180949 Beschlüsse - 1. Teil - Jahr 2017 Deliberazioni file180949 . Beschlüsse - 1. Teil - Jahr...

180949 Beschlüsse - 1. Teil - Jahr 2017 Deliberazioni - Parte 1 - Anno 2017 Autonome Provinz Bozen - Südtirol BESCHLUSS DER LANDESREGIERUNG vom 28. März 2017, Nr. 345

Provincia Autonoma di Bolzano - Alto Adige DELIBERAZIONE DELLA GIUNTA PROVINCIALE del 28 marzo 2017, n. 345

Modernisierung und Potenzierung der Infrast-rukturen für den Transport und die Verteilung elektrischer Energie in der autonomen Provinz Bozen-Südtirol

Ammodernamento e potenziamento delle in-frastrutture di trasporto e dispacciamento dell'energia elettrica nella Provincia autonoma di Bolzano - Alto Adige

Im Art. 1 des Dekretes des Präsidenten der Re-publik vom 26.03.1977, Nr. 235 (Durchführungs-bestimmungen zum Sonderstatut der Region Trentino - Südtirol auf dem Sachgebiet der Ener-gie), in geltender Fassung, wurden den autono-men Provinzen Trient und Bozen für das jeweilige Territorium Befugnisse im Sachbereich Energie übertragen.

Nell’art. 1 del D.P.R. 26.03.1977 n. 235 (Norme di attuazione dello statuto speciale della Regione Trentino - Alto Adige in materia di energia), nel testo vigente, sono state trasferite alle Province autonome di Trento e di Bolzano, per il rispettivo territorio, le funzioni in materia di energia.

Die autonome Provinz Bozen hat am 1. Jänner 2011 die Verwaltung der Versorgungs- und Ver-teilungsinfrastruktur auf Landesgebiet übernom-men.

La Provincia autonoma di Bolzano ha assunto dall’1 gennaio 2011 la gestione, l’esercizio e la manutenzione dell’infrastruttura di dispacciamen-to e distribuzione a livello provinciale.

Damit sind rund 5.100 km Mittel- und Nieders-pannungsleitungen sowie die dazugehörenden Primärkabinen, tausende von Sekundärkabinen, Mittelspannungs- bzw. Niederspannungstrans-formatoren und knapp hunderttausend Überga-bepunkte in die Verwaltungskompetenz des Lan-des übergegangen.

Così ca. 5.100 chilometri di elettrodotti in media e bassa tensione e le relative cabine primarie, mi-gliaia di cabine secondarie, trasformatori in media e bassa tensione e circa centomila punti di con-segna sono passati alla competenza amministra-tiva della Provincia.

Seit der Genehmigung der Durchführungsbe-stimmung und die operative Übernahme der Ver-waltungskompetenz haben sich die Rahmenbe-dingungen stark verändert und das Netz ent-spricht in verschiedenen Landesteilen nicht mehr den Anforderungen einer sicheren, modernen und energieeffizienten Verteilungsinfrastruktur.

Dal tempo dell’approvazione della norma di at-tuazione e dell’assunzione operativa della compe-tenza amministrativa, le condizioni generali sono cambiate ed in diverse zone del territorio provin-ciale la rete non corrisponde più ai requisiti di una rete di distribuzione sicura, moderna ed efficiente, sotto il profilo energetico.

Das 2011 übernommene Netz entsprach und entspricht nicht den Anforderungen an eine mo-derne Übertragungsinfrastruktur: Netzschwan-kungen, geänderte Verbrauchs- und Einspeise-muster und gestiegene Ansprüche an die Netzsi-cherheit können mit der gegebenen Infrastruktur nur bedingt bewerkstelligt werden.

La rete acquisita nel 2011 non soddisfaceva e non soddisfa quindi nemmeno oggi i requisiti di una moderna infrastruttura di trasmissione: flut-tuazioni di tensione della rete, mutati modelli di consumo ed immissione di energia in rete, stan-dard di sicurezza della rete più severi, la necessi-tà di introdurre stabilmente reti intelligenti, rap-presentano elementi solo in parte gestibili con le infrastrutture oggi in esercizio.

Heute stehen die Versorgungssicherheit, eine hohe Energieeffizienz, die Notwendigkeit von freien Netzkapazitäten für die Einspeisung von Energie aus lokaler und über das Land verteilter

In primo piano, attualmente, ci sono la sicurezza dell’approvvigionamento, una maggiore efficienza energetica, la necessità di capacità di rete libera per l’immagazzinamento dell’energia prodotta

Supplemento n. 2 al B.U. n. 14/I-II del 04/04/2017 / Beiblatt Nr. 2 zum Amtsblatt vom 04/04/2017 Nr. 14/I-II 0002

Produktion, gestiegene Umweltansprüche und die Notwendigkeit von intelligenten Netzen im Vor-dergrund.

localmente e distribuita a livello provinciale, au-mentate rivendicazioni ambientali e la necessità di reti intelligenti

Ferner wird die Zusammenarbeit mit den Über-tragungsnetzbetreibern (Transmission System Operator) und den anderen überregionalen Ak-teuren wichtiger, um die Synergien zwischen Interessen des Landes und den nationalen Inter-essen effektiv und zum Wohle des Landes best-möglich abstimmen zu können.

Altresì, diventa sempre più importante la coope-razione con i gestori della rete di trasmissione (Transmission System Operator) e con gli altri attori sovraregionali, per poter determinare nel migliore dei modi le sinergie tra interessi provin-ciali e interessi nazionali, in maniera effettiva e per il bene della Provincia.

Aus den oben erwähnten Gründen wurde deshalb im Klimaplan Südtirol Energie-Südtirol-2050, ge-nehmigt mit Beschluss der Landesregierung Nr. 940 vom 20.6.2011, die Notwendigkeit einer Be-standsaufnahme über den Zustand des Südtiroler Leitungsnetzes und die Zusammenstellung einer Prioritätenliste über notwendige Modernisierungs- und Ausbaumaßnahmen als erforderlich erachtet.

Per i motivi sopra citati, nel Piano Clima Energia Alto Adige 2050, approvato con deliberazione della Giunta provinciale n. 940 del 20.6.2011, sono state riconosciute come necessarie una valutazione dello stato di fatto della rete di distri-buzione in Alto Adige e la predisposizione di una lista di priorità delle misure di ammodernamento e potenziamento.

Der vorliegende Masterplan soll diesen Zweck unterstützen und die Prioritäten und die Abläufe für die notwendigen Eingriffe festlegen.

Con il presente Masterplan si intende contribuire al raggiungimento di tale obiettivo ed alla defini-zione di priorità e modalità di attuazione degli interventi necessari.

Der Entwurf des Masterplanes für die Modernisie-rung der Infrastrukturen für den Transport und die Verteilung elektrischer Energie wurde dem Exper-tentisch für Energie, eingerichtet mit Beschluss der Landesregierung Nr. 131 vom 11.02.2016, am 17.10.2016 vorgelegt und von diesem gutge-heißen.

La bozza del Masterplan per la modernizzazione delle infrastrutture per il trasporto e la distribuzio-ne dell’energia elettrica è stata sottoposta, in data 17.10.2016, al tavolo degli esperti sull’energia, predisposto con deliberazione della Giunta pro-vinciale n. 131 del 11.02.2016 e da questo appro-vata.

Mit E-Mails vom 07.11.2016, 12.12.2016 und 29.12.2016 wurden den Experten jeweils die wei-terentwickelten Entwürfe für mögliche Anregun-gen und Ergänzungen zugesandt und im Umlauf-verfahren für gut befunden.

Con e-mails del 07.11.2016, 12.12.2016 e 29.12. 2016 sono state spedite agli esperti le ulteriori versioni di possibili proposte ed integrazioni, ap-provate a stretto giro.

Der Masterplan wurde am 09.02.2017 dem Ge-meindenverband zur Begutachtung zugesandt und durch den Leiter der Landesagentur am 17.02.2017 dem Rat der Gemeinden vorgestellt.

Il Masterplan è stato trasmesso in data 09.02. 2017 al Consorzio dei Comuni per l’approvazione e presentato dal Direttore dell’Agenzia per l’am-biente al Consiglio dei Comuni in data 17.02. 2017.

Mit Schreiben vom 20.02.2017 übermittelte der Rat der Gemeinden sein Gutachten im Sinne des Art. 6 des L.G. vom 08.02.2010, Nr. 4, und erteilt ein positives Gutachten unter der Bedingung, dass im Kapitel 10.4.2.2 – Maßnahmen im Span-nungsbereich über 5 kV bis 30 kV Folgendes be-rücksichtigt wird: „Entweder wird das bisherige Verfahren zur Eintragung im Bauleitplan beibehal-ten oder das einzige Gutachten der Gemeinde muss, was die Trassenführung und den konkre-ten Spannungsbereich betrifft, bindend sein“.

Con nota di data 20.02.2017 il Consiglio dei Co-muni ha trasmesso il proprio parere, ai sensi dell’art. 6 della L.P. 08.02.2010, n. 4, e rilascia parere positivo a condizione che al punto 10.4.2.2 – Misure per tensioni da 5 kV a 30 kV venga ap-portata la seguente modifica: “O viene mantenuta l’attuale procedura per l’inserimento nel Piano Urbanistico oppure l’unico parere del Comune deve essere vincolante per quanto riguarda il tracciato e l’effettiva tensione”.


Nachdem bereits im bestehenden Verfahren auch eine Eintragung der Leitungstrasse von Amts wegen vorgesehen ist und damit die Gemeinden aus gutem Grund kein Veto-Recht besitzen, kann dies nun in abgeschwächter Form aufgegriffen werden. Demnach soll bei einer, aufgrund von sektorialen Gutachten notwendig werdenden Trassenänderung im Zuge des Genehmigungs-verfahrens, die Trasse neuerdings der Gemeinde vorgestelt werden.

Poiché all’interno della procedura è già previsto un inserimento d’Ufficio del tracciato della linea e con ciò i Comuni, a ragion veduta, non possono esercitare il proprio diritto di veto, quest’ultimo può essere esercitato solamente in una forma più debole. Conseguentemente, in caso di una ne-cessaria modifica di tracciato sulla base di pareri di settore, quest’ultima deve essere nuovamente presentata al Comune, nell´ambito della procedu-ra di approvazione.

Der Masterplan ist in der Anlage zu diesem Beschluss enthalten und bildet wesentlichen Bestandteil desselben.

Il Masterplan è contenuto nell’allegato della pre-sente deliberazione, della quale costituisce parte integrante.

Dies vorausgeschickt,

Ciò premesso,

beschließt LA GIUNTA PROVINCIALE

DIE LANDESREGIERUNG delibera

einstimmig in gesetzmäßiger Weise: a voti unanimi legalmente espressi:

1) den „Masterplan zur Modernisierung und Po-tenzierung der Infrastrukturen für den Trans-port und die Verteilung elektrischer Energie“ laut Anhang, der wesentlicher Bestandteil dieses Beschlusses ist, zu genehmigen;

1) di approvare il “Masterplan dell'ammoderna-mento e potenziamento delle infrastrutture di trasporto e dispacciamento dell’energia elet-trica” che costituisce parte integrante della presente deliberazione;

2) die Wirkungen dieses Beschlusses treten mit dem Tag der Veröffentlichung im Amtsblatt der Region ein.

2) gli effetti della presente deliberazione decor-rono dal giorno della pubblicazione sul Bollet-tino Ufficiale della Regione Autonoma Trenti-no Alto Adige.

3) Dieser Beschluss wird im Amtsblatt der Re-

gion veröffentlicht. 3) La presente deliberazione sarà pubblicata sul

Bollettino Ufficiale della Regione.

