Lo sviluppo delle rinnovabili sulla Rete di Trasmissione Nazionale
Chiara Vergine – Terna Rete Italia
Trento, 21 Dicembre 2012
� Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale
� Evoluzione del parco di produzione nazionale
� Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige
Trento, 21 Dicembre 2012
� Conclusione
SVR/Connessioni RTN
� 1o operatore indipendente in Europa e 6o nel mondo
� Principale proprietario della Rete di Trasmissione Nazionale
di energia elettrica
� Terna è responsabile della pianificazione, sviluppo e
manutenzione della rete così come del servizio di
trasmissione e dispacciamento
La Rete elettrica di Trasmissione Nazionale
Il sistema elettrico nazionale
Trento, 21 Dicembre 2012
� Oltre 63.600 km di terne in altissima ed alta tensione
1.330 km cavi terrestri, 1.350 km cavi sottomarini, 11.810 km a 380 kV
� Oltre 450 di stazioni di trasformazione e smistamento
Capacità di trasformazione 127 GVA
� n.22 linee di interconnessione
con Francie (4), Svizzera (10+2), Austria (1), Slovenia (2), Grecia (1), Corsica (2)
� 332 TWh la domanda di energia nel 2011 (+0,6% vs 2010)
� 56.474 MW il picco massimo del 2011 (13 Luglio 2011)
SVR/Connessioni RTN3
TERNA Rete Elettrica Nazionale S.p.A. è la società responsabile (pubblico concessionario) in Italia dellatrasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione, e opera nelrispetto dei principi di trasparenza, neutralità e non discriminazione (ai sensi dell’art. 9 della Convenzioneannessa al Decreto Ministeriale 20 aprile 2005 e s.m.i.).
Nell’esercizio della rete Terna ha il compito di assicurare
in ogni momento l’equilibrio tra l’energia resa disponibile
dall’interconnessione e dai produttori nazionali da un lato
e i consumi degli utenti finali dall’altro.
Servizio di Dispacciamento
Terna S.p.A.: la Società e i compiti istituzionali
Trento, 21 Dicembre 2012
e i consumi degli utenti finali dall’altro.
Predispone e realizza gli interventi di sviluppo e di
manutenzione della RTN, gestisce la RTN, senza
discriminazione di utenti o categorie di utenti, esprime
pareri in merito alla realizzazione di nuovi impianti,
garantisce l’accesso alla RTN in modo imparziale,
concorre a promuovere nell’ambito delle azioni sulla
RTN la tutela dell’ambiente.
Servizio di Trasmissione
SVR/Connessioni RTN
Approvazione PdS 2012
v
Approvazione Piano di Sviluppo
Gen-2012
Invio PdS 2012 a MSE e AEEG
Anno 2012 Anno 2013Anno 2011
Definizione PdS 2012
Invio
Gen-2012
Avvio procedura VAS al PdS
Lug-2012Parere MATTM
sul RP
Entro Dic-2012
Avvio predisposizione Rapporto Parere VAS
Trento, 21 Dicembre 2012
Consultazione AEEG(D.lgs 93/11)
22/03/2012Delibera
102/12/R/eel
30/05/20121^ sessione
Presentazione PdS 2012
18/06/20122^ sessione
Q&A
Invio Parere AEEG
al MISE
Pubblicazionesul sito AEEG
PdS 2012
Mag-2012Gen-2013
Invio PdS 2013 a MSE e AEEG
Definizione PdS 2013
Ago-2012 Osservazioni operatori
Invio Rapporto Ambientale (RA)
VAS Avvio procedura VAS al PdS 2012 – Rapporto preliminare (RP)
Avvio predisposizione Rapporto Ambientale al PdS 2012Recepimento nel RA 2012 osservazioni VAS al PdS 2011
Parere VAS MATTM MIBAC
SVR/Connessioni RTN
Le richieste di connessione di impianti elettrici riguardanti utenze corrispondenti a clienti finali
che prelevano energia elettrica dalle reti e impianti di produzione di energia elettrica con una
potenza di connessione uguale o superiore a 10.000 kW, devono essere presentate a Terna.
Terna ha l’obbligo di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale.
