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INDICE

1. PREMESSA ...... 4

2. OBIETTIVI GENERALI ...... 5

3. CRITICITA’ PER LO SVILUPPO E IL MANTENIMENTO DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE ...... 7

4. DATI DELLA RETE ELETTRICA DI UNARETI ...... 8

4.1. Area Milano 8

4.2. Area Brescia 9

5. PIANO DI SVILUPPO DELLA RETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE ...... 9

6. PREVISIONE DI SVILUPPO CARICHI ...... 10

6.1. Evoluzione della domanda di energia elettrica in Italia 10

6.2. Analisi del fabbisogno di potenza sul territorio e proiezione per il futuro 11 6.2.1. Area Milano ...... 12 6.2.2. Area Brescia ...... 13

6.3. Analisi delle correlazione tra le punte di potenza e le condizioni climatiche 13

7. GENERAZIONE DISTRIBUITA ...... 16

7.1. Sviluppo atteso della produzione di energia elettrica 18 7.1.1. Area Milano ...... 18 7.1.2. Area Brescia ...... 19

8. PIANIFICAZIONE DELLE NUOVE CABINE PRIMARIE ...... 20

8.1. Criteri generali di pianificazione 20

8.2. Definizione delle nuove Cabine Primarie e potenziamento delle esistenti per l’area Milano 20

8.3. Definizione delle nuove Cabine Primarie e potenziamento delle esistenti per l’area Brescia 22

8.4. Definizione delle priorità di intervento 23

9. PIANIFICAZIONE DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE IN MEDIA TENSIONE ...... 24

9.1. Criteri generali di pianificazione per la rete di distribuzione 24

9.2. Rete di distribuzione per l’area Milano 26

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9.2.1. Stato del neutro della rete MT ...... 26 9.2.2. Sviluppo della rete per riqualificazione urbanistiche ...... 27 9.2.3. Principali interventi pianificati sulla rete di distribuzione MT ...... 28

9.3. Rete di distribuzione per l’area Brescia 29 9.3.1. Stato del neutro della rete MT ...... 29 9.3.2. Principali interventi pianificati sulla rete di distribuzione MT ...... 29

10. PROGETTI SPECIALI ...... 30

11. INCREMENTO DELLA RESILIENZA DELLA RETE ELETTRICA ...... 32

11.1. Fenomeni impattanti sulla rete elettrica di Unareti 32

11.2. Primi risultati 33

ELENCO DEGLI ALLEGATI Allegato 1 Ubicazione degli impianti AT/MT - area Milano Allegato 2 Ubicazione degli impianti AT/MT - area Brescia Allegato 3 Densità di potenza per l’anno 2014 - area Milano Allegato 4 Trend della punta di carico - area Milano Allegato 5 Densità di potenza per l’anno 2026 - area Milano Allegato 6 Trend della punta di carico - area Brescia Allegato 7 Evoluzione del carico delle trasformazioni AT/MT al 2026 - area Brescia Allegato 8 Previsione dei margini di potenza nelle Cabine Primarie - area Milano Allegato 9 Ubicazione delle future Cabine Primarie - area Milano Allegato 10 Potenza disponibile dopo la realizzazione delle nuove Cabine Primarie - area Milano Allegato 11 Carico previsto nelle Cabine Primarie al 2026 con gli interventi previsti - area Milano Allegato 12 Potenze installate previste al 2026 - area Milano Allegato 13 Ubicazione degli interventi previsti - area Brescia Allegato 14 Carico previsto nelle Cabine Primarie al 2026 con gli interventi previsti - area Brescia Allegato 15 Priorità degli interventi - area Milano Allegato 16 Priorità degli interventi - area Brescia Allegato 17 Localizzazione degli interventi previsti sulla rete MT - area Milano Allegato 18 Localizzazione degli interventi previsti sulla rete MT della città di Brescia - area Brescia Allegato 19 Localizzazione degli interventi previsti sulla rete MT dell’area di Salò - area Brescia

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1. PREMESSA

Il presente documento fissa le basi del Piano di sviluppo decennale della rete di distribuzione elettricità di Unareti (nel seguito UNR ) ed è lo strumento per poter definire il budget degli investimenti e le priorità di intervento. Vengono valutate le previsioni di carico in un arco temporale di 10/12 anni e le conseguenti necessità di sviluppo, integrazione ed ottimizzazione della rete elettrica di: • Milano e Rozzano; • Brescia e 45 comuni della provincia stessa: Agnosine, Anfo, Bagolino, Barghe, Bione, Botticino, Capovalle, Casto, Gardone Riviera, Gargnano, Gavardo, Idro, Lavenone, Limone del Garda, Magasa, Manerba del Garda, Mazzano, Mura, Muscoline, Nuvolera, Nuvolento, Odolo, Paitone, Pertica Alta, Pertica Bassa, Polpenazze del Garda, Preseglie, Prevalle, Provaglio Val Sabbia, Puegnago del Garda, Rezzato, Roè Volciano, Sabbio Chiese, Salò, San Felice del Benaco, Serle, Tignale, Toscolano Maderno, Tremosine, Treviso Bresciano, Vallio Terme, Valvestino, Vestone, Villanuova sul Clisi, Vobarno.

L’elettricità è notoriamente un vettore energetico estremamente versatile in relazione alle innumerevoli applicazioni che ha negli usi finali (illuminazione, climatizzazione, alimentazione di elettrodomestici e piani di cottura, apparecchiature elettroniche, apparecchiature di processi industriali, apparecchiature medicali, ecc.). E’ inoltre particolarmente adatto per essere impiegato in una grande città a supporto dello sviluppo delle attività economiche e residenziali, per la sua estrema sicurezza (con impianti progettati, realizzati e mantenuti secondo norme ormai consolidate) e la notevole compatibilità ambientale. Una volta realizzati gli impianti, l’impatto visivo e elettromagnetico è praticamente nullo nel caso di linee in cavo interrato e problemi di rumore sono facilmente controllabili per Cabina Primarie e cabine secondarie. Per questi motivi risulta uno “strumento” fondamentale per il raggiungimento degli obiettivi presenti nei “Piani di Governo del Territorio”: • favorire la funzione residenziale della Città; • favorire lo sviluppo urbanistico; • favorire la localizzazione delle attività di produzione di beni e servizi. Occorre quindi pianificare attentamente lo sviluppo delle infrastrutture necessarie alla distribuzione di elettricità al fine di assicurare il fabbisogno di energia e potenza richiesta in modo da non frenare i citati obiettivi. Deve essere tenuto in grande considerazione anche l’aspetto della qualità del servizio fornito (continuità della fornitura, qualità della tensione di alimentazione, qualità commerciale) in quanto sono numerose le attività del terziario e industriali per le quali risultano elevati i costi dovuti alla mancata qualità nella fornitura di elettricità.

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2. OBIETTIVI GENERALI

Il presente documento definisce quindi le necessità di intervento a medio e lungo termine al fine di garantire la massima affidabilità nell’esercizio della rete elettrica di UNR. L’attività di pianificazione ha lo scopo di raggiungere essenzialmente le finalità di: • integrazione : vengono analizzate le necessità delle diverse funzioni in cui è articolata UNR e le specifiche richieste provenienti dagli utenti, al fine di organizzare e ottimizzare le proposte di realizzazione; • definizione delle priorità : mediante valutazione delle possibili soluzioni progettuali, classificazione delle tipologie di investimento e associazione con gli indicatori di prestazione tecnica ed economica, vengono definite le più opportune priorità di intervento e valutate l’efficacia e l’efficienza degli interventi sia di investimento che di manutenzione; • verifica dei risultati : la verifica dei risultati ottenuti rispetto a quelli ipotizzati rende disponibili indicatori che permettono di migliorare le scelte successive; • gestione economica globale : tramite l’analisi e la pianificazione, considerando gli aspetti tecnici, economici, tariffari, qualitativi, normativi, si identificano le soluzioni da adottare e le opportunità da cogliere, ottimizzando gli investimenti. Nella successiva Figura 1, è schematizzato sinteticamente il processo descritto.