DER LANDESHAUPTMANN ARNO KOMPATSCHER

IL PRESIDENTE DELLA PROVINCIA ARNO KOMPATSCHER

DER GENERALSEKRETÄR DER L.R.

EROS MAGNAGO IL SEGRETARIO GENERALE DELLA G.P.

EROS MAGNAGO

Anlage Allegato


Modernisierung der Infrastrukturen für den Transport und die Verteilung elektrischer

Energie

Strategie zur Modernisierung und Anpassung der Leitungsinfrastruktur in der Autonomen Provinz Bozen - Südtirol

5

Beschluss N

r./N. D

elibera: 0345/2017. Digital unterzeichnet / Firm

ato digitalmente: A

rno Kom

patscher, 315333 - Eros M

agnago, 2F2B1D


2 Masterplan 2017

Impressum:

Herausgeber:

Autonome Provinz Bozen - Südtirol

Landesagentur für Umwelt

Amba-Alagi-Str. 5

39100 Bozen

Inhaltliche Leitung:

Flavio V. Ruffini;

Autoren:

Flavio V. Ruffini, Alois Amort, Andreas Bordonetti & Sepp Walder.

Beiträge von:

Georg Wunderer; Egon Alber; Hanspeter Fuchs; Johann Wohlfarter; Norbert Kosta; Franz Locher; Alexander Mühlsteiger; Konrad Pfitscher; Karl Pichler; Wolfgang Plank; Rudi Rienzner; Andreas Schatzer; Wolfram Sparber; Siegfried Tutzer; Michael Überbacher; Luca Corona.

Titelbild:

Andreas Bordonetti;

Originale Version

Autonome Provinz Bozen 2017

6

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


1 Verzeichnisse

1.1 Inhaltsverzeichnis

1 Verzeichnisse ............................................................................................................................... 3 1.1 Inhaltsverzeichnis ................................................................................................................................3 1.2 Abbildungsverzeichnis .........................................................................................................................3 1.3 Tabellenverzeichnis .............................................................................................................................4

2 Einleitung ...................................................................................................................................... 5

3 Definitionen................................................................................................................................... 5

4 Die Kriterien .................................................................................................................................. 9 4.1 Versorgungssicherheit .........................................................................................................................9 4.2 Kapazitätsgrenze der Leitungsinfrastruktur und der Umspannwerke...................................................9 4.3 Minimierung der landschaftlichen und der umwelttechnischen Belastungen .....................................10 4.4 Ausbau von intelligenten Netzen........................................................................................................10 4.5 Ausbau des internationalen und überregionalen Verbundes..............................................................10

5 Die Prioritäten............................................................................................................................. 11

6 Das Hochspannungsnetz in Südtirol ....................................................................................... 11 6.1 Einleitung ...........................................................................................................................................11 6.2 Ist-Situation/Ausgangslage ................................................................................................................12 6.3 Die Lage im Eisack- und Wipptal .......................................................................................................15 6.4 Die Lage im Passeiertal .....................................................................................................................18 6.5 Die Lage im Pustertal.........................................................................................................................20 6.6 Die Lage im Vinschgau ......................................................................................................................22 6.7 Die Lage im Raum Meran, Bozen und Südtiroler Unterland ..............................................................25

7 Das Mittelspannungsnetz in Südtirol ....................................................................................... 27 7.1 Die Ist-Situation..................................................................................................................................27 7.2 Die strategischen Herausforderungen ...............................................................................................29 7.3 Umzusetzende Maßnahmen im Mittelspannungsbereich ..................................................................30

8 Die Umspannwerke .................................................................................................................... 30 8.1 Dringend vorzusehende Modernisierungen von Umspannwerken.....................................................33 8.2 Mittelfristig vorzusehende Modernisierungen von Umspannwerken ..................................................33

9 Die Umweltauflagen ................................................................................................................... 33

10 Schlussfolgerungen................................................................................................................... 35 10.1 Abkommen zwischen TERNA S.p.A. und der Autonomen Provinz Bozen.........................................36 10.2 Abstimmung im Eisack- und Wipptal..................................................................................................37 10.3 Festlegung der Prioritäten im Mittelspannungsbereich ......................................................................41 10.4 Vorschläge zur Vereinfachung der Genehmigungsverfahren.............................................................43

11 Bibliographie .............................................................................................................................. 47 11.1 Literatur..............................................................................................................................................47 11.2 Richtlinien und Normen......................................................................................................................47

1.2 Abbildungsverzeichnis Abb. 1: Schematische Übersicht über ein elektrisches System.........................................................................6

Abb. 2: Beispiel einer einfachen Leitung bestehend aus Strommast, Leitern und Erdungskabel. .....................7

Abb. 3: Beispiel einer Doppelleitung bestehend aus einem Strommast, zwei Leitungssystemen und einem Erdungskabel. ............................................................................................................................7

Abb. 4: Schematische Darstellung der Ausbreitung elektromagnetischer Felder an 380 kV Wechselstrom-Freileitungen und Erdkabeltrassen. Das Schema bezieht sich auf

7

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


4 Masterplan 2017

Höchstwerte, die unter maximalen Betriebsbedingungen zu erwarten sind (Quelle: Bundesamt für Strahlenschutz 2015). ...................................................................................................7

Abb. 5: Übersicht über den historischen Verlauf von Produktion und Nachfrage im Energiesektor im Gebiet der autonomen Region Trentino Südtirol (TERNA S.p.A. 2016)..............................................13

Abb. 6: Überblick über das bestehende Hochspannungsnetz in Südtirol (Stand 2015) (Quelle: EDYNA). Die blauen Linien stellen die 132 kV-, die Roten die 220 kV- und die Grünen die 66 kV-Leitungen dar............................................................................................................................14

Abb. 7: Hochspannungsnetze mit Belastung Südtirol (Quelle: EDYNA)..........................................................15

Abb. 8: HS-Leitungen im Eisacktal (Quelle: EDYNA). .....................................................................................16

Abb. 9: HS – Notwendiger Neu- und Ausbau im Eisacktal (Quelle: EDYNA). .................................................16

Abb. 10: HS-Leitungen im Passeiertal (Quelle: EDYNA)...................................................................................19

Abb. 11: Notwendiger Neu- und Ausbau im Passeiertal (Quelle: EDYNA)........................................................19

Abb. 12: HS-Leitungen im Pustertal (Quelle: EDYNA). .....................................................................................20

Abb. 13: Notwendiger Neu- und Ausbau im Pustertal (Quelle: EDYNA). ..........................................................20

Abb. 14: HS-Leitungen im Vinschgau (Quelle: EDYNA)....................................................................................22

Abb. 15: Notwendiger Neu- und Ausbau im Vinschgau (Quelle: EDYNA).........................................................22

Abb. 16: HS-Leitungen im Raum Meran - Bozen (Quelle: EDYNA). .................................................................25

Abb. 17: Die Neustrukturierung des Knotens in Bozen: in Rot sind die neuen Leitungen, in Gelb die abzubauenden Leitungen und in Blau die bestehenden Leitungen angeführt. Strichlierte Linien zeigen den unterirdisch vorgesehenen Bau (Plan: TERNA S.p.A. 2016). ................................27

Abb. 18: Überblick Mittelspannungsnetz in Südtirol (Quelle: EDYNA). .............................................................28

Abb. 19: Übersicht über die Einspeisung elektrischer Energie aus dezentraler Anlagen in das Stromnetz (Einspeisungen <10 MW je UW) (Quelle: EDYNA)............................................................28

Abb. 20: Auslastungsgrad Umspannwerke in Südtirol (Quelle: EDYNA): Grüne Punkte bedeuten eine Auslastung von über 50%, gelbe bis 80% und rote über 80%. ...........................................................31

Abb. 21: Notwendiger Neu- und Ausbau der Umspannwerke in Südtirol (Quelle: EDYNA). .............................32

Abb. 22: Schematische Darstellung der Verlaufes von elektrischen und magnetischen Feldern an einer Freileitung. (Quelle: Amprion GmbH 2014). ...............................................................................34

Abb. 23: Die Situation im Eisacktal: Bozen – Atzwang (6 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA). .............................................................................................................................................38

Abb. 24: Die Situation im Eisacktal: Atzwang – Waidbruck (6 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA). .............................................................................................................................................38

Abb. 25: Die Situation im Eisacktal: Waidbruck – Brixen Süd (5 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA). .............................................................................................................................................39

Abb. 26: Die Situation im Eisacktal: Brixen Süd – Aicha (5 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA). .............................................................................................................................................39

Abb. 27: Die Situation im Eisacktal: Aicha – Mauls (5 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA)...............40

Abb. 28: Die Situation im Wipptal: Mauls – Brenner (Quelle: EDYNA)..............................................................41

1.3 Tabellenverzeichnis Tab. 1: Die TSO in den Staaten des Alpenbogens............................................................................................8

Tab. 2: Bestand des Nationalen Übertragungsnetzes am 31.12.2014 (TERNA S.p.A 2016)..........................12

Tab. 3: Übersicht über die wichtigsten, von TERNA S.p.A. identifizierten, kritischen Punkte im Hochspannungsnetz auf dem Territorium der Autonomen Provinz Bozen (TERNA S.p.A. 2016)...................................................................................................................................................14

Tab. 4: Betreiber und Anzahl der Umspannwerke in Südtirol..........................................................................31

Tab. 5: HS/MS Umspannwerke in Südtirol gereiht nach ihrer Auslastung (Quelle: EDYNA). .........................31

Tab. 6: Einige strategische Optionen für die Verbesserung der Stromtransportinfrastruktur in Südtirol (Quelle: A. Bordonetti, EDYNA). ............................................................................................35

Tab. 7: Übersicht über die betroffenen Institutionen, welche allenfalls ein Gutachten auszustellen haben. .................................................................................................................................................43

8

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 5

2 Einleitung Der Übergang der Stromleitungen in die Verwaltungskompetenz des Landes ist in der 1977 erlasse-nen Durchführungsbestimmung zum Autonomiestatut (Dekret des Präsidenten der Republik vom 26.03.1977, Nr. 235) vorgesehen. In Art. 1, Abs. 1 in geltender Fassung heißt es: „(…) werden den autonomen Provinzen Trient und Bozen für das jeweilige Gebiet die Befugnisse auf dem Sachbe-reich Energie übertragen, und zwar sowohl die direkt von den Zentral- und Außenstellen des Staa-tes, als auch die durch die öffentlichen Körperschaften und Anstalten gesamtstaatlichen oder pro-vinzübergreifenden Charakters ausgeübten (…).

In Abs. 2 desselben Artikels sind die Kompetenzen des Staates in Bezug auf den Bau von Infra-strukturen zum Transport elektrischer Energie definiert. Buchstabe „c“ präzisiert dies folgenderma-ßen: „der Bau und der Betrieb der Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, die konventionelle Energieträger mit einer Wärmeleistung von über 300 MW einsetzen, ferner die Verteilernetze für den Transport von elektrischer Energie mit einer Spannung von über 150 kV, die das gesamtstaatliche Übertragungsnetz bilden, der Erlass der entsprechenden technischen Vorschriften (…) bleiben dem Staat vorbehalten.“

Das Land übernahm am 1. Jänner 2011 mit diesen Vorgaben die Verwaltung, den Betrieb und die Wartung der Verteilungsinfrastruktur auf Landesgebiet. Damit kamen 5.100 km Mittel- und Nieder-spannungsleitungen sowie die dazugehörenden 19 Primärkabinen, tausende von Sekundärkabinen, Mittelspannungs- bzw. Niederspannungstransformatoren und knapp hunderttausend Übergabe-punkte in die Verwaltungskompetenz des Landes.