Quadro di riferimento
Trento, 21 Dicembre 2012
Terna ha l’obbligo di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale.
Il processo delle Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale è regolamentato dall’AEEG
con apposite Deliberazioni che Terna è tenuta a recepire nel Codice di Rete.
SVR/Connessioni RTN
Il quadro legislativo / regolatorio di riferimento comprende:
D.Lsg. 387/03del 29 dicembre 2003D.Lsg. 387/03del 29 dicembre 2003
Promuove un maggior contributo delle fonti energeticherinnovabili alla produzione di elettricità relativo al mercatoitaliano e comunitario.Favorisce lo sviluppo di impianti di microgenerazioneelettrica da fonti rinnovabili.
• Stabilisce l’autorizzazione unica per gliimpianti di produzione e le opere connessee infrastrutture indispensabili;
• Definisce l’acquisizione in ambito CdS delparere tecnico a cura Terna sul progettodegli impianti per la connessioneappartenenti alla RTN.
Delib. ARG/elt 281/05del 19 dicembre 2005Delib. ARG/elt 281/05del 19 dicembre 2005
Vengono stabilite le condizioni di carattere procedurale edeconomico per l’erogazione del servizio di connessionealle reti elettriche .
• Descrive in modo dettagliato tutti gli aspettidella procedura di connessione alla RTNdalla richiesta di connessione alla stesuradel contratto di connessione
• Descrive le relative condizioni economichedella procedura di connessione
Delib . ARG/elt 99/08 –Delib . ARG/elt 99/08 –Vengono stabilite le condizioni procedurali ed economicheper l’erogazione alle imprese distributrici del servizio di • Introduce novità rispetto all’iter procedurale
Quadro di riferimento
Trento, 21 Dicembre 2012
Del. 4 Agosto 2010 -ARG/elt 125/10 Del. 4 Agosto 2010 -ARG/elt 125/10
Delib . ARG/elt 99/08 –TICA del 23 luglio 2008Delib . ARG/elt 99/08 –TICA del 23 luglio 2008
per l’erogazione alle imprese distributrici del servizio diconnessione alle reti con obbligo di connessione di terzi.
• Introduce novità rispetto all’iter proceduraleed economico sancito dalla del. 281/05
• Istituzione di strumenti finalizzati alsuperamento del fenomeno dellaprenotazione virtuale di capacità di retenelle aree critiche
Del.14 Ottobre 2010 - ARG/elt 173/10 Del.14 Ottobre 2010 - ARG/elt 173/10
Del. 22 Dicembre 2011 - ARG/elt 187/11Del. 22 Dicembre 2011 - ARG/elt 187/11
Del. 28 Maggio 2012
- ARG/elt 226/12
Del. 28 Maggio 2012
- ARG/elt 226/12
Del. 26 Luglio 2012
- ARG/elt 328/12
Del. 26 Luglio 2012
- ARG/elt 328/12
SVR/Connessioni RTN
Numeri: Richieste di connessione per anno e curva
cumulativa
2116
2636
33353485
3129
Trento, 21 Dicembre 2012
Sono inclusi impianti di produzione, utenti passivi, merchant lines, impianti di distribuzione, etc.