Verifica risultati Realizzazione

Figura 1: Sintesi del processo di pianificazione

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Gli obiettivi principali del programma di sviluppo possono essere riassunti in pratica nei seguenti punti: • individuare il numero e il dimensionamento dei nuovi impianti primari da realizzare e gli interventi di potenziamento degli impianti attuali per adeguare il sistema agli incrementi di carico previsti; • determinare una struttura di rete razionale e funzionale che integri le reti elettriche preesistenti; • eliminare la rete obsoleta unificando anche i livelli di tensione, per garantire maggiore efficienza, economicità di servizio e riduzione delle perdite di rete; • eliminare gradualmente la dipendenza e le interconnessioni della rete di UNR con la rete di e-distribuzione; • individuare le soluzioni volte a migliorare la qualità del servizio, come regolamentato nei livelli di continuità dell’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (nel seguito AEEGSI ); • ridurre i costi di esercizio e di manutenzione degli impianti; • realizzare adeguamenti impiantistici richiesti dall’evolversi delle normativa in materia di sicurezza e rispetto dell’ambiente.

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3. CRITICITA’ PER LO SVILUPPO E IL MANTENIMENTO DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE

I problemi operativi fondamentali che si incontrano nelle attività di sviluppo e mantenimento della rete di distribuzione sono essenzialmente i seguenti: ° difficoltà autorizzative per la posa delle reti e non indifferente impatto dei relativi cantieri stradali (anche se normalmente la rete elettrica interessa prevalentemente le aree di marciapiede e solo limitatamente agli attraversamenti delle carreggiate); ° individuazione degli spazi all’interno dei fabbricati per la realizzazione delle cabine di trasformazione MT/BT; ° individuazione degli spazi per la realizzazione delle Cabine Primarie di trasformazione AT/MT e tempi lunghi per la loro autorizzazione e realizzazione. Per poter contare su una rete di distribuzione di elettricità all’altezza delle attese dell’utenza in termini di qualità del servizio occorre quindi avanzare nelle sedi opportune, per esempio, proposte di: ° semplificazione degli iter autorizzativi per gli scavi e razionalizzazione della posa dei servizi nel sottosuolo (per esempio con la realizzazione di Strutture Sotterranee Polifunzionali); ° opportune prescrizioni nel regolamento edilizio per facilitare l’individuazione dei necessari spazi per la collocazione degli impianti di distribuzione negli edifici; ° procedure che consentano di essere tempestivamente coinvolti sin dalle prime fasi dei piani di sviluppo o riqualificazione urbanistica per evidenziare le necessità tecnologiche di realizzazione degli impianti di distribuzione.

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4. DATI DELLA RETE ELETTRICA DI UNARETI

La rete di distribuzione elettricità di UNR si sviluppa nelle province di Milano e Brescia ed è connessa alla Rete elettrica di Trasmissione Nazionale (nel seguito RTN ) in alta tensione di Terna S.p.A. (nel seguito Terna ). Si riportano nella tabella che segue i dati principali della rete di distribuzione di UNR aggiornati alla data 31/12/2016.

Descrizione u.m. Quantità

Cabine Primarie [n.] 29

Potenza AT/MT installata [MVA] 4.008

Cabine di distribuzione MT/BT [n.] 8.876

Rete AT (incluso 40 kV) [km] 23

Rete MT [km] 5.904

Rete BT [km] 7.926

Potenza richiesta dall’utenza [MW] 1.831 Energia distribuita per anno (stima) [GWh] 11.250

Tabella 1: Dati della rete di distribuzione elettricità di UNR

4.1. Area Milano

Le alimentazioni delle città di Milano e Rozzano sono garantite dai nodi AT/MT indicati topograficamente nell’ Allegato 1. Le Cabine Primarie Musocco, Vigentina e Rogoredo, sono inserite nella rete di alta tensione a 132 kV, mentre le restanti Cabine Primarie sono inserite nella RTN a 220 kV. La rete di distribuzione in media tensione è costituita prevalentemente da linee in cavo e sono presenti quattro differenti livelli di tensione (23 kV,15 kV, 9 kV e 6,4 kV). La rete in media tensione di UNR è inoltre interconnessa agli impianti di e-distribuzione attraverso 51 linee (MT). Dal 31 dicembre 2016, UNR ha ceduto a e-distribuzione circa 170 km di rete elettrica di distribuzione in media e bassa tensione, alimentante oltre 6.000 clienti in 18 Comuni dell’hinterland milanese in cui le due società operavano in compresenza territoriale. Tale operazione si è resa necessaria per allineare la situazione impiantistica alla legislazione vigente in materia, che prevede la presenza di un solo operatore di distribuzione in ciascun territorio comunale. In particolare nel Comuni di Agrate Brianza, Brugherio, Bussero, Carugate, Cassina de’ Pecchi, Cernusco sul Naviglio, Cinisello Balsamo, Gorgonzola, Monza, Pioltello, San Giuliano Milanese non sono più presenti ne utenti ne rete UNR in esercizio. Nei Comuni di Cologno Monzese, Cormano, Corsico, Pieve Emanuele, San Donato Milanese, Sesto san Giovanni, Vimodrone sono

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Foglio 9 di 33 stati ceduti tutti i clienti ma risultano ancora presenti alcuni tratti di linee UNR necessari a garantire la continuità della rete di distribuzione.

4.2. Area Brescia

L’alimentazione della città di Brescia e altri 45 comuni della provincia di competenza è garantita dai 19 nodi AT/MT indicati topograficamente nell’ Allegato 2. Tutte le stazioni e Cabine Primarie sono inserite nella RTN a 132 kV, tranne Tremosine alimentata a 40 kV; nella Ricevitrice Ovest è presente inoltre anche il livello di tensione 220 kV. La rete in media tensione di UNR è inoltre interconnessa con gli impianti di: - e-distribuzione attraverso 42 punti di scambio; - SET Distribuzione (Trento) attraverso 2 punti di scambio. La rete di distribuzione in media tensione è costituita da linee aeree ed in cavo e sono presenti due differenti livelli di tensione (23kV e 15kV).

5. PIANO DI SVILUPPO DELLA RETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE

Nel presente documento non viene trattato lo sviluppo della rete RTN. Tali interventi, anch’essi di fondamentale importanza per lo sviluppo della rete di distribuzione e di rilevante impatto sul territorio, sono di competenza di Terna e sono trattati nel Piano di Sviluppo della stessa. In virtù della cessione, quasi totale, delle linee e degli impianti AT di UNR a Terna, è stato istituito un tavolo presso il quale periodicamente esaminare e coordinare gli interventi di sviluppo necessari in modo da ottimizzare gli investimenti e gli impieghi del territorio.

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6. PREVISIONE DI SVILUPPO CARICHI

Per pianificare correttamente la rete di distribuzione e, di conseguenza, razionalizzare gli investimenti per la costruzione di nuove Cabine Primarie, definendo nel contempo i siti di costruzione, le taglie degli impianti e le date di entrata in servizio degli stessi, occorre stimare con sufficiente precisione l’incremento di potenza distribuita prevista per i prossimi anni.

6.1. Evoluzione della domanda di energia elettrica in Italia

Le previsioni della domanda di energia elettrica e di potenza in Italia sono effettuate da Terna e sono riportate nel documento “ Scenari della domanda elettrica in Italia 2016-2026”. La previsione di medio e lungo termine della domanda di energia elettrica è ottenuta da Terna tenendo conto della previsione dell’andamento del PIL.

Figura 2: Domanda di energia elettrica e PIL nel corso degli ultimi anni (L’andamento è espresso su una scala comune, dove sono posti pari a 100 i valori rispettivamente raggiunti nel 1980)

Dal 2016 al 2026 Terna stima un’evoluzione della domanda di energia elettrica in Italia con un tasso medio annuo di crescita del 0,9%. Le previsioni della domanda di potenza alla punta sono elaborate partendo da quelle sulla domanda di energia elettrica.

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Figura 3: Andamento della domanda di potenza nazionale alla punta dal 1980 al 2015

La previsione della domanda di potenza sulla rete italiana fornita da Terna ipotizza il raggiungimento di 66.300 MW nell’anno 2026 (scenario di sviluppo).