Zum Zeitpunkt der effektiven Übernahme des Netzes von „ENEL Distribuzione“ herrschten aber be-reits grundlegend andere Rahmenbedingungen für das Management der Netze, als noch zum Zeit-punkt der Verabschiedung der Durchführungsbestimmungen. In der Zwischenzeit ist am Energie-markt die europäische Integration signifikant vorangeschritten. Grundprinzipien wie das Unbundling und die Liberalisierung des Energiemarktes stellen nun Eckpunkte der europäischen Energiepolitik dar. Energietechnische Entwicklungen (gestiegene Einspeisungsquellen, Anteil erneuerbarer Ener-gie, Smartisierung usw.) und umwelttechnische Anforderungen (elektromagnetische Belastung, Landschaftsbild) haben in den Jahren den Netzbetrieb stark verändert. Aber auch die Sensibilität der Bevölkerung gegenüber den Auswirkungen von Starkstromleitungen weist heute einen anderen Stellenwert auf. Das 2011 übernommene Netz entsprach und entspricht nicht den Anforderungen an eine moderne Übertragungsinfrastruktur. Netzschwankungen, geänderte Verbrauchs- und Ein-speisemuster, gestiegene Ansprüche an die Netzsicherheit, die Notwendigkeit intelligenter Netze zu etablieren, können mit der gegebenen Infrastruktur nur bedingt bewerkstelligt werden.

In den nächsten Jahren ist es deshalb notwendig, das vorhandene Netz auszubauen und zu moder-nisieren. Der vorliegende Masterplan soll diesen Zweck unterstützen und die Prioritäten und die Abläufe für die notwendigen Eingriffe festlegen. Mit diesem Plan werden erstmalig für Südtirol die notwendigen Adaptierungsarbeiten im Mittel- und Hochspannungsnetz systematisch erfasst und gemeinsam dargelegt. Dabei werden die gesamten Verknüpfungen und Transformationen im elektrischen System von der Produktion zum Verbraucher, wie in Abb. 1 dargestellt, betrachtet.

3 Definitionen In Südtirol werden elektrische Leitungen in der Regel als Freileitungen mit an hohen Masten auf-gehängten Leitern oder als unterirdisch verlegtes Erdkabel ausgeführt. Freileitungen enthalten in der Regel mehrere, mindestens drei dicke und mit hohen Stromstärken (bei Hochspannung bis zu ca. 2 kA) belastbare Leiterseile. Dabei werden zumeist Bündelleiter bestehend aus mehreren Leitern verwendet (Reduktion von Glimmentladungen). Die Leiterseile werden an hohen Masten aufge-hängt, um einen Sicherheitsabstand vom Boden zu garantieren. Die Leiterseile sind so angebracht, dass sie sich auch bei starkem Wind nie berühren oder sich zu nahe kommen können. Im Nieder-spannungs- und mittlerweile auch im Mittelspannungsbereich werden häufig auch isolierte Kabel aufgehängt. Dadurch ist es möglich deren Höhe zum Boden zu verringern.

9

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


6 Masterplan 2017

Produktion

Primärkabinen (AT/MT)Sekundärkabinen (MT/BT)

und Transformatoren

Verteilung an die Verbraucher

Übertragung und Ausgleich zwischen

Angebot und Nachfrage

Verbraucher

Produktions-zentralen

Elektrische Umspannwerke

Übertragung(Verteilernetz)

Dezentrale, verteilte Produktion

Produktion

Primärkabinen (AT/MT)Sekundärkabinen (MT/BT)

und Transformatoren

Verteilung an die Verbraucher

Übertragung und Ausgleich zwischen

Angebot und Nachfrage

Verbraucher

Produktions-zentralen

Elektrische Umspannwerke

Übertragung(Verteilernetz)

Dezentrale, verteilte Produktion

Abb. 1: Schematische Übersicht über ein elektrisches System.

Man unterscheidet zwischen einfachen Leitungen (der Mast trägt ein Leitungssystem mit mindestens drei Leitern) (Abb. 2) und Doppelleitungen (der Mast trägt zwei Leitungssysteme) (Abb. 3). Bei Doppelleitungen lässt sich durch geschickte Phasenverschiebungen und einem geeigneten Management die Ausbreitung elektromagnetischer Felder reduzieren.

Erdkabel sind mit einer dicken Isolierung versehen und werden unterirdisch verlegt. Erdkabel haben gegenüber Freileitungen einige Vorteile:

− keine oder nur geringe Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes;

− keine Gefahren für Flugobjekte (Helikopter, Drachenflieger, Paraglider usw.);

− kaum Anfälligkeit gegenüber Witterungseinflüssen und Blitzeinschlägen;

− niedrigere Energieverluste, da der Leitungsquerschnitt aufgrund der höheren Wärmeentwicklung größer ist;

− insgesamt geringere elektromagnetische Belastung, sieht man von den Bereichen unmittelbar oberhalb des Kabels ab (s. Abb. 4);

Ein wesentlicher Nachteil sind jedoch die signifikant höheren Kosten im Vergleich zu Freileitungen, die gerade in gebirgigen Regionen auch erheblich ausfallen können.

Merchant-Line: Um es privaten Investoren zu ermöglichen Leitungen zu errichten und aus deren Betrieb Gewinne zu schlagen, musste Seitens der EU ein neues Regelwerk verfasst werden. Bis zu diesem Zeitpunkt war es ausschließlich den TSO’s (Transmission System Operator, Übertragungs-netzbetreiber) vorbehalten, überregionale Stromnetze zur elektrischen Energieübertragung zu be-treiben, für eine bedarfsgerechte Instandhaltung und Dimensionierung zu sorgen und Stromhänd-lern/-lieferanten diskriminierungsfrei Zugang zu diesen Netzen zu gewähren (Tab. 1). TSO’s haben ferner die Aufgabe, bei Bedarf Regelleistung zu beschaffen, um Netzschwankungen aufgrund bestehender Unterschiede zwischen Bedarf und Bereitstellung möglichst gering zu halten.

10

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 7

Abb. 2: Beispiel einer einfachen Leitung bestehend

aus Strommast, Leitern und Erdungskabel. Abb. 3: Beispiel einer Doppelleitung bestehend aus

einem Strommast, zwei Leitungssystemen und einem Erdungskabel.

Abb. 4: Schematische Darstellung der Ausbreitung elektromagnetischer Felder an 380 kV Wechselstrom-

Freileitungen und Erdkabeltrassen. Das Schema bezieht sich auf Höchstwerte, die unter maximalen Betriebsbedingungen zu erwarten sind (Quelle: Bundesamt für Strahlenschutz 2015).

Rechtliche Grundlagen bilden die Verordnungen 1228/2003/EG und 714/2009/EG sowie die Richt-linie 2003/54/EG und 2009/72/EG. In Art. 2, Abs. 1 der Verordnung 1228/2003 wird „Verbindungs-leitung“ (Interconnector) als eine Übertragungsleitung bezeichnet, die eine Grenze zwischen Mit-gliedstaaten überquert oder überspannt und die nationalen Übertragungsnetze der Mitgliedstaaten

11

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


8 Masterplan 2017

verbindet. Im Art 2, Abs. 2 (g) werden "neue Leitungen" wie folgt definiert als „eine Verbindungs-leitung, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Verordnung noch nicht fertig gestellt ist.“

Artikel 7 dieser Verordnung legt Regeln und Bedingungen für Merchant-Lines fest. „Neue Gleich-strom-Verbindungsleitungen können auf Antrag von den Bestimmungen des Artikels 6, Abs. 6 der vorliegenden Verordnung sowie des Artikels 20 und des Artikels 23, Abs. 2, 3 und 4 der Richtlinie 2003/54/EG unter folgenden Voraussetzungen ausgenommen werden:

a) durch die Investition wird der Wettbewerb in der Stromversorgung verbessert;

b) das mit der Investition verbundene Risiko ist so hoch, dass die Investition ohne die Gewährung einer Ausnahme nicht getätigt würde;

c) die Verbindungsleitung muss Eigentum einer natürlichen oder juristischen Person sein, die zu-mindest der Rechtsform nach von den Netzbetreibern getrennt ist, in deren Netzen die entsprechen-de Verbindungsleitung gebaut wird;

d) von den Nutzern dieser Verbindungsleitung werden Entgelte verlangt;

e) seit der teilweisen Marktöffnung gemäß Art. 19 der Richtlinie 96/92/EG dürfen keine Anteile der Kapital- oder Betriebskosten der Verbindungsleitung über irgendeine Komponente der Entgelte für die Nutzung der Übertragungs- oder Verteilernetze, die durch diese Verbindungsleitung miteinander verbunden werden, gedeckt worden sein;

f) die Ausnahme wirkt sich nicht nachteilig auf den Wettbewerb oder das effektive Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts oder das effiziente Funktionieren des regulierten Netzes aus, an das die Verbindungsleitung angeschlossen ist.“

Mit Abs. 2 werden diese Bestimmungen auf Wechselstromleitungen ausgeweitet.

Tab. 1: Die TSO in den Staaten des Alpenbogens.

Land TSO

Deutschland EnBW Transportnetz AG; Transpower Stromübertragungs GmbH; Amprion GmbH; 50Hertz Transmission GmbH;

Frankreich Réseau de Transport d’Electricité (RTE)

Italien TERNA S.p.A.

Österreich Verbund - Austrian Power Grid; TIWAG Netz AG; Vorarlberger Energienetze GmbH;

Schweiz Swissgrid AG

Slowenien Elektro Slovenija d.o.o.

Gemäß dem Staatsgesetz Nr. 99 vom 23.07.2009 ist es energieintensiven Betrieben möglich, über spezifische Leitungsverbindungen Energie direkt aus dem Ausland anzukaufen. In Art 32, Abs. 1 des Gesetzes wird TERNA AG bei Interesse und entsprechender Finanzierung durch Investoren die Planung und Realisierung einer grenzüberschreitenden Leitung im Sinne von "Verbindungsleitun-gen" gemäß der EU-Verordnung Nr. 1228/2003 vornehmen. Vorbehalten sind solche Unternehmen oder Unternehmenskonsortien, welche eine Mindestabnahme von 10 MW mit einem Verbrauchs-quotienten von mind. 40 % im Triennium garantieren können (ausgenommen sind jährlich 15 Tage mit dem geringsten Verbrauch). Jedes Unternehmen oder Unternehmenskonsortium, welches die gesetzlichen Auflagen erfüllt, kann am Verfahren teilnehmen.

Sicherheit N: Können von allen Komponenten des elektrischen Systems selbst und in Abwesenheit einer „Ausfall Situation“ die Betriebsbedingungen aufrechterhalten werden, dann gilt ein elektrisches System im Hinblick auf die Sicherheit N als sicher (TERNA S.p.A. 2016).

Sicherheit N-1: Die Sicherheit N-1 für ein elektrisches System ist dann gegeben, wenn aufgrund eines unvorhersehbaren und plötzlichen Ausfalls einer beliebigen Komponente des Systems selbst (Leitung, Transformator, Generatoren-Gruppe), keine Überschreitung der Betriebsgrenzwerte der im

12

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 9

Betrieb gebliebenen Komponenten bewirkt. Dies bedeutet, dass etwa bei Ausfall eines Leitungs-systems die darin transportierte Leistung von anderen Leitungssystemen ohne Zusammenbruch des Netzes übernommen werden muss (TERNA S.p.A. 2016).

AAT: Höchstspannung (Altissima Tensione): Leitungen mit einer Spannung über 220 kV.