239393
770
1142
790
1065
568
269
250
482
980
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 gen-nov 2012
Richieste di connessione per anno [n] Totale richieste valide [n]
SVR/Connessioni RTN
EOLICO SOLARE
Richieste di connessione valide sulla RTN [MW]
23512
22
264
717
342
35
569
44
598
201
605
38026
20
15
60
Trento, 21 Dicembre 2012
543
8.962
7.537
9.484
954
5.013
32.916
4.087
8.973
569
Eolico
P.totale: 80.674 MW
N.richieste: 1.565
85
1.084
195
392
1.086313
678
1.847
9.204
15
Fotovoltaico
P.totale: 14.639 MW
N.richieste: 573
7.054
SVR/Connessioni RTN
� Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale
� Evoluzione del parco di produzione nazionale
� Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige
Trento, 21 Dicembre 2012
� Conclusione
SVR/Connessioni RTN
Evoluzione scenario di generazioneSviluppo della capacità produttiva da fonte termoelettrica
• Potenza da nuove centrali
termoelettriche dal 2002 al 2011 (MW)
+ 21.760 MW(circa 38% al Nord)
(circa 43% al Sud )
Ante 2011
760
2.940
2.460
4.520
• Ore equivalenti di utilizzazione degli
impianti a gas naturale (hh)
5.100 5.000
4.500
3.8003.500
3.100
-40%
Trento, 21 Dicembre 2012
Potenza da nuove centrali autorizzate e
non avviate per oltre 4.000 MW
Ante 2011
2.700
800
750
700
3.200
1.300
150
540
190
750
Nel 2011
2006 2007 2008 2009 2010 2011*
SVR/Connessioni RTN
Potenza eolica e fotovoltaica installata* (GW)
Principali evidenze del funzionamento del sistema elettrico
12,7
15,9
9,3
19,5
23,3
+85%rispetto target PAN
FV 2020
1,0
1,2
1,9
1,4
0,5
1,7
0,5
1,0
2,4
1,5
1,7
1,7
2,9
3,8
Sardegna
Lombardia
Campania
Sicilia
Puglia
Trento, 21 Dicembre 2012
(*) Dati provvisori a Ottobre 2012 Gaudì (WIND) – Atl asole (PV)
1,6 1,9 2,7 3,54,9 5,8 6,8 7,4
0,10,4
1,1
3,5
8,6
1,6 1,92,8
3,9
6,0
9,3
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Target PAN 2020
FV +260%
0,8
1,0
0,2
6,1
0,3
1,4
1,5
7,0
1,3
1,4
1,7
Altre regioni
Calabria
Veneto
Emilia Rom.
SVR/Connessioni RTN
Andamento della domanda
Provvisorio Gen-Set 2012
-7,4%-7,4%
-5,4%-5,4%+2,3%+2,3%
Variazione Fabbisogno% 2012 vs 2011-1,8%-1,8%
-3,1%-3,1%
Nei primi nove mesi del 2012 la richiesta dienergia elettrica è diminuita del 2,3% rispetto alcorrispondente periodo dell’anno precedente.A livello territoriale, la variazione della domandaè risultata ovunque negativa, ad eccezionedell’area Lombardia con +2,3%
Trento, 21 Dicembre 2012
-3,1%-3,1%
-0,2%-0,2%
-4,0%-4,0%
-6,1%-6,1%
Il fabbisogno è stato coperto per l’88% dalla produzione nazionale :� 64% termico (66% nel 2011)� 13% idrico (15% nel 2011), � 11% eolico, geotermico e fotovoltaico ( 7% nel 2011) La quota restante del fabbisogno pari al 12% è stata coperta dall’import
SVR/Connessioni RTN
Impatto produzione da FER sul sistema elettrico
Fenomeni/Problemi attuali• Problemi di sicurezza per stabilità frequenza (in particolare nelle Isole)• Inversione transiti AT/MT con congestioni di rete locali in condizioni di alta produzione• Aumento transiti su sezioni critiche rete primaria (in particolare in direzione Sud –Nord) • Problemi regolazione e bilanciamento surplus di produzione in ore di minimo carico
Ulteriori criticità nel breve- medio termine • Estensione congestioni rete AT nel breve-medio periodo• Problemi over-generation (nazionale / zonale Sud e Sicilia)
Trento, 21 Dicembre 2012
• Problemi over-generation (nazionale / zonale Sud e Sicilia)
Sensibilizzazione Energy Policy Maker Requisiti impianti gen. distribuita, migliore programmazione FRNP e servizi di rete, riforma ed estensione dei mercati con segnali di prezzo efficaci, market coupling per energia e servizi di rete
Soluzioni messe in campo da Terna • Sviluppo RTN (rinforzi infrastrutturali e smart transmission solutions)
(Tot. oltre 2,5 Mld € nei prossimi 5 anni)
SVR/Connessioni RTN
SE 380/150 kV
Area con surplus di potenzainstallata rispetto al carico ealla capacità di trasportodella rete
Congestioni locali sulla rete AT
Background
Problemi da rincodurre alla mancata e/o tardivaapplicazione dell’Autorizzazione Unica (impianti diproduzione ed opere di rete connesse), previstadall’art.12 del D.Lgs. 387/03.