6.2. Analisi del fabbisogno di potenza sul territorio e proiezione per il futuro

Il metodo utilizzato prevede: ° per la zona di Milano la scomposizione preliminare dell’intera area metropolitana in aree elementari, definite da quadrati di 1 km di lato e la determinazione per ciascuna area dell’incremento di potenza distribuita prevista per i prossimi anni; ° per la zona di Brescia, vista la differenza e non omogeneità del territorio, la determinazione per ciascuna area sottesa a ogni Cabina Primaria e sottostazione, l’incremento di potenza distribuita prevista per i prossimi anni. AEEGSI con la deliberazione 582/2015/r/eel del 2 dicembre 2015 ha attuato la riforma delle tariffe di rete e delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica. La variazione della struttura tariffaria, comporterà la sostituzione delle attuali

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Foglio 12 di 33 tariffe D2 e D3 con la tariffa D1. La struttura sarà ancora trinomia ma avrà un corrispettivo unitario per l’energia che rimarrà costante, anziché variare a scaglioni e con prezzi crescenti al crescere dei prelievi di energia elettrica. Tale modifica potrebbe comportare pertanto nei prossimi anni un maggior utilizzo dell’energia elettrica a discapito di altri vettori energetici quali il gas. Sono in corso delle valutazioni in collaborazione con RSE, volte ad individuare possibili variazioni nei valori e nelle curve di assorbimento dell’energia elettrica anche in riferimento a nuove tecnologie quali per esempio, l’auto elettrica, i forni ad induzione, le pompe di calore, che potrebbero rendersi ora economicamente competitive.

6.2.1. Area Milano

Dai sistemi di gestione della rete e dai sistemi informatici della funzione commerciale si estraggono le informazioni necessarie per associare ad ogni zona (quadrato o area di CP) i seguenti dati: • potenza massima richiesta dalla rete di distribuzione BT, ottenuta come somma delle punte di potenza rilevate nelle singole cabine MT/BT(ove disponibile); • potenza disponibile per gli utenti alimentati in MT; • potenza prevista per l’alimentazione di aree in stato di riqualificazione (PRU).

A partire dai dati relativi alla punta di potenza assorbita dalla rete di distribuzione, si ripartisce il carico di ogni cavo MT tra le cabine MT/BT da esso alimentate. La scomposizione dell’area metropolitana in aree elementari di piccole dimensioni consente di valutare con buona approssimazione la collocazione topografica della densità di richiesta di potenza sul territorio. L’ Allegato 3 mostra, come risultato dell’elaborazione per l’area di Milano, la distribuzione della densità di carico per l’anno 2016. La previsione di sviluppo dei carichi, tiene conto essenzialmente di due fattori: • il trend di incremento della punta di carico sulla base di dati storici di UNR (Allegato 4 ); • la richiesta di potenza localizzata per l’alimentazione di aree in stato di riqualificazione o grossi utenti (potenze richieste o presunte maggiori di 3 MW).

Risulta mediamente una percentuale di incremento annuo di carico alla punta pari a circa il 2%. Tale valore, può ritenersi corretto, in quanto in linea con i dati previsionali di Terna nel periodo di interesse.

La previsione sull’evoluzione dei carichi viene annualmente verificata ed aggiornata sia in relazione alle effettive punte di potenza registrate sia in riferimento alle migliori informazioni disponibili sullo sviluppo di aree in stato di riqualificazione (PRU). L’ Allegato 5 illustra la crescita prevista della densità di carico per km 2 all’anno 2028 con il relativo dato di massima potenza richiesta dall’utenza.

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6.2.2. Area Brescia

Dai sistemi di gestione della rete si estraggono i valori di massima potenza prelevata sulla rete MT da ogni Cabina Primaria. A tale valore viene aggiunto il valore di carico previsto per ognuna delle nuove utenze rilevanti e/o interventi di lottizzazione significativi (dell’ordine di qualche MW). Si stima la potenza prevista per gli anni successivi valorizzando un tasso di incremento annuo del 2% (per il biennio 2017-2018 è stato previsto un tasso ridotto allo 0,8 % a causa di una ripresa economica ancora in corso). Se dalla verifica si riscontrano situazioni critiche, vengono definiti gli interventi necessari per riportare tutti i parametri nella norma; ciò può comportare la realizzazione di nuove Cabine Primarie, nuove trasformazioni AT/MT o potenziamento delle esistenti, nuove linee MT o potenziamento di tratti di linee esistenti. Nell’ Allegato 6 è illustrato il trend di crescita del carico della rete di Brescia, negli ultimi anni si osserva una sensibile riduzione del picco massimo, mentre si conferma che il picco massimo avviene nei mesi estivi; si può ritenere questo fenomeno legato all’impatto della elevata generazione distribuita connessa alla rete ed agli effetti di una ripresa economica ancora in corso. L’ Allegato 7 illustra la crescita prevista del carico all’anno 2028 e la relativa percentuale di utilizzo della trasformazione.

6.3. Analisi delle correlazione tra le punte di potenza e le condizioni climatiche

La crescita delle esigenze di benessere e della qualità della vita, sia in ambito domestico sia lavorativo, ha portato ad un aumento della domanda di energia elettrica, in particolare a Milano, nei periodi estivi particolarmente torridi, per l’utilizzo di condizionatori e apparecchiature refrigeranti in genere. In un contesto urbano ad alta concentrazione di utenza, il contributo alla punta di carico delle suddette applicazioni risulta determinante. Nella città di Milano il valore di potenza massimo richiesto dalla rete di distribuzione si verifica da più di un decennio nel periodo estivo e non più invernale. Il valore massimo storico di assorbimento di potenza per l’area di Milano si è verificato il 7 Luglio 2015. Il Grafico 1 riporta gli andamenti delle punte di carico registrate a Milano tra il 2003 ed il 2016 dal 10 giugno al 31 luglio.

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Carico massimo giornaliero

[MW] 1700

1600

1500

1400

1300

1200

1100

1000

900

800

700 1/7 2/7 3/7 4/7 5/7 6/7 7/7 8/7 9/7 10/6 11/6 12/6 13/6 14/6 15/6 16/6 17/6 18/6 19/6 20/6 21/6 22/6 23/6 24/6 25/6 26/6 27/6 28/6 29/6 30/6 10/7 11/7 12/7 13/7 14/7 15/7 16/7 17/7 18/7 19/7 20/7 21/7 22/7 23/7 24/7 25/7 26/7 27/7 28/7 29/7 30/7 31/7

[giorni] 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Grafico 1: Carico massimo giornaliero tra il 10 Giugno e il 31 Luglio Il Grafico 2 “Indice di calore” riporta gli andamenti dell’indice Umidex della temperatura apparente (misurato in °C) ricavato dai valori di temperatura massima e corrispondente umidità % registrate a Linate (MI) tra il 2003 ed il 2016 dal 10 giugno al 31 luglio.

Indice di Calore

[°C]

46 45 44 43 42 41 40 39 38 37 36 35 34 33 32 31 30 29 28 27 26 25 24 1/7 2/7 3/7 4/7 5/7 6/7 7/7 8/7 9/7 10/6 11/6 12/6 13/6 14/6 15/6 16/6 17/6 18/6 19/6 20/6 21/6 22/6 23/6 24/6 25/6 26/6 27/6 28/6 29/6 30/6 10/7 11/7 12/7 13/7 14/7 15/7 16/7 17/7 18/7 19/7 20/7 21/7 22/7 23/7 24/7 25/7 26/7 27/7 28/7 29/7 30/7 31/7

IC 2005 IC 2006 IC 2007 IC 2008 IC 2009 IC 2010 [giorni]

IC 2011 IC 2012 IC 2013 IC 2014 IC 2015 IC 2016

Grafico 2: Indice di calore tra il 10 Giugno e il 31 Luglio

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Ai nostri scopi tale indice ha consentito di correlare in modo univoco e significativo l’andamento del carico della rete di distribuzione in funzione non della sola temperatura assoluta massima ma all’insieme delle coppie di variabili temperatura massima e umidità. In sostanza tale indice si ritiene significativo del disagio percepito dagli utenti e quindi del corrispondente grado di ricorso all’uso degli apparecchi di condizionamento. In particolare, l’indice è significativo del grado di contemporaneità di utilizzo degli stessi che può determinare incrementi di carico elevati e non riscontrabili in passato quando tale tecnologia non era così diffusa. Il Grafico 3 rappresenta la correlazione lineare tra indice di calore e il corrispondente carico massimo giornaliero per gli anni dal 2008 al 2016. Le linee di tendenza del Grafico 3, evidenziano, una tendenza all’incremento della potenza assorbita di anno in anno a parità di indice di calore.