AT: Hochspannung (Alta Tensione): Leitungen mit einer Spannung zwischen 50 kV und 150 kV.

MT: Mittelspannung (Media Tensione).

4 Die Kriterien Es wäre wünschenswert, sämtliche Modernisierungsmaßnahmen binnen weniger Jahre umsetzen zu können. Aufgrund des hohen Mittelbedarfs, der schwierigen Topographie und der hohen Umwelt-vorsorgeansprüche sind die erforderlichen Maßnahmen sehr penibel zu planen und behutsam zu realisieren. Eine Prioritätenreihung für die Ausführung der Maßnahmen aufgrund nachvollziehbarer Kriterien ist deshalb unumgänglich. Mit geringer Priorität oder nicht berücksichtigt wurden spezifi-sche Wünsche zur Verlegung von Hochspannungsleitungen, welche sich nur bedingt oder nicht ausreichend durch die nachfolgenden Kriterien begründen ließen.

Auch den notwendigen Investitionsbedarf gilt es zu berücksichtigen. Je höher die Kosten und je komplexer die Investition, desto stärker muss ein Projekt begründet sein. Ferner ist es wichtig, dass die verschiedenen Finanzierungsquellen gut aufeinander abgestimmt werden (TERNA S.p.A., Land, Umweltgelder usw.).

Auch gilt es, mögliche Synergien zwischen Projekten zur Verbesserung der Energietransportinfra-strukturen und anderen Infrastrukturprojekten (z.B. Tunnelbau, Radwege, Straßenbau, Glasfaser usw.) früh zu erkennen und aufeinander abzustimmen. Gerade zwischen Straßenbau und unterirdi-scher Verlegung von Leitungen gibt es verschiedene Andockstellen.

4.1 Versorgungssicherheit

Die sichere, gesundheits- und umweltverträgliche Versorgung aller Stromabnehmer in Südtirol hat oberste Priorität. Die Versorgung muss möglichst zu jedem Zeitpunkt garantiert werden können. Damit beachtet die Versorgungssicherheit das Thema des Energietransportes in erster Line aus Sicht des Verbrauchers. Laufend sind deshalb Risiken, welche die Qualität, Effizienz und Effektivität des Verteilersystems beeinträchtigen können, zu hinterfragen, Rückschlüsse abzuleiten und not-wendige Eingriffe zu definieren. Der Ausbau der Versorgungssicherheit ist auch ein in der Energie-strategie Südtirol 2050 festgehaltenes Grundprinzip. In Bezug auf die Versorgungssicherheit bei Leitungen gelten die Sicherheitsstandards N und N-1 (Siehe Kap. 3).

4.2 Kapazitätsgrenze der Leitungsinfrastruktur und der Umspannwerke

Ein Leitungssystem wird jeweils für ein bestimmtes Leistungsspektrum dimensioniert und setzt sich aus einer Vielzahl von Bestandteilen mit teilweise sehr unterschiedlichen Leistungsspektren zu-sammen. Die Kapazität eines zusammenhängenden Systems ist von jenem Teil bestimmt, welche das geringste Leistungsspektrum hat (Flaschenhals). Wird dieses überschritten, schaltet dieses Anlagenteil aus Sicherheitsgründen ab. Diese Flaschenhälse gilt es zu ermitteln und sukzessive an die benötigte Leistung anzupassen.

Das Potenzial der Transportinfrastrukturen ist seit der rasanten Entwicklung im Bereich der Bereit-stellung von Energie aus erneuerbaren Quellen nicht mehr nur vom verbrauchsseitigen Bedarf an Energie geprägt, sondern auch von der einzuspeisenden, abzutransportierenden Menge. Dabei stellen erneuerbare Quellen das Netz vor große Herausforderungen. Die eingespeiste Menge ist tageszeitlichen, saisonalen und jährlichen Schwankungen unterworfen.

13

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


10 Masterplan 2017

4.3 Minimierung der landschaftlichen und der umwelttechnischen Belastungen

Freileitungen (Hoch- und Mittelspannung) beeinflussen das Landschaftsbild. Dies ist nicht allein durch die zusätzliche Infrastruktur in einem Raum bedingt, sondern auch durch die notwendige periodische Pflege der Trasse, insbesondere über bewaldete Flächen. Das Ausmaß der Belastun-gen hängt von der Einsehbarkeit der Eingriffe und der Sensibilität der umgebenden Landschaft ab.

Positive Auswirkungen auf das Landschaftsbild lassen sich durch die Rationalisierung bestehender Leitungstrassen und damit den Abbau einzelner Leitungen in der offenen Landschaft erreichen. Wo dies nicht möglich ist, kann bei Verfügbarkeit entsprechender Mittel eine unterirdische Verlegung von Leitungen angedacht werden.

Bei den umwelttechnischen Belastungen steht die mögliche elektromagnetische Belastung der Be-völkerung im Vordergrund. Es ist zu betonen, dass immer die geringstmögliche Belastung bzw. eine Null-Belastung wünschenswert wäre. Bei den Bewertungen und der Zuordnung der Dringlichkeit ist zwischen einem, wie auch immer legitimierten Wunsch von Seiten Betroffener für eine Verlegung der Leitung und einer Verlegung aufgrund einer nachgewiesenen, effektiven Überschreitung der Grenzwerte gemäß dem gültigen Gesetz DPMC vom 08.07.2003 zu unterscheiden.

4.4 Ausbau von intelligenten Netzen

Während bisher die zentralisierte Stromerzeugung dominierte, geht der Trend derzeit hin zu dezent-ralen Erzeugungsanlagen. Dies ist in erster Linie auf qualitative und geographische Differenzierung in der energetischen Produktion zurückzuführen, welche eine Charakteristik der zunehmenden Nutzung erneuerbarer Quellen ist. In Südtirol wird dies insbesondere bei der Stromerzeugung aus Wasserkraft und durch Photovoltaikanlagen offensichtlich, sowie im geringeren Ausmaß bei der Produktion elektrischer Energie aus Biomassekraft-, Windkraft- und Biogasanlagen.

Daraus resultiert eine komplexe Systemstruktur, insbesondere im Bereich der Lastenregelung, der Spannungshaltung im Verteilernetz und der Aufrechterhaltung der Netzstabilität. Kleinere, de-zentrale Erzeugeranlagen speisen im Gegensatz zu mittleren bis größeren Kraftwerken auch direkt in die unteren Spannungsebenen, wie das Niederspannungsnetz oder das Mittelspannungsnetz, ein.

Netze werden auf die zu erwartende Höchstbelastung ausgelegt. Die Reduktion der Höchstbe-lastung und die Verlagerung der zu übertragenden Energie auf Zeiten mit geringerer Auslastung durch ein geschicktes Management und geeigneten Infrastrukturen würde es unter bestimmten Voraussetzungen ermöglichen, die Netzinfrastruktur kleiner zu dimensionieren. Dabei bleibt die ge-samte zu übertragene Energiemenge in etwa dieselbe. Es wird nur die Auslastung der Netze opti-miert. Daraus resultieren Kostenvorteile für die Betreiber.

Kostenvorteile und Versorgungssicherheit sind Anreize für die Netzbetreiber, teure Lastspitzen zu vermeiden und im Idealfall einen zeitlich möglichst konstanten Lastanteil, welcher über dem Grund-lastanteil liegt, zu haben. Diese Nivellierung der Last kann mittels intelligenter Netze durch automa-tische Steuerungen und Kontrollen von Verbrauchsanlagen erfolgen.

4.5 Ausbau des internationalen und überregionalen Verbundes

Die europäische Integration macht auch vor dem Energiesektor nicht halt. Intensiv wird an einer Energieunion gearbeitet, zu deren Hauptzielen auch ein europäischer Energieverbund zählt. Dazu zählt auch der grenzübergreifende freie Fluss der Energie, welcher als fünfte Grundfreiheit ange-sehen wird. Der Europäische Rat vom Oktober 2014 forderte alle Mitgliedstaaten auf, bis 2020 einen Verbundgrad von mindestens 10 % ihrer vorhandenen Stromerzeugungskapazität zu erreichen. Dies bedeutet, dass jeder Mitgliedstaat seine Stromleitungen so auslegen sollte, dass mindestens 10 % des in seinen Kraftwerken erzeugten Stroms grenzüberschreitend in Nachbarländer weiter-geleitet werden kann.

Der grenzüberschreitende Verbund dient aber nicht nur dem Austausch von Energie zwischen euro-päischen Ländern. Es trägt auch zu einer Annäherung der Energiepreise in Europa bei. Zudem wird das europäische Verbundnetz nach Meinung des Frauenhofer-Institutes zunehmend auch Spei-cherfunktionen für Strom aus erneuerbaren Energien übernehmen und zusätzlich für eine gleichmä-ßige Auslastung der konventionellen Kraftwerke sorgen. Somit wird es immer wichtiger, dass Länder

14

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 11

mit unterschiedlichen Verbrauchs- und Produktionseigenheiten Energie tauschen, um eine ausge-wogene Bilanz erreichen zu können.

5 Die Prioritäten Aufgabe des Masterplanes ist es, die zur Modernisierung des Stromnetzes zur Verfügung stehen-den finanziellen Mittel in einer Weise einzusetzen, dass die bestehenden Defizite des Verteilungs-netzes entsprechend ihrer Dringlichkeit möglichst rasch abgebaut werden können. Als Maßstab dienen dabei die in Kapitel 4 genannten Kriterien. Diese entscheiden, welche Priorität den Projekten zugewiesen und damit, welche zunächst umgesetzt werden:

A) oberste Priorität: HS: Umsetzung in einem Zeitraum bis 10 Jahren; MS 7 Jahre;

B) mittlere Priorität: HS: Umsetzung in einem Zeitraum bis zu 15 Jahren; MS 10 Jahre;

C) niedere Priorität: Umsetzung in einem größeren Zeitraum.

Projekte im Hochspannungsbereich, welche dem nationalen Interesse dienen, sind dem nationalen Stromnetzbetreiber TERNA S.p.A. unterstellt. Maßnahmen in diesem Bereich müssen mit TERNA S.p.A. verhandelt und sollten in den bilateralen Vereinbarungen zwischen dem Stromnetzbetreiber und der Autonomen Provinz Bozen aufgenommen werden.

Von diesen wieder etwas gesondert zu betrachten sind die Wünsche von Gemeinden für die unter-irdische Verlegung von Hochspannungslinien. Dabei wird in der Regel – falls von Seiten der TERNA S.p.A. eine Notwendigkeit zur Verlegung anerkannt wird – die Kostendifferenz zwischen oberirdi-scher und unterirdischer Verlegung oder Anteile davon, von den betroffenen Gemeinden getragen (z.B. Finanzierung über Umweltgelder).

6 Das Hochspannungsnetz in Südtirol

6.1 Einleitung

Hochspannungsnetze sind ein zentraler Bestandteil des lokalen Stromtransportes und der -vertei-lung sowie Voraussetzung für eine zukunftsfähige Versorgungsqualität und hohe Versorgungs-sicherheit. Die Hochspannungsebene garantiert den Energieaustausch zwischen Südtirol und dem restlichen Staatsgebiet bzw. künftig zwischen dem benachbarten Ausland durch Südtirol hindurch und dem restlichen Staatsgebiet. Hochspannungsverbindungen sind ähnlich den Autobahnen, wel-che den Transport zwischen den großen Produktionsanlagen und den Verbrauchspunkten garantie-ren, während die detaillierte Verteilung innerhalb eines Raumes durch Mittelspannungs- oder Nie-derspannungsnetze übernommen wird.