Trento, 21 Dicembre 2012
SE 380/150 kV della rete
limitazione della produzione da FER� rispetto della sicurezza della rete a 150 kV� sovraccarico linee 150 kV in condizioni di elevata
produzione da FER
Localizzazione Regionale MPE 2011
SVR/Connessioni RTN
� Collegare alla RTN in modo efficace gli impianti FER in aree ad elevata densità diiniziative utilizzando al massimo le infrastrutture esistenti, compreso 380 kV
� Ridurre congestioni aumentando la magliatura della rete ad AAT e AT� Ridurre l’impatto sul territorio dei nuovi collegamenti a 150 kV
Stazioni di raccolta per la produzione da Fonti Rinnovabili
Nuova stazione380 / 150 kV
Congestioni rete AT
Trento, 21 Dicembre 2012
Linea 380 kV
Linea 150 kV
Linea 150 kV
Layout elettromeccanico stazione 380/150 kVArea di produzione: oltre 200 MW
SVR/Connessioni RTN
� Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale
� Evoluzione del parco di produzione nazionale
� Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige
Trento, 21 Dicembre 2012
� Conclusione
SVR/Connessioni RTN
Coordinamento tra gestori di rete
•Terna ha l’obbligo di connessione alla rete di impianti con potenza uguale osuperiore ai 10MW.
•Modalità di coordinamento tra gestori di rete nel caso in cui la connessione vengaeffettuata alla rete gestita dal gestore a cui è presentata la richiesta di connessione,comportando interventi su reti gestite da altri gestori.
Trento, 21 Dicembre 2012
•Modalità di coordinamento tra gestori di rete nel caso in cui la connessione vengaeffettuata alla rete gestita dal gestore a cui è presentata la richiesta di connessione,comportando interventi su reti gestite da altri gestori
SVR/Connessioni RTN
Richieste di connessione valide in Trentino Alto Adige
BZ
BOLZANO
Tipo impianto N°richieste MW
Biomasse 2 25
Eolico 1 35
Idroelettrico 6 152
Consumo 1 175
Cabine Primarie 12 458
Trento, 21 Dicembre 2012
TN
Cabine Primarie 12 458
TRENTO
Tipo impianto N°richieste MW
Idroelettrico 1 1.435
Termoelettrico 1 70
Rete 220 kV dimensionata per trasportare la produzione idroelettrica localeRete 132 kV dimensionato per soddisfare il carico locale
SVR/Connessioni RTN
Impatto sulle reti di distribuzione e di subtrasmissione
Sezioni AT/MT con inversione flusso di energia
2.500
3.000
3.500
4.000
Dati annuali – 2011 vs. 2010
Alta tensione
Trento, 21 Dicembre 2012
1* Dati provvisori 2011 – fonte ENEL Distribuzione – dati pubblicati dal 29/02/2012 (rif. TICA art.4)
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
Totale sezioni AT/MT Italia
Inversione >1% ( >87 ore/anno)
Inversione >5% ( >438 ore/anno)
2010 2011
325(9%)
543*(17%) 252
(7%)
358*(11%)
150 kV
20 kV
Media tensione
SVR/Connessioni RTN
• La rete di distribuzione non è stata progettata per raccogliere energia della GD (energia‘dal basso verso l’alto’: BT � MT � AT)
• Questa condizione può verificarsi per poche ore dell’anno:� fino a quando la GD è poca, e il carico prevale, tutto funziona come prima
• Quando la GD supera il carico, si ha la cosiddetta inversione di flusso:
� a livello di trasformazione AT/MT (CP) � problemi per SPI
� a livello di singola linea MT � problemi per SPI e profilo di tensione
Perché la GD complica la
gestione delle reti elettriche?
X
Trento, 21 Dicembre 2012
• La GD altera l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico di trasmissione �
non è garantito il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime della
frequenza nella rete AAT e AT
AT MTBT
X
SVR/Connessioni RTN
Saturazione di rete: dati TICA e Enel Distribuzione• In Italia ci sono aree critiche, dove
l’accesso alla rete è difficile.