Grafico 3: Correlazione indice di calore con il carico massimo nel periodo 10 Giugno - 15 Luglio per gli anni dal 2008 al 2016 L’incremento del 5% annuo, osservato con questo metodo, sconta tutte le possibile cause considerate tradizionalmente nella pianificazione della rete (aumento “fisiologico” e nuovi carichi). Inoltre occorre considerare che si riferisce ad un incremento potenziale determinato solo dal fatto che si raggiungano determinati elevati Indici di Calore in giorni infrasettimanali del periodo che va tra la metà di giugno e la metà di luglio. Nel grafico nel quale viene indicata la previsione di incremento del carico nei prossimi anni viene quindi evidenziata una fascia di incertezza delimitata superiormente da valori corrispondenti all’incremento del 5% annuo (si veda l’ Allegato 8).

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7. GENERAZIONE DISTRIBUITA

Nel corso degli ultimi anni, la gestione tradizionale della rete elettrica di UNR sta modificandosi per il sopravvento sempre più marcato di utenti della rete MT e BT con siti di generazione dell’energia elettrica. Ad alcuni grossi impianti di cogenerazione del gruppo A2A in Milano collegati alla rete di distribuzione MT, si sono aggiunti altri due grossi impianti cogenerativi con potenza nominale complessiva per singolo punto di connessione alla rete di distribuzione, superiore a 10 MVA. La generazione distribuita ha un impatto non più trascurabile sul servizio di distribuzione e sulla gestione dei relativi impianti. Infatti, nel corso dell’ultimo triennio gli impianti di generazione, in particolare da fonte rinnovabile, hanno avuto una crescita esponenziale. Ogni punto della rete con presenza di gruppi di produzione di energia elettrica (definito “impianto attivo”), è disciplinato da un “Regolamento di Esercizio” tra l’utente titolare della connessione e UNR. Nella Tabella 2 viene indicata la potenza totale della generazione installata, collegata alla rete di distribuzione MT e BT delle Cabine Primarie di UNR per la zona di Milano. La potenza degli impianti di generazione è suddivisa per singola Cabina Primaria e raggruppata per tipologia di fonte primaria di generazione.

Dati caratteristici impianto

Biomasse Denominazione Solare Eolica Biogas Idraulica Altro Totale RSU Gadio 0,675 0,000 0,000 0,000 0,133 0,808 Lambrate 2,801 0,000 0,630 0,250 37,011 40,692 Musocco 1,693 0,000 0,000 0,000 1,479 3,172 Nord 3,896 0,000 0,000 0,288 91,368 95,552 Ovest 2,280 0,000 0,000 0,000 13,500 15,780 Rogoredo 0,141 0,000 0,000 0,000 0,000 0,141 Sud 3,557 0,000 1,248 0,420 36,189 41,414 Venezia 0,257 0,000 0,000 0,000 2,460 2,717 Vigentina 5,673 0,000 0,000 0,000 1,210 6,883 Volta 1,983 0,000 0,000 0,000 1,944 3,927 Totale 22,957 0,000 1,878 0,958 185,294 211,086 Tabella 2: Potenza installata in MW della generazione distribuita per la rete UNR-Milano

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Numero dei trasformatori AT/MT con numero di ore annue Anno in inversione di flusso h<1% 1%5% 2016 8 - - 2015 2 1 - 2014 2 1 - 2013 - 1 - 2012 - 1 - Tabella 3: Numero di trasformatori AT/MT di UNR-MI in inversione di flusso

Nella Tabella 4 viene indicata la potenza totale della generazione installata, collegata alla rete di distribuzione MT e BT delle Cabine Primarie di UNR per la zona di Brescia. La potenza degli impianti di generazione è suddivisa per singola Cabina Primaria e raggruppata per tipologia di fonte primaria di generazione.

Dati caratteristici impianto

Biomasse Denominazione Solare Eolica Biogas Idraulica Altro Totale RSU BAGOLINO 3,137 0,023 3,160 DONEGANI 1,859 1,859 GAVARDO 11,665 0,190 11,692 0,180 23,727 MAZZANO 4,651 0,235 0,100 4,986 NODO SUD 1,062 1,062 NOZZA 7,947 6,094 0,198 14,239 NUVOLENTO 4,548 1,288 5,836 ODOLO 4,491 4,491 POLPENAZZE 2,112 1,824 3,936 RIC. EST 2,441 2,441 RIC. NORD 4,897 0,331 0,011 5,239 RIC. OVEST 10,302 10,302 S.EUFEMIA 6,381 0,599 0,075 0,320 7,375 SALO' 5,827 5,829 0,052 11,707 TOSCOLANO 1,378 0,200 3,055 4,633 TREMOSINE 0,101 0,190 6,650 6,941 VOBARNO 2,369 6,400 8,769 XXV APRILE 0,651 0,651 ZIZIOLA 7,281 60,000 67,281 Totale 83,098 0,000 1,179 41,672 62,685 188,634

Tabella 4: Potenza installata in MW della generazione distribuita per la rete UNR-Brescia

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E’ possibile fornire una prima valutazione degli effetti della generazione distribuita misurando per ogni trasformatore AT/MT la percentuale di ore annue di inversione di flusso, come riassunto in Tabella 5. Numero dei trasformatori AT/MT con numero di ore annue Anno in inversione di flusso h<1% 1%5% 2016 14 1 6 2015 11 2 7 2014 8 3 8 2013 10 1 8 2012 9 2 8 2011 12 - 7 Tabella 5: Numero di trasformatori AT/MT di UNR-BS in inversione di flusso

7.1. Sviluppo atteso della produzione di energia elettrica

Si riporta la somma delle potenze degli impianti di produzione di energia elettrica per le richieste di connessione in corso di validità suddivise per area e per Cabina Primaria. Si precisa che, sul sito di UNR, sono pubblicate ed aggiornate trimestralmente, indicazioni qualitative sulla disponibilità della capacità di rete ad accogliere nuove connessioni di impianti di produzione di energia elettrica, come disposto da AEEGSI nella Delibera ARG/elt 99/08 “Testo integrato delle connessioni attive - TICA”.

7.1.1. Area Milano

Si forniscono le informazioni degli impianti di produzione previsti per l’area Milano.

Preventivi emessi su rete MT/BT [MW]

Biomasse Denominazione Solare Eolica Biogas Idraulica Altro Totale RSU Gadio 0,000 0,000 1,295 0,000 0,000 1,295 Lambrate 0,513 0,000 0,000 0,270 0,350 1,133 Musocco 0,175 0,000 0,000 0,000 0,000 0,175 Nord 0,665 0,000 0,000 0,000 0,000 0,665 Ovest 0,047 0,000 0,000 0,000 0,030 0,077 Rogoredo 0,000 0,000 0,000 0,000 3,360 3,360 Sud 0,028 0,000 0,140 0,000 0,000 0,168 Venezia 0,009 0,000 0,000 0,000 0,000 0,009 Vigentina 0,006 0,000 0,000 0,000 0,114 0,120 Volta 0,054 0,000 0,180 0,000 0,871 1,105 Totale 1,497 0,000 1,615 0,270 4,725 8,107 Tabella 6: Potenze complessive delle richieste di connessione degli impianti di generazione per UNR-Milano

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7.1.2. Area Brescia

Si forniscono le informazioni degli impianti di produzione previsti per l’area Brescia.