In Italien wird bei der Übertragung elektrischer Energie und bei den elektrischen Anlagen ab einer Spannung von 30 kV von Hochspannung gesprochen. Für den Betrieb sind in Italien folgende Normalwerte empfohlen: 60 kV, 132 kV, 150 kV, 220 kV und 380 (440) kV jeweils im Wechselstrom-betrieb. Ein Hochspannungsnetz ist ein komplexes System. Es setzt sich aus den elektrischen Lei-tungen, den Masten und den Umspannwerken zusammen.

In Südtirol werden von drei Gesellschaften Hochspannungsnetze betrieben:

1) TERNA S.p.A. inklusive ehemaliges Hochspannungsnetz RFI (seit Dezember 2015); 2) EDYNA (ehemaliges AEW Netz und ehemaliges SEL Netz ); 3) EDYNA Transmission (220 kV zwischen Naturns und Meran).

15

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


12 Masterplan 2017

6.2 Ist-Situation/Ausgangslage

TERNA S.p.A. gehört zu den größten Netzbetreibern in Europa. TERNA S.p.A. ist der „Referenz-verteiler“ des Staates im Hochspannungsbereich und TSO (s. Kap. 3). Sie erhielt dafür vom Staat Hoheitsrechte zugestanden und ist für den Bau und Betrieb des italienischen Hochspannungsnetzes zuständig. Das Unternehmen betreut heute ein über 72.000 km großes Netz (Tab. 2). Diesem wurde im Dezember 2015 auch das rd. 8.379 km große Hochspannungsnetz der Eisenbahn mit seinen 350 Umspannwerken mit einem Wert von 757 Mio. € einverleibt (Art. 1, Abs. 193, Staatsgesetz Nr. 190 vom 23.12.2014). Sie ist für die Koordinierung von internationalen Leitungsverbindungen zuständig.

Tab. 2: Bestand des Nationalen Übertragungsnetzes am 31.12.2014 (TERNA S.p.A 2016).

Gesamtbestand (* km Leitungen 61.434 Umspannwerke 498 Transformierte Leistung in [MVA] 129.515

Bestand 400 kV km Leitungen 10.996 Umspannwerke 159

Bestand 220 kV km Leitungen 10.935 Umspannwerke 154

Bestand 150/132 kV km Leitungen 39.503 Umspannwerke 185

*) Dem Bestand sind noch folgende Abschnitte hinzuzufügen: 949,2 km 500 kV-Leitung, 254,9 km 400 kV-Leitung (Italien-Griechenland), 861,6 km 200 kV-Leitungen (Angaben enthalten auch Seekabel).

Die Autonome Provinz Bozen verfügt für den Bau und den Betrieb von Hochspannungsnetzen ab 132 kV über keine Sonderrechte. Derzeit ist EDYNA-Transmission das einzige Energieversorgungs-unternehmen Südtirols, welches über ein Hochspannungsnetz verfügt. Im Raum Naturns-Meran-Bozen betreibt das aus der Fusion von SEL-Net und AEW-Netz hervorgegangene Unternehmen das Hochspannungsnetz.

Bei der Durchführung der umweltrechtlichen Beurteilungen und im Bereich der Raumordnungsver-fahren sowie des Landschaftsschutzes besitzt das Land primäre Gesetzgebungskompetenzen. In Bezug auf die UVP sind die Kompetenzen in Abhängigkeit von Spannungsebene und Funktion verschiedenen Ebenen zugeordnet (s. Kap. 9).

Südtirol ist gut mit dem gesamtstaatlichen Hochspannungsnetz verbunden. In der Vergangenheit diente das Südtiroler Hochspannungsnetz primär dazu, die in Südtirols Großwasserkraftwerken produzierten Strommengen Richtung Süden abzutransportieren.

Dagegen sind die Verbindungen mit den benachbarten Alpenregionen kaum ausgebildet. Derzeit sind Projekte in Ausarbeitung, welche eine Verbindung über den Reschenpass (Interconnector-Lei-tung durch lombardische Industrielle) und zwei Verbindungen über den Brenner (Verbundleitung im Rahmen der EU-Energieunion durch TERNA S.p.A. und Merchant-Line durch Private) zum Ziel ha-ben.

Die Fertigstellung dieser Verbindungen wird sich auf das Hochspannungssystem des Landes und darüber hinaus auswirken. Es gilt, die importierte Energieleistung sicher und effizient zu den Ver-brauchern zu transportieren. Die geplanten Importe über die Verbindung über dem Brenner wird das Netz im Eisacktal zusätzlich beanspruchen und erfordert dort neue Kapazitäten. Teile wurden be-reits modernisiert (Abschnitt Pfitsch-Brenner), während andere noch auszubauen sind (Kardaun).

TERNA S.p.A. registrierte für das Jahr 2014 einen Energiebedarf der autonomen Region Trentino Südtirol von ca. 6,5 TWh. Im Vergleich zum Vorjahr entspricht dies einem Zuwachs von 0,2 %.

16

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 13

Dabei wird auch offensichtlich, dass die Produktion den Verbrauch bei Weitem übersteigt und damit ein Bilanzüberschuss von 8 TWh verbleiben, welche über das nationale Übertragungsnetz in andere Regionen zu transportieren sind (s. Abb. 5). Zwischen 2013 auf 2014 hat die Produktion um 18 % zugenommen. Dies ist auf den Zuwachs von 19 % im selben Zeitraum in der Bereitstellung hydro-elektrischer Energie zurückzuführen.

Energienachfrage (GWh):

Anderes

LandwirtschaftHaushalteTertiärer SektorIndustrieEnergienachfrage (GWh):

Anderes

LandwirtschaftHaushalteTertiärer SektorIndustrieEnergienachfrage (GWh):

Anderes

LandwirtschaftLandwirtschaftHaushalteHaushalteTertiärer SektorTertiärer SektorIndustrieIndustrie

Abb. 5: Übersicht über den historischen Verlauf von Produktion und Nachfrage im Energiesektor im Gebiet

der autonomen Region Trentino Südtirol (TERNA S.p.A. 2016).

Im Bericht 2016 weist TERNA S.p.A. aufgrund der sehr gering ausgeprägten Vernetzungen und der wenig dichten Maschenbreite im Höchstspannungsnetz dem nordöstlichen italienischen Territorium insgesamt einen kritischen Zustand zu. Der Raum Vicenza, Treviso und Padua sowie die Verbin-dungen nach Osten werden dabei als besonders kritisch eingestuft.

Die Anwesenheit von zahlreichen, an das 132 kV-Netz angeschlossenen Wasserkraftwerke auf dem Gebiet der autonomen Region Trentino-Südtirol gemeinsam mit der sehr fein verteilten Einspeisung ins Netz, schafft gerade in Zeiten hoher Wasserverfügbarkeit große Probleme für den Abtransport der elektrischen Energie. Dies ist durch die Unmöglichkeit bedingt eine Inselanordnung zu errichten, welche die Produktion zwingt in das 220 kV-Netz einzuspeisen.

Im selben Bericht 2016 identifiziert TERNA S.p.A. kritische Punkte, die entsprechenden Notwendig-keiten und die zu setzenden Maßnahmen (Tab. 3). So werden die 132 kV-Leitungen zwischen Bozen NK7 und Bozen, Bozen NK7 und Kastelbell, Bozen FS und Auer FS, Auer FS und Trient FS sowie Salurn und Bozen FS als kritische Elemente in der 132 kV-Netzinsel Nord/Nordost (Kode 1) eingestuft.

Abb. 6 zeigt die HS-Leitungen und die entsprechenden Umspannwerke in Südtirol. Man erkennt, dass es in der westlichen Landeshälfte (Unterland, Bozen, Etschtal, Meran, Ulten, Vinschgau) eine gute HS-Infrastruktur gibt. Im Eisacktal finden sich 132 kV-Leitungen, die teilweise parallel laufen. Dies ist auf die bisherige, getrennte Versorgung der Eisenbahninfrastrukturen durch eigene Leitun-gen zurückzuführen. In der östlichen Landeshälfte (Großraum Pustertal) oder z.B. im Passeiertal fin-

17

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


14 Masterplan 2017

det sich hingegen nur eine schwache Ausstattung mit HS-Infrastruktur (eine 132 kV-Leitung). Diese werden den gegebenen Anforderungen aus Einspeisung, Abtransport und Versorgungssicherheit kaum mehr gerecht.

Tab. 3: Übersicht über die wichtigsten, von TERNA S.p.A. identifizierten, kritischen Punkte im Hoch-spannungsnetz auf dem Territorium der Autonomen Provinz Bozen (TERNA S.p.A. 2016).

Kritischer Punkt Notwendigkeit Maßnahme

Ausbau der Transportkapazität mit Österreich.

Realisierung einer neuen, grenz-überschreitenden Verbindung

Interconnector Italien-Österreich Leitungsverbindung 132/110 kV Wiesen/Pfitsch-Steinach

Gefährdung der Netzqualität und -sicherheit betreffend das Umspann-werk Kastelbell.

Neuausrichtung und Verdichtung des Netzes

Neuausrichtung des 220 kV Netzes in Trentino-Südtirol

Mangel an Flexibilität im Umspann-werk Kardaun.

Potenzierung der Anlage Umspannwerk 220 kV Kardaun

Gefährdung der Betriebssicherheit aufgrund hohen Kurzschluss-strömen und geringer Betriebsflexi-bilität im Bereich des Umspann-werkes Brixen.

Komplette Anpassung der Anlage an die zu erwartenden Kurzschluss-ströme und Neuausrichtung, um die Betriebsflexibilität zu erhöhen

Umspannwerk 132 kV Brixen

Gefährdung der Netzqualität und -sicherheit im Bereich des Um-spannwerkes Glurns.

Einbau einer neuen Umspannung 220/132 kV im Umspannwerk Glurns und Abbau der Limitierun-gen für das 132 kV Netz in diesem Bereich

Umspannwerk 220 kV Glurns

Abb. 6: Überblick über das bestehende Hochspannungsnetz in Südtirol (Stand 2015) (Quelle: EDYNA). Die

blauen Linien stellen die 132 kV-, die Roten die 220 kV- und die Grünen die 66 kV-Leitungen dar.

18

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 15

Ab Bozen sind die Hochspannungsleitungen in Richtung Norden in einem sehr kritischen Zustand (Abb. 7). Die Leitungen im Eisacktal, aber auch im Passeiertal, Wipptal und Pustertal besitzen eine zu geringe Kapazität, um die anfallenden Energiemengen transportieren zu können. TERNA S.p.A. wies bereits darauf hin, dass in den „kritischen Zonen“ Südtirols (z. B. Sarntal, Sterzing, Ahrntal, Passeier usw.) Stromproduzenten, die zusätzliche Energie in das Transportsystem einspeisen wol-len, laut Beschluss der Autorità (AEEGSi) und den gesetzlichen Bestimmungen (DPR 125/2010), vor Genehmigung der Einspeisung ein technisches Projekt zum Netzausbau ausarbeiten lassen und das vorgeschriebene Genehmigungsverfahren zum Abschluss bringen müssen. Anschließend wird das genehmigte und durch die entsprechende Produzentengruppe vorzufinanzierende Projekt über den „Distributore di riferimento“ bei TERNA S.p.A. eingereicht. Erst nach vollständiger Genehmigung wird das Projekt von TERNA S.p.A. in das Investitionsprogramm aufgenommen.

Abb. 7: Hochspannungsnetze mit Belastung Südtirol (Quelle: EDYNA).