• In bordeaux sono indicate le aree percui Pimm – Pcmin > 0,9*Pn;
• In arancione sono indicate le areeper cui Pimm > Pcmin;
• In giallo sono indicate le aree per cui
Trento, 21 Dicembre 2012
• In giallo sono indicate le aree per cuiPimm > 0,5*Pcmin;
• In bianco sono indicate le aree noncritiche.
� Pcmin: potenza di carico dell’area nel quarto d’ora in corrispondenza del picco minimoregionale
� Pn: somma delle potenze di tutti i trasformatori AT/MT delle CP cui l’area è sottesa
� Pimm: somma delle potenze in immissione richieste (preventivi inviati ai richiedenti)
SVR/Connessioni RTN
� Connessioni alla Rete di Trasmissione Nazionale
� Evoluzione del parco di produzione nazionale
� Coordinamento tra gestori di rete in Trentino Alto Adige
Trento, 21 Dicembre 2012
� Conclusione
SVR/Connessioni RTN23
L’unica soluzione possibile…
…il passaggio alle smart grid
• Le modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione non sono quindi
adeguate: serve una RIVOLUZIONE CONCETTUALE
• Smart grid � strutture e procedure operative innovative in grado di:
� mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema;
Trento, 21 Dicembre 2012
� migliorare la gestione della GD e il controllo del carico;
� promuovere l’efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento degli utenti finali
nel mercato elettrico.
SVR/Connessioni RTN
…attraverso un percorso a livello europeo e nazionale
1. L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale
(codice europeo, ENTSO-E) � dimensione internazionale
2. L'evoluzione delle reti di distribuzione a livello continentale
(Technical Specification, CENELEC) � dimensione internazionale
Trento, 21 Dicembre 2012
3. L'evoluzione delle regole di connessione a livello nazionale
� Allegato A.70 e A.72 di TERNA � dimensione nazionale;
� nuova CEI 0-21 e CEI 0-16 � dimensione nazionale
SVR/Connessioni RTN
L'evoluzione delle regole a livello continentale:
Grid Code ENTSO-E
voluto dalla Commissione Europea
• Le iniziative nazionali hanno sinora prevalso rispetto a quelle a livello EU:� la Germania ha per prima introdotto un nuovo codice di rete per impianti in MT e AT
(BDEW 2008), seguito da linee guida per la BT (VDE-AR-N 4105);� l’Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21);� la Spagna ha esteso anche al FV i requisiti di supporto alla rete adottati per le
installazioni eoliche (P.O. 12.3);� altri paesi seguiranno a breve lo stesso percorso...
Trento, 21 Dicembre 2012
26
• Intanto, ENTSO-E il 13 Luglio ha sottoposto ad ACER unnuovo codice di rete europeo (RFG) “Requisiti per laconnessione alla dei generatori”
• ACER, pur avendone riconosciuto l’importanza (sicurezzadel sistema, mercato interno dell’energia e cross-border), il14 Ottobre lo ha bloccato richiedendo maggiori
approfondimenti(requisiti non esaustivi, ad es. LVFRT, reg. V, etc.)
SVR/Connessioni RTN
L'evoluzione delle regole in Italia:
il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia)
REQUISITI SMART !!!
Trento, 21 Dicembre 2012
SVR/Connessioni RTN
Allegato A.17
“ Sistemi di
Allegato A.68
“Impianti di produzione
Allegato A.70
“Regolazione
Allegato A.72
“Procedura per la Riduzione
della
Trento, 21 Dicembre 2012L'evoluzione delle regole in Italia:
le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011)
“ Sistemi di controllo e protezione
centrali eoliche”
produzione fotovoltaica.