Preventivi emessi su rete MT/BT [MW]

Biomasse Denominazione Solare Eolica Biogas Idraulica Altro Totale RSU BAGOLINO 0,004 0,000 0,000 0,198 0,000 0,202 DONEGANI 0,034 0,000 0,000 0,000 0,000 0,034 GAVARDO 0,032 0,000 0,099 0,094 0,000 0,225 MAZZANO 0,059 0,000 0,000 0,000 0,240 0,299 NODO SUD 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 NOZZA 0,015 0,000 0,000 1,000 0,000 1,015 NUVOLENTO 0,071 0,000 0,000 0,000 0,000 0,071 ODOLO 0,291 0,000 0,000 0,000 0,000 0,291 POLPENAZZE 0,005 0,000 0,000 0,000 0,000 0,005 RIC. EST 0,013 0,000 0,000 0,000 0,000 0,013 RIC. NORD 0,015 0,000 0,000 0,000 0,000 0,015 RIC. OVEST 0,008 0,000 0,000 0,000 0,000 0,008 S.EUFEMIA 0,009 0,000 0,000 0,000 0,000 0,009 SALO' 0,092 0,000 0,000 0,000 0,000 0,092 TOSCOLANO 0,009 0,000 0,000 0,000 0,000 0,009 TREMOSINE 0,002 0,000 0,000 0,000 0,000 0,002 VOBARNO 0,381 0,000 0,000 0,000 0,000 0,381 XXV APRILE 0,000 0,000 0,000 0,000 0,006 0,006 ZIZIOLA 0,147 0,000 2,004 0,000 0,000 2,151 Totale 1,187 0,000 2,103 1,292 0,246 4,828 Tabella 7: Potenze complessive delle richieste di connessione degli impianti di generazione per UNR-Brescia

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8. PIANIFICAZIONE DELLE NUOVE CABINE PRIMARIE

8.1. Criteri generali di pianificazione

Il monitoraggio della domanda di potenza alla punta è essenziale per una corretta pianificazione di rete, in quanto un valore di utilizzo complessivo dei trasformatori AT/MT troppo elevato in ciascuna Cabina Primaria, rivela una possibile criticità nella struttura di rete e, di conseguenza, la necessità di avviare studi di pianificazione per la realizzazione di nuove Cabine Primarie nelle aree interessate. Pertanto, considerando il fatto che gli iter autorizzativi per la costruzione di un impianto in alta tensione non sono mai brevi, risulta un aspetto di fondamentale importanza quello di individuare le aree più critiche e le tempistiche di intervento, al fine di riuscire a soddisfare sempre la richiesta dei carichi anche in condizioni di indisponibilità di elementi di rete. Gli standard che la rete primaria è chiamata a soddisfare sono: a) esercizio della rete nella condizione di “sicurezza N-1”, cioè nessuna criticità si manifesta nel caso di perdita di un elemento di rete, attraverso un adeguato grado minimo di magliatura. Per situazione “N” si intende la normale configurazione della rete in cui tutti gli elementi della stessa sono in servizio, “N-1” è la situazione che si viene a creare a seguito della perdita, per guasto o manutenzione, di uno degli elementi che costituiscono la rete e quindi: linea, sbarra o trasformatore; b) rispetto dei limiti di portata dei conduttori previsti nelle condizioni di normale funzionamento e di regime transitorio o perturbato; c) installazione di un’adeguata potenza di trasformazione AT/MT, opportunamente distribuita nelle diverse CP sul territorio, in modo da permettere l’alimentazione in media tensione del carico attuale sotteso e della crescita prevista, garantendo il dovuto livello di contro- alimentazione richiesto in caso di guasti, permettendo l’effettuazione delle manutenzioni programmate; d) riduzione del numero e della durata delle interruzioni, di tempi di ripresa del servizio, anche con riferimento alla regolazione della qualità imposta.

8.2. Definizione delle nuove Cabine Primarie e potenziamento delle esistenti per l’area Milano

Una analisi sullo sviluppo della distribuzione geografica della densità di carico connesso alle criticità evidenziatesi nell’esercizio della rete, permettono di fornire una più opportuna collocazione geografica e temporale ai nuovi impianti primari da realizzare. La dislocazione dei nuovi impianti in pratica deve necessariamente tener conto di effettive disponibilità di aree per la costruzione di Cabine AT in un contesto urbano quale è quello di Milano. L’Allegato 9 mostra la collocazione delle nuove previste Cabine Primarie (Rozzano, Marcello, Cristoforo, Comasina, Bovisa e Baggio). La cronologia degli interventi che consentono di disporre di una maggior potenza installata sono esposti nell’ Allegato 10 . Si ipotizza che tutti in nuovi nodi in AT siano sul sistema a 220 kV.

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In relazione agli investimenti proposti e agli interventi che dovranno essere effettuati sulla rete di distribuzione nei tempi previsti dal presente documento, il carico sotteso ad ogni Cabina Primaria si prospetta modificarsi come si espone nell’ Allegato 11. Nell’ Allegato 12 si indica la potenza installata per Cabina Primaria prevista all’anno 2028. Si riportano nel seguito i grossi progetti di ampliamento delle Cabine Primarie esistenti:

• Progetto Cabina Primaria Musocco L’intervento si è reso necessario per l’alimentazione della manifestazione EXPO che dal 1 Maggio al 31 Ottobre 2015 ha interessato la città di Milano. E’ stato realizzato da parte di Terna di un nodo sulla Rete di Trasmissione Nazionale di trasformazione 220/132 kV. Per UNR il progetto ha previsto la realizzazione di un nuovo stallo trasformatore 132/23 kV e la connessione di 2 trasformatori aggiuntivi da 132/23kV. L’intervento ha incluso inoltre, la realizzazione di un nuovo Sistema 23 kV, in sostituzione ed ampliamento di quello esistente. Il quadro MT deve essere portato a termine nei prossimi anni. La Cabina Primaria Musocco, ha disponibili oggi 3 trasformatori 132/23 kV con una potenza distribuibile di circa 200 MVA.

• Progetto Cabina Primaria Marcello L’intervento consiste nella realizzazione di una nuova Cabina Primaria a 220 kV collegata in entra- esce alla linea RTN “Ricevitrice Nord - Gadio”. Il progetto prevede la realizzazione della sezione 220 kV con un impianto blindato isolato in gas, sito nell’edificio storico di Via B. Marcello in luogo dell’attuale sottostazione Marcello. L’intervento prevede l’inserimento di due trasformatori 220/23 kV da 100 MVA ciascuno e la realizzazione di un nuovo quadro 23 kV con circa 40 scomparti a tenuta d’arco, isolati in aria. La messa in servizio del nuovo impianto è prevista per il 2017.

• Altri progetti A seguito di grosse richieste di potenza per l’alimentazione di alcune forniture della futura linea 4 della metropolitana nella zona Ovest della città, sono state avviate trattative con la Metropolitana Milanese e il Comune di Milano per l’individuazione di un’adeguata area al fine di realizzare un nuovo impianto primario: CP San Cristoforo. Tale cabina primaria, se portata a conclusione, andrà a sostituire l’impianto denominato “Savona” nei precedenti Piani di Sviluppo. Proseguono le trattative con il Comune di Rozzano per l’acquisizione del terreno in Via Monte Amiata per la realizzazione dell’omonima cabina primaria. E’ previsto entro il 2017, l’ampliamento del quadro 23 kV in cabina primaria Ovest per poter distribuire al meglio la totale potenza installata e per soddisfare le richiesti di energia elettrica provenienti, in particolare, dall’area ex Fiera Campionaria (City Life).

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E’ inoltre previsto nei prossimi anni la sostituzione e il potenziamento dei trasformatori AT/MT della CP Gadio.

8.3. Definizione delle nuove Cabine Primarie e potenziamento delle esistenti per l’area Brescia

Si riportano nel seguito i progetti di ampliamento delle Cabine Primarie esistenti:

• Rifacimento CP di Tremosine Attualmente la rete di distribuzione nel comune di Tremosine e nella zona dell’alto Garda bresciano presenta delle criticità che rendono necessaria la realizzazione di una nuova Cabina Primaria connessa alla rete nazionale a 132 kV.

• Realizzazione nuova CP nella zona Violino La realizzazione di una nuova Cabina Primaria nell’area della Violino permetterà di alimentare la zona industriale ad ovest della città, il nuovo carico previsto per la riconversione delle aree ex-Pietra e Magazzini Generali e di eliminare le stazioni 23/15 kV Chiesanuova e Violino.

• Altri progetti Di seguito sono riportati gli ulteriori interventi previsti su un orizzonte temporale più alto e che sono legato ad ipotesi di sviluppo dei carichi che si definiranno nei prossimi anni: o Rifacimento della CP di Bagolino L’intervento si rende necessario per ovviare agli attuali problemi di contro-alimentazione e continuità del servizio. Attualmente infatti, l’alimentazione è garantita da un solo trasformatore collegato a “T” sulla linea RTN n.711. o Realizzazione nuova CP di Stocchetta Nel contesto della connessione della metropolitana di Brescia, si rende necessaria la realizzazione di una nuova CP nella zona di Stocchetta, in modo da elevare il grado di sicurezza dell’esercizio della rete elettrica a nord della città e ottimizzare la connessione della metropolitana. o Ampliamento della stazione elettrica AT presso la Centrale di Vobarno L’intervento si rende necessario per rendere più affidabile la fornitura ai clienti MT/BT mediante l’installazione di un secondo trasformatore AT/MT e per connettere le nuove utenze AT della zona. o Ampliamento della Stazione IVECO L’intervento di ampliamento prevede di posizionare una trasformazione 132/15 kV, allo scopo di delocalizzare parte del carico concentrato oggi sotto le trasformazioni di Donegani e della Ric. Nord, e poter eliminare quindi la trasformazione 23/15 kV della stazione di Chiusure. L’ Allegato 13 mostra la collocazione degli interventi di sviluppo previsti. L’ Allegato 14 mostra gli spostamenti di carico derivanti dalla realizzazione degli interventi previsti.

