Oriano da CP Ozzano
76
Emilia Romagna
Nuova linea MT Baffadi da CP Casola Valsenio
256
47
77
Marche
CP S.Colomba - sostituzione TR
46
78
Marche
CP Treia - sostituzione TR
110
79
Marche
CP Belforte sostituzione TR
39
80
Marche
Nuova CP Campofilone
10
81
Marche
CP Fermo Z.I. - adeguamento servizi
82
Toscana
CP Calenzano - ricostruzione sezione MT
83
Toscana
CP La Rosa - ricostruzione sezione MT
84
Toscana
CP Massa - ricostruzione sezione MT
114
85
Toscana
CP Ponsacco - ricostruzione sezione MT
578
86
Toscana
CP Sodo - Ricostruzione sezione MT
125
X
87
Toscana
Nuova CP Ciliegiole
286
X
88
Toscana
Nuova CP Ospedaletto
878
89
Toscana
Nuova CP Viareggio 2
444
90
Toscana
Nuova CP Pieve S.Stefano
91
Toscana
Potenziamento rete MT Casal di Pari
92
Abruzzo
Nuova CP Fossacesia
11
93
Lazio
Nuova CP Sant'Oreste
21
94
Lazio
Nuova CP Castelmassimo
95
Lazio
CP Viterbo Rifacimento quadro MT
96
Lazio
CP Santa Procula - sostituzione quadro MT
304
97
Lazio
CP Anzio - sostituzione n. 2 TR AT/MT
518
98
Campania
Nuova CP Casoria 2
262
X
99
Campania
CP Telese - Sostituzione quadro MT
67
X
100
Campania
CP Nocera 60 kV - sostituzione 2 TR 60/20 kV
1
X
101
Campania
CP Nocera 220 inst. terzo TR
45
X
102
Campania
CP Ercolano - sostituzione 2 TR 220/20-10 kV
208
103
Campania
CP S. Valentino 220kV - Raddoppio CP
495
104
Campania
Nuova CP S. Gobain
101
105
Campania
CP Aversa - sostituzione 2 TR 220 KV
106
Campania
CP Salerno Nord - sostituzione quadro MT 20 kV
107
Campania
CP Secondigliano - sostituzione n. 3 TR AT/MT
1111
108
Campania
CP Secondigliano - installazione. 4° TR AT/MT
657
109
Campania
CP Somma Vesuviana.-.rifacimento quadro MT
269
110
Campania
CP Caivano - installazione terzo TR AT 220 kV
2
111
Campania
Adeguamento linea MT Positano
112
Campania
Raccordi MT CS Camerelle
X
2
79
6
1351
101
318
X
1227
X
X
52
220
278
13
X
83/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
2015
Concluso
[k€]
113
Campania
Raccordi MT CS Roccapiemonte
939
114
Campania
Raccordi MT CP Teano
391
115
Campania
Nuova linea MT Acqua Lete da CP Capriati
317
116
Campania
Raccordi MT CP Villa Literno
930
117
Basilicata
CP Melfi - Ricostruzione quadro MT
108
X
118
Basilicata
CP Matera - Ricostruzione quadro AT
123
X
119
Puglia
Nuova CP Troia Ovest
754
X
120
Puglia
Nuova CP Brindisi Ind. 1
320
X
121
Puglia
Nuova CP Collemeto
205
X
122
Puglia
Nuova CP Casamassima Sud
387
X
123
Puglia
Nuova CP Ascoli Ovest
500
124
Puglia
Nuova CP Ruggianello
1169
125
Puglia
Nuova CP San Severo Sud
1760
126
Puglia
Nuova CP Campofreddo
127
Puglia
CP Lucera - rifacimento quadro AT
128
Puglia
CP Taranto Est - rifacimento quadro AT e TR
129
Puglia
CP Altamura - rifacimento MT (container)
42
X
130
Puglia
CP Apricena -:rifacimento MT (container)
52
X
131
Puglia
CP S.Severo - realizzazione 3° montante AT/MT
789
132
Puglia
CP Taranto Sud - realizzazione 3° montante AT/MT
819
133
Puglia
CP Lecce Sud - realizzazione 3° montante AT/MT
5
134
Puglia
CP Casarano - realizzazione 3° montante AT/MT
9
135
Puglia
CP Manduria - realizzazione 3° montante AT/MT
5
136
Puglia
CP Bari Sud - rifacimento quadro MT
9
137
Puglia
CP Foggia Città - 3° TR e rifacimento quadri AT e MT
138
Puglia
Raccordi MT CP Campofreddo
255
X
139