Requisiti minimi per la
connessione e l’esercizio in parallelo con
la rete AT”
“Regolazione tecnica dei requisiti di
sistema della generazione distribuita”
della Generazione Distribuita in condizione di
emergenza del Sistema elettrico
Nazionale (RIGEDI)”
SVR/Connessioni RTN
L'evoluzione delle regole in Italia:
le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011)
Due nuovi Allegati al Codice di Rete sono dedicati alla GD:
• Allegato A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel – 8 Marzo 2012);
� estende alcune prescrizioni previste per gli impianti connessi in AT anche alla GD
(fotovoltaico ed eolico) connessa alle reti MT e BT;
� nuovo SPI con soglie larghe e sistema di discriminazione tra eventi di sistema ed eventi
locali (relè a sblocco voltmetrico);
prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kW)
Trento, 21 Dicembre 2012
� prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kW)
• Allegato A.72 (approvato da AEEG, Del. 344/2012/R/eel – 2 Agosto 2012);
� disconnessione , per motivi di sicurezza del SEN, della GD (fotovoltaico ed eolico MT,
P>50 kW, solo immissione) su comando del TSO
� DG_TEL: GDR connessa con linee dedicate il cui distacco è attuabile da remoto dal
DSO, su richiesta di Terna, in < 30 min;
� DG_PRO: il distacco è attuabile dal Titolare su richiesta…
� …qualche novità nella CEI 0-16:2013…
SVR/Connessioni RTN
• Le Regole Tecniche di Connessione MT e BT (CEI 0-16 & CEI 0-21) sono in corso di
revisione (su mandato AEEG) per includere le prestazioni richieste dall’A.70, dall’A.72 e dal
IV e V Conto Energia.
• La CEI 0-16:2013 (ora in inchiesta pubblica) prevede funzioni innovative basate anche su
comunicazione tra DSO e GD:
L'evoluzione delle regole in Italia:
le azioni intraprese dal CEI (durante il 2012)
Trento, 21 Dicembre 2012
� SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto;
� regolazione di tensione attraverso unità di GD, basata su logica locale o comando del
DSO (logica centralizzata, set-point di Q);
� regolazione frequenza/potenza LFSM-O;
� LVRT & OVRT;
� limitazione della GD su comando del TSO/DSO con un modem GSM/GPRS che apre il
DDI (applicazione A.72 in tempo reale!)
SVR/Connessioni RTN
Le modalità di applicazione dell'A.70:
la Delibera 84/2012/R/eel
(Fonte: www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_delibera_84_2012/)
Casi Tensione della retePeriodo di entrata in
esercizio dell’impianto connesso alla rete*
Prescrizioni da rispettare
a) MTDal 01/04/2012 al
30/06/2012Impianto conforme all’Allegato A.70 (solo
par. 5 e 8)
b) MTDal 01/07/2012 al
31/12/2012Impianto conforme all’Allegato A.70
(interamente)
c) MT Dopo il 31/12/2012Impianto conforme all’Allegato A.70
(interamente) e certificato ai sensi della norma CEI 0-16 modificata
Trento, 21 Dicembre 2012
norma CEI 0-16 modificata
d) BTDal 01/04/2012 al
30/06/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70 (par. 5 come derogato dall’art. 4.1.d della delibera 84/2012/R/EEL – taratura della protezione
di frequenza 49-51 Hz)
e) BTDal 01/07/2012 al
31/12/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70 (interamente ad eccezione del par. 7.2.1) e
norma CEI 0-21 modificata (interamente ad eccezione del par. 8.5.1)
f) BT Dopo il 31/12/2012
Impianto conforme all’Allegato A.70 e certificato ai sensi della norma CEI 0-21
modificata (entrambi applicati interamente)
g)MT (con potenza
nominale > 50 kW)Entro il 31/3/2012
Impianto da adeguare all’Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) entro il 31.03.2013
SVR/Connessioni RTN
Sviluppo delle infrastrutture per le FER – cambio di
paradigma
� Rete Zonale
� Libero allaccio senza obblighi
� Hub Europeo
� Contributo delle FER alla
sicurezza
� Partecipazione attiva al Mercato e
OGGI OBIETTIVO
Trento, 21 Dicembre 2012
� Immissione libera
� Distribuzione con rete passiva
� Partecipazione attiva al Mercato e
Servizi
� Dispacciamento coordinato
della produzione embedded
SVR/Connessioni RTN
Lo sviluppo delle Rinnovabili sulla Rete di Trasmis sione
Nazionale
GRAZIE PER L’ATTENZIONEGRAZIE PER L’ATTENZIONE
Trento, 21 Dicembre 2012
Maurizio [email protected]
Chiara [email protected]