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8.4. Definizione delle priorità di intervento

L’ Allegato 15 e l’ Allegato 16 contengono la definizione delle priorità di intervento per le aree di Milano e Brescia che sono state comunicate anche a Terna in modo da poter coordinare gli interventi sulla rete di alta tensione.

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9. PIANIFICAZIONE DELLA RETE DI DISTRIBUZIONE IN MEDIA TENSIONE

9.1. Criteri generali di pianificazione per la rete di distribuzione

I criteri da considerare nella fase di pianificazione sono sinteticamente di seguito riportati: ‹ In condizione di esercizio normale, i cavi MT sono utilizzati in configurazione radiale, sezionati in una cabina di trasformazione MT/BT, in un punto intermedio rispetto alla loro estensione. In condizioni di emergenza, mediante azioni appropriate, eseguite su organi di sezionamento delle apparecchiature ubicate nelle cabine di trasformazione MT/BT (tramite telecomando o mediante l’utilizzo di squadre operative), è possibile “isolare” il tratto di cavo MT guasto e, nel contempo, rialimentare tutte le cabine di distribuzione MT/BT interessate al disservizio. Se si verificasse un guasto su un cavo di distribuzione MT, questa soluzione permette di minimizzare gli effetti sugli indicatori di continuità del servizio, in quanto le utenze disalimentate sono soltanto quelle connesse al cavo stesso. Invece, adottando una struttura di rete a “cavi di interconnessione”, nel caso di un disservizio su un cavo di trasporto, si potrebbero verificare condizioni particolari tali da comportare la perdita di parte di una sottostazione, con conseguente coinvolgimento di un numero maggiore di utenti, per tutto il tempo necessario ad eseguire manovre di rialimentazioni della parte di sottostazione coinvolta. ‹ La pianificazione del percorso cavi deve essere realizzata in modo da diminuire, per quanto possibile, la lunghezza del cavo, così da ridurre la probabilità di guasto, permettendo inoltre una più agevole ricerca dei guasti. Il carico totale di ciascun cavo dovrà essere pari a circa il 50% della capacità di trasporto nominale (salvo i casi di cui alla Figura 4). Inoltre, in caso di indisponibilità di una Cabina Primaria (per guasto o per interventi programmati di tipo manutentivo), è possibile alimentare tutte le utenze, sezionando i cavi MT nella cabina interessata e “contro-alimentandoli” dalle Cabine Primarie circostanti. ‹ Per una corretta pianificazione della rete occorre omogeneizzare il più possibile il numero di cabine di trasformazione MT/BT per cavo MT e quindi il numero di utenti per cavo MT, e più in generale per isola di trasformazione AT/MT. Tale prescrizione, che rispetta il principio di “non discriminatorietà” tra gli utenti, va nella direzione di rendere uniforme il numero e la durata di interruzioni per l’utente, nonché il numero e la durata di disturbi sulla tensione per utenti della stessa rete di distribuzione. Rendere omogeneo il numero di cabine per linee MT e trasformatori AT/MT, consente quindi di: • minimizzare il numero di utenti coinvolti in ogni guasto; • minimizzare i tempi di ripristino del servizio in caso di guasto; • minimizzare per ogni utente i possibili disturbi presenti sulla rete (per esempio i buchi di tensione). ‹ Il numero di cavi di distribuzione da posare per realizzare la nuova rete nasce dall’esigenza di mediare due posizioni tra loro contrastanti: da una parte posare un numero significativo di cavi permette di ridurre il numero di utenti per cavo e mantenere gli indici della qualità al di sotto dei

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parametri imposti da AEEGSI, senza quindi incorrere nelle penali previste; dall’altra parte tale soluzione implica costi di investimento e costi di gestione della rete più onerosi. Nella figura che segue si riporta uno schema tipico di rete di distribuzione realizzata a congiungenti ove si pone in rilievo una situazione di massimo sfruttamento di cavi e trasformatori AT/MT.

ASSETTO STANDARD (alla punta) Ipotesi: Carichi uguali per tratte schematizzate

75% 75% carico cavo n 75% T1 T1 75%

75% T2 T2 75% carico trasf. 75% 75% incluso sovraccaricabilità

interruttori/IMS chiusi

interruttori/IMS aperti GUASTO CAVO primo tronco (alla punta)

0% 100% T1 T1

T2 T2 100% 100%

ogni cavo prende un terzo del carico del cavo guasto

GUASTO SEMISBARRA (alla punta)

0% 100% T1 T1 100%

100% T2 T2 100% 100% 100%

ogni cavo prende un terzo del carico del cavo disalimentato collegabile ogni trasformatore prende un terzo del carico della semisbarra guasta

Guasto al solo Trasformatore riconducibile a questo caso con possibilità utilizzo congiuntore per limitare il ricorso alla riserva di rete

Figura 4: Criterio di ottimizzazione economica nella pianificazione della rete di distribuzione

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9.2. Rete di distribuzione per l’area Milano

Il piano di sviluppo e razionalizzazione prevede al suo compimento l’eliminazione della rete di distribuzione primaria in MT (cavi di interconnessione) , struttura di rete adottata storicamente da Aem Milano, che permette ad oggi di alimentare a partire dalle Cabine Primarie senza l’interposizione di cabine MT/BT, sottostazioni di smistamento/trasformazione dalle quali si distribuiscono potenze dell’ordine di qualche decina di MW. Una struttura di questo tipo presenta alcuni svantaggi, tra i quali: ° maggiori perdite di energia in rete; ° difficoltoso coordinamento tra le protezioni della rete; ° scarso sfruttamento di alcuni cavi di interconnessione usati come alimentazione di riserva delle sottostazioni. Il passaggio alla struttura di rete a “congiungenti1” non potrà che avvenire in modo graduale, pertanto, per quelle sottostazioni la cui dismissione è prevista a fine Piano, occorre predisporre, nei casi in cui certe criticità della rete di distribuzione si manifestano, degli interventi di sostituzione e/o potenziamento di cavi di distribuzione primaria. Lo sviluppo razionale della rete di distribuzione MT comporta l’adozione di un unico valore di tensione che UNR ha stabilito pari a 23 kV. Pertanto gli investimenti saranno finalizzati allo smantellamento delle reti 9 kV, 6,4 kV e 15 kV, con conseguente passaggio degli attuali carichi sulla rete 23 kV, previo opportuni adeguamenti delle cabine di trasformazione secondarie. Inoltre, questi investimenti permetteranno di: • incrementare l’efficienza della potenza distribuita, minimizzando la perdita nella rete di distribuzione; • di ridurre i costi di manutenzione e di esercizio; • di migliorare il livello di continuità del servizio, in quanto le reti MT con tensione inferiore a 23 kV sono più obsolete.

9.2.1. Stato del neutro della rete MT

La rete in media tensione di UNR-MI è esercita ancora in buona parte con il neutro isolato da terra. Alcune parti di rete MT sono invece gestite a terra tramite impedenza (“Bobina di Petersen”) e precisamente sono le linee in cavo delle cabine primarie di Seguro, Sesto, Assago e Brusuglio di proprietà di e-distribuzione e le linee MT delle Cabine Primarie di Lambrate, Vigentina, Volta e Ovest di UNR UNR-MI ha in programma nel prossimo futuro la modifica dello stato di esercizio del neutro per tutta la rete di distribuzione MT a 23 kV. Si espone in Tabella 8 un programma indicativo dell'installazione della bobina di Petersen sugli impianti UNR-MI.

1 schema di rete in media tensione in cui ogni linea è formata da due tronchi, con un punto comune normalmente aperto, che congiungono due diverse Cabine Primarie.