6.3 Die Lage im Eisack- und Wipptal

Durch das untere Eisacktal zwischen Bozen und Brixen finden sich drei HS-Transportsysteme (Abb. 8 und Abb. 9). Es handelt sich um drei Doppelleitungen (eine 132 kV Doppelleitung zwischen Bozen-Sterzing, eine 132 kV, ehemals von RFI betriebene Doppelleitung zwischen Bozen-Brenner und eine 66 kV Doppelleitung zwischen Kardaun-Waidbruck). Die Systeme werden heute von TERNA S.p.A. betrieben. Vor allem im Eisacktal besteht derzeit eine erhöhte Notwendigkeit für eine bessere Koordinierung der energietechnischen Anforderungen mit den lokalen Erfordernissen.

Im Wipptal finden sich ebenfalls 3 HS-Systeme: das ehemalige System von RFI (132 kV-Doppellei-tung Brenner-Vahrn und eine einfache 132 kV-Leitung zwischen Vahrn-Brixen) und zwei Systeme von TERNA S.p.A. (132 kV Sterzing-Aicha und 132 kV Sterzing-Jaufen-Meran). Der Raum Wiesen-Pfitsch ist als „rote Zone“ ausgewiesen. Hier erlaubt TERNA S.p.A. keine weitere Einspeisung von Energie.

19

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


16 Masterplan 2017

Abb. 8: HS-Leitungen im Eisacktal (Quelle: EDYNA). Abb. 9: HS – Notwendiger Neu- und Ausbau im

Eisacktal (Quelle: EDYNA).

6.3.1 Prioritär vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Eisack- und Wipptal

• Ausbau des europäischen Verbundes und Merchant-Line Italien-Österreich über dem Brenner und Versorgung der Gemeinde Brenner

Vorgesehen sind ein Umspannwerk der TERNA S.p.A. für die Steuerung des internationalen Energieaustausches und eine Primärkabine EDYNA zur Versorgung der Gemeinde Brenner un-terhalb des Fußballplatzes in der Ortschaft Brenner auf der orographisch rechten Talseite sowie der Ausbau der Leitung. Das Umspannwerk mit Phaseshifter (PST) der TERNA S.p.A. und die genannte Primärkabine der EDYNA wurden bereits genehmigt. Sie befinden sich derzeit in der Detailplanung. Der Bau dieses Umspannwerkes ist notwendig, um die internationalen Leitungs-verbindungen wieder aufzubauen und die Gemeinde Brenner über diese zu versorgen. Insofern sind am Brenner folgende Projekte betroffen:

a) Modernisierung der Leitung zwischen Wiesen-Pfitsch und dem Brenner (abgeschlos-sen);

b) Ausbau des Europäischen Verbundes durch die Verbindung zwischen Brenner und Steinach;

c) Ausbau der Merchant-Line durch ein Unternehmenskonsortium; d) Bau Umspannwerk TERNA S.p.A.; e) Bau einer neuen Primärkabine EDYNA zur Versorgung der Gemeinde Brenner über

einen direkten Anschluss an die 132 kV-Linie „Wiesen/Pfitsch – Brenner“.

20

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 17

Stand der Ausführung:

In Diskussion In Genehmigung Genehmigt Ausführungsplanung In Bau

a abgeschlossen

b X

c X (Südtirol genehmigt)

d X

e X

Zutreffende Kriterien:

4.5;

• Behebung „Rote Zone“ im Umfeld des Umspannwerkes Wiesen/Pfitsch

Um die kritische Situation in diesem, als „Rote Zone“ bewerteten Landesteil zu verbessern, sind im Investitionsprogramm von TERNA S.p.A. der Ausbau der 132 kV-Hochspannungsleitung Wiesen/Pfitsch-Marling über den Jaufen durch das Passeiertal (siehe Kap. 6.4) und der Hoch-spannungslinie 132 kV Wiesen/Pfitsch-Bozen durch das Eisacktal vorgesehen.

Stand der Ausführung


X


4.1, 4.2, 4.5;

• Umspannwerk TERNA S.p.A. in Brixen

Bereits vor Jahren wurde von TERNA S.p.A. die Erneuerung des Umspannwerkes beim Kraft-werk Brixen angeregt. Aufgrund einer fehlenden Einigung zwischen Gemeinde Brixen und der TERNA S.p.A. selbst kam es zu Verzögerungen. Falls die Abmachungen mit der Gemeinde zu-stande kommen, wird mit der Erneuerung des Umspannwerkes begonnen.



X


4.1, 4.2, 4.5;

• Umspannwerk Waidbruck (ex Edison)

Um die Zuverlässigkeit des 132 kV-Netzes im Wipptal zu verbessern, ist eine Ringleitung inner-halb des Umspannwerkes der TERNA S.p.A. in Waidbruck vorgesehen.



X


4.1;

21

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


18 Masterplan 2017

• Verbesserung der Leitungssysteme im Abschnitt Pfitsch-Aicha und Vahrn-Brixen

Ausbau der bestehenden Leitung von Wiesen/Pfitsch bis Bozen, der 132 kV-Leitung zwischen Pfitsch und Aicha zu einer doppelten 132 kV-Leitung und der 132 kV-Leitung (ehem. RFI) zwi-schen Vahrn und Brixen zu einer doppelten 132 kV-Leitung.



X


4.1, 4.2, 4.5;

6.3.2 Mittelfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Eisack- und Wipptal

• Bereinigung des Knoten Brixen

Im Zuge der beabsichtigten Neutrassierung mit Erdkabelverlegung der bestehenden Hoch-spannungsleitungen im Großraum Brixen ist sicherzustellen, dass damit zukünftige notwendige Ausbaumaßnahmen nicht präjudiziert werden (eine mögliche Aufwertung auf eine höhere Span-nungsebene zu einem späteren Zeitpunkt muss als Handlungsoption weiter offen bleiben). Die Verlegung von HS-Anlagen zum Beispiel aus Ortszentren (Leitung, Schaltstation und Umspann-werk) muss zeitgleich mit der Leitungsverlegung erfolgen. Hier geht es darum, innovative und „schlüsselfertige“ Gesamtprojekte (technisch und wirtschaftlich) zu entwickeln, die anschließend TERNA zur Diskussion und Entscheidungsfindung vorgelegt werden können.



X


4.2, 4.3, 4.5;

6.4 Die Lage im Passeiertal

Durch das Passeiertal verläuft die von Wiesen/Pfitsch über den Jaufen bis nach Marling führende 132 kV-Leitung (Abb. 10 und Abb. 11). Das Tal ist als „kritische Zone“ einzustufen. TERNA S.p.A. hat aufgrund des beinahe Erreichens der Kapazitätsgrenze das Einspeisen von zusätzlicher Energie in diese Leitung untersagt.

6.4.1 Prioritär vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Passeiertal

• Ausbau der Leitungen von Marling Richtung Jaufen bis Pfitsch

Hier gilt es Potenzierungs- und Sanierungsarbeiten auszuführen, um die Einspeiseschwierigkei-ten im Passeiertal beseitigen zu können. Zudem ist auf der Trasse St. Leonhard in Richtung Meran in bestimmten Abschnitten die elektromagnetische Belastung zu überprüfen und es sind allenfalls auch Maßnahmen zu deren Reduzierung zu setzen (z.B. Saltaus, Prantach und St. Leonhard). Mit der Übernahme der RFI-Leitungen, welche nicht mehr exklusiv dem Eisenbahn-dienst vorbehalten sind, hat TERNA S.p.A den Ausbau der Leitung zwischen Wiesen-Marling überdacht und dessen Priorität zurückgestuft.

22

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 19

Abb. 10: HS-Leitungen im Passeiertal (Quelle:

EDYNA). Abb. 11: Notwendiger Neu- und Ausbau im Passeiertal

(Quelle: EDYNA).



X


4.1, 4.2, 4.3, 4.5;

6.4.2 Mittelfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Passeiertal

• Unterirdische Verlegung der Hochspannungsleitung im Meraner Talkessel

Im Rahmen der Arbeiten rund um den Küchelbergtunnel eröffnet sich die Möglichkeit, die HS-Leitung in Richtung Passeiertal unterirdisch zu verlegen. Dadurch könnte in einem intensiv be-wohnten und touristisch bedeutsamen Raumausschnitt die Belastung reduziert, das Landschafts-bild verbessert und die elektrische Transportqualität gleichsam erhöht werden. Ein entsprechen-des Anliegen wurde durch die Bezirksgemeinschaft Burggrafenamt in Zusammenarbeit mit EDYNA, bei der TERNA S.p.A. eingereicht. Die Landesregierung hat am 15.01.2016 ein Prome-moria gutgeheißen, in welchem diese fordert, sich bietende Synergie zwischen Tunnel- und Leitungsbau zu nutzen.



X


4.2, 4.3;

23

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


20 Masterplan 2017

6.5 Die Lage im Pustertal

Die Hochspannungsnetze im Pustertal sind über weite Strecken veraltet und damit in einem proble-matischen Zustand. Im Hochpustertal zwischen Mühlen und Bruneck in Richtung Toblach finden sich strukturelle Defizite, auch wenn der Sättigungsgrad der Leitung noch nicht erreicht wird (Abb. 12 und Abb. 13). Problematisch im Hinblick auf die Versorgungssicherheit in diesem Raum könnten sich jedoch mögliche Ausfälle des Netzes oder einzelner Teile davon erweisen. In einem solchen Fall müsste die transportierte Leistung von den anderen Leitungen übernommen werden, welche dazu aber kaum im Stande wären.

Ebenfalls als kritisch ist die Versorgungssicherheit von Hochabtei zu bewerten. Der Ausfall der be-stehenden Hochspannungsleitung, welche aus dem Belluneser Raum diese Region versorgt, be-deutet gleichermaßen den Zusammenbruch der Energieversorgung in diesem touristisch intensiv genutzten Raum. Am 27.02.2017 führte ein solcher Defekt der 132 kV-Leitung zwischen Cencenighe und dem Umspannwerk in Rocca zu einem mehrstündigen Stromausfall.

Kritisch ist die Lage in Mühlen/Taufers. Hier darf gegenwärtig keine weitere Energie in das Netz ein-gespeist werden. Ein ähnlicher Einspeise-Stopp durch TERNA S.p.A. gilt auch für das Ahrntal. Hier ist eine Produzentengruppe dabei, ein selbstfinanziertes Projekt auszuarbeiten und es dem ent-sprechenden Autorisierungsprozedere vorzulegen. Im Falle einer definitiven Genehmigung wird das Projekt in das Investitionsprogramm der TERNA S.p.A. aufgenommen.

Auch zwischen Vintl und Bruneck ist die Versorgungssicherheit als gefährdet einzustufen. Es be-steht das Risiko, dass extreme Witterungsverhältnisse zum flächendeckenden Stromausfall führen könnten.

Abb. 12: HS-Leitungen im Pustertal (Quelle: EDYNA). Abb. 13: Notwendiger Neu- und Ausbau im Pustertal

(Quelle: EDYNA).

6.5.1 Prioritär vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Pustertal

• Neue Hochspannungsleitung zwischen Vintl und Percha

Um die Versorgungssicherheit im Raum Pustertal zu verbessern wird empfohlen, die Stadt Brun-eck in Richtung Vintl mit einer neuen HS-Leitung zu verbinden. Dies wäre auch in Bezug auf die sehr kritisch zu bewertende Zone Mühlwald-Bruneck-Toblach von Vorteil.