Puglia
Raccordi MT CP Brindisi Industriale
161
X
140
Puglia
Raccordi MT CP Collemeto
281
X
141
Puglia
Raccordi MT CP Bari Porto
35
142
Puglia
Raccordi MT CP Casamassima Sud
10
X
143
Puglia
Raccordi MT CP Troia Ovest
63
X
144
Calabria
Nuova CP Isola Capo Rizzuto 2
679
X
145
Calabria
Nuova CP Strongoli 2
743
X
146
Calabria
Nuova CP Sibari 2
167
X
147
Calabria
Nuova CP Reggio Calabria Sud
136
X
148
Calabria
Nuova CP Caloveto
1294
149
Calabria
Nuova CP Papanice
1041
150
Calabria
CS Merone - rifacimento
413
X
X
10
965
98
X
419
84/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
2015
Concluso
[k€]
151
Calabria
Nuovo CS Belvedere
37
152
Calabria
Nuovo CS Montebello
2
153
Calabria
Nuovo CS Nicastro
154
Calabria
CP S. Barbara – installazione terzo TR
98
155
Calabria
CP Cosenza - installazione terzo TR
15
156
Calabria
Raccordi MT CP Reggio sud
16
157
Calabria
Raccordi MT da CP Bagnara
3
158
Calabria
Raccordi MT CP Caloveto
7
X
159
Calabria
Raccordi MT CP Sibari 2
11
X
160
Calabria
Raccordo MT Rifugio da CP Fiumefreddo
13
161
Calabria
Raccordi MT CP Strongoli 2
237
X
162
Calabria
Raccordi MT CP Papanice
183
X
163
Calabria
Raccordi MT CP Isola 2
1139
X
164
Sicilia
Nuova CP Università Catania
345
X
165
Sicilia
Nuova CP Letojanni
394
X
166
Sicilia
Nuova CP Mascali
1153
X
167
Sicilia
Nuova CP Castellammare
37
X
168
Sicilia
Nuova CP Canicattì 2
29
X
169
Sicilia
Viagrande 2 - ampliamento quadro MT
272
170
Sicilia
Nuova CP Bolognetta
679
X
171
Sicilia
Nuova CP Modica
309
X
172
Sicilia
Nuova CP Piazza Armerina
311
X
173
Sicilia
CP Naro - Installazione TR
739
174
Sicilia
CP Borsellino -installazione TR fornitura AMAT
666
X
175
Sicilia
CP Brancaccio - installazione TR fornitura AMAT
469
X
176
Sicilia
CP Guadalami - sostituzione n. 2 TR AT/MT e quadro MT
177
Sicilia
CP Uditore - installazione TR fornitura AMAT
592
178
Sicilia
CP Cappucini - sostituzione.sezione AT
389
179
Sicilia
CP Catania Nord - rifacimento blindato AT
38
180
Sicilia
CP Alcamo - adeguamento interruttori AT
12
181
Sicilia
Nuovo CS S.Giorgio
45
182
Sicilia
CP Villafranca - rifacimento sezione AT
64
183
Sicilia
CP Comiso - rifacimento quadro MT
184
Sicilia
CP Catania Nord - rifacimento quadro MT
673
185
Sicilia
Nuova CP Filonero
512
186
Sicilia
CP Licata - potenziamento TR
540
187
Sicilia
CP Ravanusa - Potenziamento TR
520
188
Sicilia
CP Zia Lisa - terzo TR 40MVA + sez MT
419
395
X
1458
3
85/86
Piano di Sviluppo annuale e pluriennale delle Infrastrutture di Enel
Distribuzione S.p.A. Periodo di riferimento 2016-2018
Nr.
Regione
Nome del progetto
Importo
2015
Concluso
[k€]
189
Sicilia
Nuova CP Alia
12
190
Sicilia
Nuova CP Partanna
18
191
Sicilia
Nuova CP Acireale
19
192
Sicilia
Nuova CP Saline Trapani
193
Sicilia
CP Augusta - sostituzione. 2 TR AT/MT
805
194
Sicilia
Raccordi MT CP Università
983
X
195
Sicilia
Feeder MT per alimentazione CP Università
13
X
196
Sicilia
Raccordi CP Mascali
624
X
197
Sicilia
Raccordi CP Canicatti 2
293
X
198
Sicilia
Raccordi MT CP Piazza Armerina
655
X
199
Sardegna
CP S.Gilla - rifacimento sezione MT
237
200
Sardegna
CP Olbia - nuovo stallo terzo TR
527
201
Sardegna
Nuova CP Bono
164
202
Sardegna
CP P.Canale - potenziamento RTN area Cagliari
3
16
86/86