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2017 2018 2019 2020 Marcello Sud Nord (futura CP ) Rogoredo Nord Venezia (futura CP )

Musocco Gadio Gadio

Tabella 8: Programma di installazione della bobina di Petersen per Cabina Primaria per l’area Milano

9.2.2. Sviluppo della rete per riqualificazione urbanistiche

Le grosse aree di sviluppo urbanistico oggi considerate da UNR, per le quali sono previsti interventi sulla rete MT, vengono riportate nella seguente tabella.

Anni previsti per la realizzazione

ID Ubicazione fornitura Cabina Primaria 2017 2018 2019 2020

4 GARIBALDI - REPUBBLICA VOLTA

AREA SANTA GIULIA NORD 13 ROGOREDO (ROGOREDO)

AREA FIERA CAMPIONARIA 28 OVEST (CITY LIFE)

45 AREA CALCHI TAEGGI - PARRI OVEST

62 CASCINA MERLATA MUSOCCO

Tabella 9: Aree in stato di riqualificazione urbana

Nell’ Allegato 17 si fornisce una collocazione sul territorio delle aree indicate nella Tabella 9.

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9.2.3. Principali interventi pianificati sulla rete di distribuzione MT Gli interventi sulla rete di distribuzione MT sono originati essenzialmente da due fattori: • sviluppo della rete per nuove richieste di potenza provenienti dagli utenti (si veda la Tabella 9 per le richieste più significative); • manutenzione e migliorie della rete per mantenere elevati i parametri di affidabilità in relazione alla sicurezza e alla continuità del servizio elettrico. Nell’ Allegato 17 , si fornisce una collocazione sul territorio di tutti gli interventi più importanti relativi alle linee in media tensione. Si precisa che gli interventi di cui sopra vengono realizzati unicamente su rete a 23 kV utilizzando esclusivamente cavi MT interrati.

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9.3. Rete di distribuzione per l’area Brescia

Il piano di sviluppo e razionalizzazione prevede che nel tempo si giunga all’eliminazione dell’attuale rete di distribuzione in MT a 23 kV e delle trasformazioni 23/15 kV. L’attuale struttura della rete di distribuzione MT a due livelli di tensione presenta alcuni svantaggi, tra i quali: ° maggiori perdite di energia in rete; ° difficoltoso coordinamento tra le vetuste protezioni della rete con conseguente diminuzione della selettività; ° maggiori problemi nella contro-alimentazione in caso di disservizi. Nel corso del 2012 sono state eliminate le trasformazioni 23/15 kV della Ric. Nord. Il passaggio alla struttura di rete a 15 kV a “congiungente” non potrà che avvenire in modo graduale; nel frattempo è necessario provvedere: - al potenziamento della trasformazione 132/15 kV; - al potenziamento dei cavi di distribuzione a 15 kV.

9.3.1. Stato del neutro della rete MT

La rete in media tensione di UNR-BS è esercita per la maggior parte con il neutro isolato da terra, tranne la rete MT alimentata dalle Cabine Primarie di S. Eufemia, Salò, Nuvolento, Mazzano, Polpenazze, dove il neutro è posto a terra tramite impedenza (“Bobina di Petersen”). Sono in corso valutazioni per verificare la possibilità di estendere l’utilizzo delle bobine di Petersen e quindi il passaggio a neutro compensato della rete MT.

9.3.2. Principali interventi pianificati sulla rete di distribuzione MT Gli interventi pianificati sulla rete MT, illustrati nell’ Allegato 18 e nell’ Allegato 19, sono i seguenti: ° eliminazione della sezione 23 kV e potenziamento della rete 15 kV della Ricevitrice Nord ° realizzazione nuova trasformazione 132/15 kV con relativa rete a 15 kV, nella prevista nuova CP Violino ° realizzazione nuova trasformazione 132/15 kV con relativa rete a 15 kV, nella prevista nuova CP Tremosine ° potenziamento della rete 15 kV nella zona dell’alto Garda ° eliminazione delle trasformazioni 23/15 kV nelle sottostazioni: Chiusure, Violino, Chiesanuova, S. Polo, Pile.

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10. PROGETTI SPECIALI

Le reti elettriche nell’ultimo decennio hanno dovuto affrontare sempre di più nuove e più complesse sfide che per essere superate necessitano di una progressiva ma sostanziale innovazione tecnologica. Le sfide sono legate alle richieste degli enti Regolatori (AEEGSI), Normatori (CEI), piuttosto che ad evoluzioni avvenute all’intero sistema energetico e riguardano: • il continuo miglioramento degli obiettivi legati alla qualità del servizio; • la gestione della generazione distribuita (FV, Storage, auto elettriche, etc..); • il raggiungimento degli obiettivi 20-20-20 nella direzione della maggiore efficienza energetica; • la riduzione delle inefficienze e degli sprechi; • la razionalizzazione ed ottimizzazione dei sistemi e dei processi. L’unico modo per soddisfare tali esigenze è quello di istituire un piano a lungo termine per una innovazione tecnologica sostenibile, identificando caso per caso il miglior compromesso tra benefici ed investimenti, salvaguardando gli investimenti già effettuati in passato. E’ necessario introdurre nuove tecnologie oltre a quelle tradizionali del mondo elettrico, come le tecnologie informatiche, elettroniche, di automazione e di telecomunicazione a tutti i livelli della rete del distributore.

UNR ha avviato una serie di progetti speciali per testare e realizzare soluzioni tecnologiche innovative in vari campi focalizzandosi su: 1. Garantire l’affidabilità e la stabilità della rete elettrica: a. aumentando il supporto agli operatori delle sala controllo per prendere delle decisioni; b. mitigando l’effetto dei disservizi e dei blackout sviluppando nuovi sistemi automatici per la localizzazione e l’isolamento del guasto e il rispristino della fornitura energetica;

2. Aumentare l’efficienza Energetica: a. minimizzando le perdite gestendo al meglio i flussi energetici; b. abilitando in modo intelligente l’utilizzo delle DERs e rendere gli utenti “prosumer” del sistema elettrico anche attraverso l’utilizzo di nuove logiche di gestione attiva (Demand Response Management System); c. aumentando e gestendo un maggiore flusso di informazioni tra i diversi sistemi OT e IT aziendali;

3. Integrare fonti energetiche rinnovabili a basso impatto di CO2: a. rendendo affidabile la connessione e il dispacciamento di impianti DER (solare, vento, biomassa..), permettere la loro previsione; b. abilitando e sviluppando sistemi di backup (storage) per aumentare la flessibilità della rete: c. abilitando e sviluppando una infrastruttura per l’utilizzo delle auto elettriche. La sfida in termini generali ha l’obiettivo di realizzare una Smart Grid ed UNR la sta affrontando attraverso progetti di realizzazione, progetti pilota e di ricerca, affrontando ogni tassello del puzzle nei diversi ambiti di interesse:

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Per UNR realizzare una Smart Grid significa: 1. innestare tecnologia ad ogni livello della rete: Centro di Controllo, Cabine Primarie e rete in Media Tensione, Cabine Secondarie e rete in bassa tensione, utenti finali; 2. Aggiornare e migliorare i processi di gestione dei sistemi; 3. Abilitare nuove funzionalità.

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11. INCREMENTO DELLA RESILIENZA DELLA RETE ELETTRICA

L’articolo 77 dell’allegato A della Delibera AEEGSI 646/2015/R/eel ( Testo integrato della regolazione output-based dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica - periodo di regolazione 2016-2023 ), chiede ad ogni Distributore con più di 50.000 utenti, la presentazione all’AEEGSI di un Piano di Lavoro per l’adozione di misure regolatorie volte all’incremento della resilienza del sistema elettrico.