X

24

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 21


4.1, 4.2;

• Verlegung des Umspannwerkes Mühlbach nach Vintl



X


4.1, 4.2;

• Verbesserung der Vorsorgungssicherheit im Hochabtei

Hochabtei wird nur von einer Hochspannungsleitung in Form einer sog. Stichleitung versorgt. Hier gilt es die Versorgungssicherheit durch den Bau einer Hochspannungs-Ringleitung zu ver-bessern. Diskutiert wird derzeit die Möglichkeit, das Umspannwerk in Corvara mit dem Umspannwerk in Lajen zu verbinden. Dieses Projekt gilt es in die Jahresplanung von TERNA S.p.A. aufzunehmen. Gleichzeitig könnte damit auch die Versorgungssicherheit im Grödnertal verbessert werden.



X


4.1

6.5.2 Mittelfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Pustertal

• Ausbau der 132 kV-Leitung von Mühlen bis Pelos

Das TERNA-Dokument „STMG“ (Soluzione Tecnica Minima Generale) sieht den Ausbau der 132 kV-Hochspannungsleitung von Mühlen über Bruneck und Toblach bis Pelos vor.



X

6.5.3 Langfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Pustertal

• HS-Leitung zwischen Toblach-Cortina (Zuel)

Durch eine direkte Verbindung durch das Höhlensteintal von Toblach nach Cortina. Damit würde ein großer Ring entstehen, welcher die Versorgungssicherheit und eine ausreichende Kapazität im Pustertal und auch im nahen Cortina sicherstellen würde. Die Leitungsverbindung stellt jedoch hohe Ansprüche an eine umwelt- und landschaftsverträgliche Planung und Ausführung.

25

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


22 Masterplan 2017



X


4.1, 4.2;

6.6 Die Lage im Vinschgau

Die Lage im Vinschgau ist im Vergleich zu anderen Raumausschnitten in Südtirol entspannter (Abb. 14 und Abb. 15). Wichtige Projekte der TERNA S.p.A. und anderer Akteure (EDYNA und VEK) für den Netzausbau finden sich in Planung oder Umsetzung. Es handelt sich um Hochspannungs-projekte, welche sich in der Prüfung oder Genehmigung befinden und welche lokal, regional und international von großer Bedeutung sind.

Abb. 14: HS-Leitungen im Vinschgau (Quelle: EDYNA). Abb. 15: Notwendiger Neu- und Ausbau im

Vinschgau (Quelle: EDYNA).

Zu erwähnen ist die Interconnector-Verbindung zwischen Italien und Österreich über den Reschen ins Umspannwerk bei Glurns und dann über das Stilfserjoch in die Lombardei. Diese Leitung soll die energieintensive Industrie der Lombardei mit elektrischer Energie versorgen (siehe Kap. 3). Die

26

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 23

Leitung selbst soll auf der orographisch rechten Uferseite des Reschensees verlaufen. Für den Betrieb dieser Interconnector-Verbindung ist auch ein Umspannwerk mit PST in unmittelbarer Nähe zur Grenze vorgesehen.

Im Zuge der Diskussionen um dieses Projekt wurden auch Maßnahmen für eine umweltverträgliche Sanierung des bestehenden Leitungsstranges, wie der unterirdischen Verlegung der bestehenden 132 kV-Leitung ab dem Kraftwerk in Graun entlang des orographisch linken Ufers des Reschensees bis auf die Höhe der Staumauer, vereinbart bzw. abschnittsweise der bestehenden 220 kV-Leitung im Bereich zwischen Prad und dem Stilfserjoch erörtert.

Im Kielwasser der Diskussion wurde auch die Idee einer von Südtiroler Unternehmen zu errichten-den Merchant-Line zwischen Reschen und dem Umspannwerk bei Glurns angedacht.

6.6.1 Prioritär vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Vinschgau

• Interconnector Italien – Österreich über den Reschenpass

Eine länderübergreifende, 220 kV-„Interconnector-Verbindung“ Italien–Österreich über den Reschen und das Stilfserjoch in die Lombardei befindet sich in der Genehmigung. Die erste Phase des Projektes sieht eine unterirdische Kabelverbindung zwischen dem Reschenpass und dem Umspannwerk bei Glurns (a), den Bau eines Umspannwerkes mit PST am Reschen (b) und den Ausbau des Umspannwerkes bei Glurns (c) vor.



a X

b X

c X


4.1, 4.2, 4.5;

• Modernisierung der Transformatoren im Umspannwerk EDYNA in Glurns

Das Umspannwerk in Glurns ist zu modernisieren, um die Verlässlichkeit der Energieversorgung im oberen Vinschgau für die am 132 kV-Netz angeschlossenen Anlagen (Kastelbell, Laas und in Zukunft Vetzan) zu verbessern. Es ist deshalb die Installation eines Spartransformators mit 220/132 kV vorgesehen. Somit werden die bisher getrennten Systeme (132 kV und 220 kV) in einem Ring zusammengeschlossen.



X


4.1, 4.2, 4.5;

• Modernisierung Umspannwerk in Laas

TERNA S.p.A. hat bei EDYNA die Verschiebung des 132/220 kV-Transformators beantragt, der in der Mitte des Umspannwerkes in Laas positioniert ist. Sobald diese Umstellung erfolgt ist, wird TERNA S.p.A. mit dem Bau einer internen Ringleitung für das 220 kV-Netz und das 132 kV-Netz im Vinschgau beginnen, um den Dienst zu verbessern. Derzeit ist das Umspannwerk in Laas mit der Station EDYNA mittels eines Stichnetzes verbunden.

27

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


24 Masterplan 2017



X


4.1;

• Umspannwerk in Latsch

In Latsch ist der Bau eines neuen Umspannwerkes vorgesehen, welches jenes in Vetzan ersetzen soll. Dieses Umspannwerk wird zentral für die Versorgung des Vinschgaus sein. Gleichzeitig wird damit auch die Stromversorgung der, in den nächsten Jahren elektrifizierten Eisenbahn, gewährleistet.



X


4.1, 4.2;

6.6.2 Mittelfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Vinschgau

• Neue Hochspannungslinie 220 kV Kastelbell – Naturns und Anpassung des Netzes

Mit dem Bau der neuen 220 kV-Linie auf derselben Mastenstruktur wird ein besserer Abtransport der in diesem Raum produzierten elektrischen Energie vom Vinschgau in Richtung Etschtal er-möglicht. Auch könnte dadurch das UW Naturns von EDYNA-Transmission mit größerer Betriebssicherheit an das Hochspannungsnetz der TERNA S.p.A angebunden werden.



X


4.1, 4.2;

6.6.3 Langfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes im Vinschgau

• Zusammenlegung der bestehenden HS-Leitungen zwischen Naturns und Kastelbell

Zwischen Naturns und Kastelbell wäre eine Flurbereinigung und damit eine Reduktion der Be-lastung durch Zusammenlegung von zwei 132 kV-Leitungen in eine 220 kV-Leitung möglich.



X


4.1, 4.2, 4.3;

28

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 25

6.7 Die Lage im Raum Meran, Bozen und Südtiroler Unterland

Der Raumausschnitt Meran, Bozen und Südtiroler Unterland wird von einem modernen und gut aus-gebauten Netz versorgt (Abb. 16). Dennoch gilt es noch einzelne Vorhaben im HS-Bereich umzu-setzen, deren Effekte auf das elektrische Netz auch in der Peripherie spürbar sein werden. In Bozen sind Maßnahmen im Bereich der Umspannstation beim Kraftwerk Kardaun und zur Neustruktu-rierung des Knotens Bozen in der Zone Pillhof vordergründig. Nach der Übernahme des RFI-Netzes durch TERNA S.p.A. wird an einer grundsätzlichen Neuausrichtung der Leitungen aus dem Burggrafenamt in Richtung Süden ab dem Knoten Bozen gedacht.

EDYNA arbeitet am Bau einer HS-Leitung zwischen Umspannwerk Naif (bei Meran) und Umspann-werk Lana. Einzelne Projekte sind auf Wunsch betroffener Gemeinden zu realisieren (Marling).

6.7.1 Prioritär vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Hochspannungsnetzes zwischen Meran und Bozen

• Ausbau und Modernisierung des Umspannwerkes TERNA S.p.A. in Kardaun mit unterirdi-scher Verlegung von Leitungen

Es wurde berichtet, dass TERNA S.p.A. die Installation eines zweiten Spartransformators 220/ 132 kV überprüft, um somit die Zuverlässigkeit des 132 kV-Netzsystems an diesem wichtigen Knoten zu erhöhen. Dabei werden auch kleine Abschnitte bestehender Leitungen abgetragen und durch Erdkabel ersetzt.

Abb. 16: HS-Leitungen im Raum Meran - Bozen (Quelle: EDYNA).

29

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


26 Masterplan 2017



X


4.1, 4.2, 4.3;

• Elektrostation St. Anton der TERNA S.p.A.

Sobald EDYNA die Umbauten der Primärkabine von St. Anton abschließt und somit eine Fläche frei wird, wird TERNA S.p.A. mit der Realisierung des neuen Teils des Umspannwerkes begin-nen, indem ein Spartransformator 220/60 kV den aktuellen Transformator ersetzen wird. Dieser Transformator hat den Abtransport der über die neue Primärkabine von EDYNA gesammelten und im Sarntal produzierten Energie behindert.



X


4.1, 4.2;

• Potenzierung der Hochspannungsverbindung Sarnthein-Bozen

Die Hochspannungslinie Sarnthein-Bozen ist nahe an der Grenze der Belastbarkeit. Nachdem die ursprünglich in Absprache mit der Gemeinde genehmigte Trasse keine Akzeptanz mehr fand, liegt nun eine alternative Trasse vor, welche demnächst genehmigt wird.



X


4.1, 4.2;

• Neuorganisation der HL-Leitungen im Gebiet Überetsch und Bozen Süd

Aufgrund der Übernahme der RFI-Leitungen durch TERNA S.p.A. werden Rationalisierungsmaß-nahmen möglich, welche bisher in weiter Ferne lagen. So wird derzeit daran gearbeitet, die aus dem Burggrafenamt kommende und über das Überetsch nach Süden führende Hochspannungs-leitung in die ehemalige FS Umspannstation bei den Bozener Stahlwerken zu führen. Dadurch kann die Hochspannungslinie zwischen Girlan und Auer abgebaut werden. Die Entwirrung dieses Knotens hat auch Auswirkungen auf die Transportkapazität im oberen Eisacktal (Abb. 17).



X


4.1, 4.2, 4.3;

30

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 27

Abb. 17: Die Neustrukturierung des Knotens in Bozen: in Rot sind die neuen Leitungen, in Gelb die abzubauen-

den Leitungen und in Blau die bestehenden Leitungen angeführt. Strichlierte Linien zeigen den unter-irdisch vorgesehenen Bau (Plan: TERNA S.p.A. 2016).

7 Das Mittelspannungsnetz in Südtirol

7.1 Die Ist-Situation

Die Mittelspannungsebene ist das Bindeglied zwischen Hoch- und Niederspannung, übernimmt aber auch die Stromverteilung zum Endverbraucher (z.B. Industrie) sowie den Stromabtransport von kleinen und mittleren Produktionsanlagen. Das MS-Netz erstreckt sich in Südtirol über ca. 2000 km und bildet damit das lokale Rückgrat in der Stromversorgung (s. Abb. 18).

Verschiedene Südtiroler Stromversorgungsunternehmen verfügen über ein eigenes MS-Netz. EDYNA ist der größte Akteur. EDYNA betreut heute das vor wenigen Jahren von ENEL Distribu-zione und im heurigen Jahr von Etschwerke AG übernommene Mittelspannungsnetz. In Südtirol sind derzeit folgende Referenzverteiler (Distributore di riferimento) aktiv:

- EDYNA - Stadtwerke Brixen - E-Werk Moos - Tauferer E-Werk

Über die Mittelspannungsebene werden die meisten der lokalen Verteilerbetriebe vollständig oder in Integration mit der eigenen Produktion mit elektrischer Energie versorgt. Die bestehenden Betriebs-spannungen sind: 25 kV, 20 kV, 16,4 kV, 10 kV, 6 kV, 3 kV.