Con il termine resilienza si intende la misura della capacità del sistema elettrico di superare una perturbazione severa e persistente di carattere imprevedibile. Alcune tematiche da esaminare per l’incrementare la resilienza, secondo AEEGSI sono: a) bonifica delle reti di distribuzione ai fini della conformità all’aggiornamento della norma CEI EN 50341-1 (Linee elettriche aeree con tensione superiore a 1kV in corrente alternata), a partire da quelle di maggiore vetustà; b) potenziamento della magliatura (trasmissione) e della contro-alimentabilità (distribuzione); c) aumento della cavizzazione(distribuzione); d) sostituzione e/o modifica della componentistica di rete: e) potenziamento dei sistemi di protezione, controllo e automazione; f) funzionamento in isola intenzionale, tramite gruppi di generazione mobili nella disponibilità dell’impresa distributrice o con soluzioni di esercizio avanzate che coinvolgano la generazione distribuita (distribuzione). Gli orientamenti recenti dell’AEEGSI, data la complessità e vastità dell’argomento, sono indirizzati a considerare principalmente aspetti della resilienza relativi alla robustezza della rete. Nelle fasi successive saranno esaminati altri aspetti finalizzati al miglioramento della resilienza della rete elettrica, quali: • la fase di ripristino del servizio; • il miglioramento dei piani di emergenza; • i rapporti tra le imprese distributrici e le istituzioni, per il miglioramento dei processi autorizzativi e l’accettazione degli sviluppi della rete da parte degli enti locali. Per l’individuazione degli interventi da considerare sulle porzioni di rete in media e alta tensione, oggetto di miglioramento della robustezza di rete, è stato istituito un gruppo di lavoro in ambito CEI, al quale hanno partecipato CEI, Cesi, RSE, Terna e alcuni Distributori. L’aspetto principale preso in considerazione, riguarda la robustezza meccanica delle linee aeree in conduttori nudi per via della formazione di manicotti di ghiaccio e neve. Sono stati considerati inoltre fenomeni di precipitazioni anomale e persistenti che provocano allagamenti in zone a rischio idrogeologico o esondazione di fiumi o canali.

11.1. Fenomeni impattanti sulla rete elettrica di Unareti

Gli eventi di massimo impatto sulla rete di distribuzione di Unareti, corrispondono a giornate di precipitazioni eccezionali (Temporale-Allagamento) e situazioni di caldo intenso e persistente (Caldo anomalo).

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In area Brescia, in particolare per gli ambiti a media e bassa concentrazione (zone rurali), si rilevano altri eventi metereologici incidenti sul servizio elettrico in misura minore, per “Temporale” e “Neve”. In tali casi, gli impatti sul servizio elettrico sono causati generalmente da caduta di piante su linee e tralicci. Non sono emerse a memoria di operatore ne tantomeno con dati di interruzione del servizio elettrico, situazioni riconducibili al fenomeno dei “manicotti di ghiaccio e neve”. È evidente pertanto che interventi indirizzati ad incrementare la robustezza delle linee MT con la sostituzione di conduttori a sezione maggiore, soluzione da ritenersi valida per il fenomeno dei “manicotti di ghiaccio e neve”, non porterebbe a benefici generalizzati per la rete di distribuzione di Unareti. Per quanto riguarda le situazioni di “Caldo anomalo”, fenomeno da ritenersi di assoluta rilevanza per la rete di distribuzione in ambito urbano, si reputa necessario, conformemente alle considerazioni scaturite dal GdL CEI e agli orientamenti espressi da AEEGSI nel corso dei confronti con i Distributori, sviluppare in un secondo momento ulteriori approfondimenti che permettano di individuare le appropriate correlazioni tra la temperatura dell’ambiente ed i guasti dei componenti della rete elettrica.

11.2. Primi risultati

Il 31 Marzo 2017 è stato inviato ad AEEGSI il documento “Piano di Lavoro per l’incremento della resilienza della rete elettrica di distribuzione di Unareti” contenente l’analisi richiesta per la rete di UNR sul tema “Temporale-Allagamento”. L’analisi proposta prevede un approccio di intervento che in modo mirato si rivolge alle cabine di distribuzione che hanno presentato nel recente passato problemi di allagamento e che contemporaneamente stanno in zona di esondazione primaria. L’area di intervento potrebbe estendersi, in funzione degli orientamenti futuri dell’AEEGSI. Inoltre possono essere considerati interventi di ripristino veloce del servizio. Tale tipologia di intervento prevede l’installazione di apparati di telecontrollo per il rapido isolamento della cabina sede di allagamento ed eventuale creazione di contro-alimentazioni da rete bt. Per il fenomeno “Caldo anomalo”, è in corso uno studio congiunto con il Politecnico di Milano per arrivare anche in questo caso ad ipotizzare un piano di interventi. Per il fenomeno relativo alla formazione di manicotti di ghiaccio e neve su linee aeree in conduttori nudi, per quanto non si ritenga possa essere un tema che interessi in modo generalizzato la rete di distribuzione di Unareti, si effettueranno i dovuti approfondimenti in collaborazione con il Politecnico di Milano. Nel corso del 2017, AEEGSI ha anticipato che chiederà ulteriori invii di dati da parte dei Distributori per affinare metodologie di calcolo e definire meccanismi regolatori necessari per permettere la messa in campo degli interventi definiti con l’analisi effettuata.

BRUSUGLIO (Enel)

S.S. COMASINA

SESTO (Enel)

COOG. TECNOCITY

NORD

MUSOCCO

S.S. SUZZANI

TERMINALE AEREO CERTOSA S.S. BASSI S.S. PERGOLESI

S.S. CARACCIOLO

S.S. LORETO

VOLTA S.S. MARCELLO

S.S. PONZIO LAMBRATE

VENEZIA OVEST S.S. MOSE' BIANCHI GADIO BAGGIO (Terna)

COOGENERAZIONE CANAVESE

S.S. PO S.S. MUGELLO

COOGENERAZIONE S.S. SAVONA LINATE

S.S. BRUNELLESCHI S.S. TRENTO

VIGENTINA Allegato 1 ROGOREDO UNR/AMD/ING/PIR S.S. COOGENERAZIONE CESANO (Enel) LINEE AT MILANO FAMAGOSTA SUD S. DIONIGI

LINEA 220KV LINEA 130KV Bolgiano

LINEA AEREA 220KV LINEA AEREA 130KV VAIANO VALLE (Enel) LINEA 220KV IN PROGET. LINEA 130KV IN PROGET.

CAB. PRIM. IMP. NON UNR Linea Edison IMP. DI COOGENERAZ. SOTTOSTAZIONI Aprile 2017 ASSAGO (Enel) OPERA (Enel) LIMONE SUL GARDA

TREMOSINE CP TREMOSINE

BAGOLINO

MAGASA

CP BAGOLINO TIGNALE

VALVESTINO

ANFO

GARGNANO

CAPOVALLE

LAVENONE IDRO

PERTICA BASSA CP Toscolano

TOSCOLANO MADERNO PERTICA ALTA VESTONE TREVISO BRESCIANO

CP NOZZA PROVAGLIO VALSABBIA

MURA VOBARNO

GARDONE RIVIERA BARGHE CP VOBARNO

CASTO PRESEGLIE

BIONE SABBIO CHIESE SALO'

CP ODOLO CP SALO' ROE' VOLCIANO

ODOLO VILLANUOVA SUL CLISI AGNOSINE S.FELICE DEL BENACO

VALLIO TERME

PUEGNAGO DEL GARDA

GAVARDO MANERBA DEL GARDA

CP GAVARDO MUSCOLINE

POLPENAZZE DEL GARDA SERLE

PAITONE CP POLPENAZZE

PREVALLE

NUVOLENTO UNR/AMD/ING/PIR via Lamarmora, 230 - Brescia area Brescia CP NUVOLENTO - Pianificazione Reti - BOTTICINO NUVOLERA Allegato 02: Ubicazione impianti primari RIC. NORD Legenda:

Chiusure Pile Ricevitrice - Cabina Primaria AT-MT

BRESCIA CP MAZZANO DONEGANI CP S. EUFEMIA XXV APRILE REZZATO MAZZANO Trasformazione AT- 23 kV Violino RIC. EST San Polo 23/15 kV Chiesanuova LamarmoraRIC. ZIZIOLA Trasformazione

Smistamento 23 kV RIC. OVEST

RIC. NODO SUD Confine rete Unareti

Confine comunale Allegato n°3 DENSITA' DI POTENZA PER L'ANNO 2016

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54

55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 MW/Km²

73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 < 1

91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 1 - 4

109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 4 - 8

127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 8 - 15

145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 > 15

163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180

181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198

199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216

217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234

240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252

UNR/AMD/ING/PIR 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288

DENSITA' DI POTENZA 2016 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306

312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324

330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342

PUNTA DI POTENZA = 1.435 MW 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357 358 359 360

366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 Allegato n°4 area Milano

Punta di carico della rete elettrica di distribuzione di Unareti - Area Milano

1700

1600

1500

1400 [MW]

1300

1200

1100

1000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 [anno]

Punte di carico Lineare (Punte di carico)

percentuale di incremento medio annuo: 2 % Allegato n°5 DENSITA' DI POTENZA PER L'ANNO 2028