Die große Herausforderung der vergangenen zehn Jahre war es, die steigende Anzahl von dezent-ralen Stromeinspeisungen aufzunehmen. Tausende dezentrale Produktionsanlagen (SOLAR, Bio-gas, Wasserkraft) speisen in Südtirol ihre produzierte Energie in dieses Netz ein (s. Abb. 19). Allein in den vergangenen 5-8 Jahren wurden über 4000 Kleinproduzenten (<10 MW) an das Südtiroler Stromnetz angeschlossen.

31

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


28 Masterplan 2017

Abb. 18: Überblick Mittelspannungsnetz in Südtirol (Quelle: EDYNA).

Abb. 19: Übersicht über die Einspeisung elektrischer Energie aus dezentraler Anlagen in das Stromnetz (Ein-

speisungen <10 MW je UW) (Quelle: EDYNA).

32

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 29

Das starke Wachstum bei den Photovoltaikanlagen führt zu Problemen bei der Spannungsregulie-rung im Niederspannungsnetz. Der starken Zunahme der Rückspeisungen in das Leitungsnetz wäh-rend der vergangenen Jahre einerseits, steht ein sehr geringer Zuwachs des Leistungsverbrauchs andererseits gegenüber. Es liegt jeweils am betroffenen Netzbetreiber, die daraus resultierenden Probleme zu lösen.

7.2 Die strategischen Herausforderungen

− Die zahlreichen dezentralen Einspeisungen führten dazu, dass verschiedene Raumausschnitte des Landes als „rote Zonen“ klassifiziert sind. In diesen Gebieten war oder ist die Aufnahme von zusätzlicher Energie im Leitungssystem aus Kapazitätsgründen vorerst nicht mehr möglich. Ver-antwortlich ist aber nicht nur ein suboptimales Hochspannungsnetz, sondern in einzelnen Räu-men auch ein nicht angemessenes Mittelspannungsnetz.

− Einige dieser „roten Zonen“ wurden bereits saniert. Die Energieversorgungsunternehmen sind gefordert, die noch bestehenden „roten Zonen“ technisch zu sanieren, um die Stromversorgung auch in Zukunft wirtschaftlich und sicher zu gestalten.

− Unübliche Spannungsebenen sind aus dem Mittelspannungsnetz zu beseitigen, um die Stabilität des Netzes zu erhöhen und eine kostengünstigere Struktur aufbauen zu können. Zu erwähnen sind die Reste der noch vorhandenen 6 kV Netzanteile in den Städten Meran und Bozen.

− Prüfung der technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Machbarkeit von „territorialen, im Insel-betrieb funktionierenden Mittelspannungslösungen.

Territoriale, im Inselbetrieb funktionierende Mittelspannungslösungen könnten bei Ausfällen der Hochspannungsnetze eine Handlungsoption für Südtirol darstellen, um die Versorgung mit elektrischer Energie rasch wieder herstellen zu können. Es gilt zu untersuchen, unter welchen Rahmenbedingungen solche territoriale Mittelspannungslösungen umsetzbar sind. Es ist hierfür zu klären, ob Südtiroler Großkraftwerke über eine „Schwarzstartfähigkeit“1 verfügen und ob Schnittstellen zu den Mittelspannungssystemen der verschiedenen Verteilerbetriebe bestehen bzw. errichtet werden könnten. Es gilt auch zu untersuchen, ob einzelne Kraftwerke sowohl die Spannungs- als auch die Frequenzregelung übernehmen können, um im Falle eines Blackouts im Hochspannungsnetz Produktionsanlagen sukzessive in die Mittelspannungsebene integrieren zu können.

Ferner wäre zu überprüfen, welche Transportleistung die jeweiligen Mittelspannungssysteme übernehmen könnten und ob unterschiedliche Kraftwerke über genügend Leistung verfügen, da-mit ein Netzaufbau ermöglicht wird und ein Großteil der angebundenen Kunden auch versorgt werden kann. Auch innovative Kommunikationssysteme müssen untersucht werden, um den In-formationsaustausch zwischen den Akteuren zu gewährleisten.

Gleichzeitig ist zu überprüfen, ob ein solches System rechtlich tragbar wäre. Ein Pilotprojekt in einem Testgebiet könnte hier angedacht werden.

− In Südtirol arbeiten sehr viele „Unterverteiler“ an der Schnittstelle Mittelspannung-Niederspan-nung. Um langfristig die Sicherheitsstandards optimieren zu können, wurde von EDYNA der Vor-schlag eingebracht, mit allen an ihrem Mittelspannungsnetz angeschlossenen Verteilerbetrieben ein Einvernehmens-Protokoll zur Sicherheit zu unterzeichnen. Der Vorschlag nimmt Bezug auf die Standards der CEI-EN 50110 Norm. Die Anwendung einheitlicher Standards durch alle Un-terverteilerbetriebe würde die Sicherheit bei Arbeiten und die Stabilität des Stromnetzes selbst insgesamt erhöhen.

1 Unter Schwarzstartfähigkeit versteht man die Fähigkeit eines Kraftwerks(blocks), unabhängig vom Stromnetz vom

abgeschalteten Zustand ausgehend hochzufahren. Dies ist insbesondere bei einem flächendeckenden Stromausfall von Bedeutung, um das Netz wieder in Betrieb zu nehmen. (Quelle: Wikipedia)

33

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


30 Masterplan 2017

7.3 Umzusetzende Maßnahmen im Mittelspannungsbereich

7.3.1 Dringend vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Mittelspannungsnetzes

− Bozen: Masterplan Stadt Bozen (in Ausführung), Smart Grid, Eliminierung der 6 kV Spannungs-ebene und Rationalisierung der unterirdischen Verkabelung in Voraussicht der Vereinigung der Spannung auf 20 kV-Ebene;

− Girlan: Eliminierung der 6 kV Spannungsebene und Vereinigung der Spannung auf 20 kV;

− Naturns: Eliminierung der 6 kV Spannungsebene und Vereinigung der Spannung auf 20 kV;

− Meran: Masterplan Stadt Meran, gleiche Kriterien wie für die Stadt Bozen (in Planungsphase);

− Realisierung von Mittelspannungsverbindungen zwischen Umspannwerken zur Sicherung der Kontinuität der Stromversorgung bei teilweisem Ausfall des Hochspannungsnetzes (TERNA S.p.A.), hauptsächlich in der östlichen Landeshälfte.

7.3.2 Mittelfristig vorzusehende Maßnahmen zur Modernisierung des Mittelspannungsnetzes

− Verknüpfung des MS-Netzes Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Deutschnofen, (Arbei-ten in Birchabruck, Wölfl und Obereggen), für die Rationalisierung der Mittelspannungsverteilung, starke Reduzierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, die Erhöhung der Resi-lienz und die Vereinheitlichung der Betriebsspannung auf 20 kV;

− Verknüpfung der MS-Netze Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Ritten, mit Arbeiten in den Ortschaften Rittner Horn, Klobenstein und St. Anton in Bozen, wo die Leitung startet. Starke Reduzierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, Erhöhung der Resilienz und die Vereinheitlichung der Betriebsspannung auf 20 kV;

− Verknüpfung der MS-Netze Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Jenesien, mit Arbeiten in den Ortschaften Glaning, Flaas und St. Anton in Bozen (Leitung Abgang). Starke Reduzierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, Erhöhung der Resilienz und die Vereinheitli-chung der Betriebsspannung auf 20 kV;

− Verknüpfung der MS-Netze Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Leifers, Ortschaften St. Jakob, Industriezone Leifers und Industriezone Bozen (Leitung Abgang). Starke Reduzierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, Erhöhung der Resilienz und die Vereinheitli-chung der Betriebsspannung auf 20 kV;

− Verknüpfung der MS-Netze Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Eppan, Ortschaften Berg, Gand, Kreuzweg, Kasernen „Mercanti“, Girlan (Schreckbichl) und Montiggl. Starke Redu-zierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, Erhöhung der Resilienz und die Vereinheitlichung der Betriebsspannung auf 20 kV;

− Verknüpfung der MS-Netze Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Eppan, Ortschaften Berg und Perdonig. Starke Reduzierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, Er-höhung der Resilienz und die Vereinheitlichung der Betriebsspannung auf 20 kV;

− Verknüpfung der MS-Netze Ex-SELnet und Ex-AEWnet in der Gemeinde Karneid, Ortschaften Gummer, Obergummer, Steinegg und Kardaun. Starke Reduzierung der Ausfall-Zeiten für die angeschlossenen Kunden, Erhöhung der Resilienz und die Vereinheitlichung der Betriebsspan-nung auf 20 kV;

8 Die Umspannwerke Ein Umspannwerk (UW) ist Teil des elektrischen Verteilungsnetzes und verknüpft unterschiedliche Spannungsebenen. Sie sind zentraler Bestandteil, um z.B. Mittelspannungsleitungen mit der Hoch-spannungsebene zu verbinden und einen effizienten Energieaustausch zu ermöglichen. In Südtirol gibt es an der Schnittstelle HS-MS-Infrastruktur insgesamt 35 Umspannwerke (s. Tab. 4)

34

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 31

Tab. 4: Betreiber und Anzahl der Umspannwerke in Südtirol.

BETREIBER ANZAHL UMSPANNWERKE

EDYNA 31 (+2 in Planung)

Stadtwerke Brixen 2

Tauferer E-Werk Konsortial GmbH 1

EUM - Energie- und Umweltbetriebe Moos I. P. GenmbH 1

Die Analyse der Auslastung in den bestehenden Umspannwerken zeigt, dass sich das Umspann-werk Vernagt im Schnalstal mit einer Auslastung von über 95 % in einer kritischen Situation befindet (dargestellt mit rotem Dreieck) (s. Abb. 20). Hier kann und darf keine weitere Einspeisung mehr er-folgen. Die übrigen, mit roten oder gelben Punkten gekennzeichneten Umspannwerke sind dagegen auf der Verbrauchsseite belastet. So auch das Umspannwerk St. Anton bei Bozen, welches über 80 % ausgelastet ist. Neun Umspannwerke sind zwischen 50 und 80 % ausgelastet und damit unter Beobachtung.

Abb. 20: Auslastungsgrad Umspannwerke in Südtirol (Quelle: EDYNA): Grüne Punkte bedeuten eine

Auslastung von über 50%, gelbe bis 80% und rote über 80%.

EDYNA plant für die kommenden Jahre im Bereich der UW-Hochspannung/Mittelspannung Moder-nisierungs- und Ausbauarbeiten. Diese Arbeiten betreffen zum Teil den Hochspannungsteil und zum Teil den Mittelspannungsteil, sowie in einigen Fällen den Austausch des Transformators. Nachfol-gend eine Liste der Anlagen, die von den Arbeiten betroffen sind (s.a. Abb. 21):

− UW Reschenbrücke − UW Corvara − UW St. Leonhard − UW Glurns − UW Naiftal

− UW Schnals − UW Latsch (Neubau zusam-

men mit STA) − UW Leifers (20 kV) − UW Lajen

− UW Brenner (Neubau für Verbindung mit TINETZ)

− UW Eppan − UW Lana − UW Sankt Anton

35

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


32 Masterplan 2017

Tab. 5: HS/MS Umspannwerke in Südtirol gereiht nach ihrer Auslastung (Quelle: EDYNA).

Abb. 21: Notwendiger Neu- und Ausbau der Umspannwerke in Südtirol (Quelle: EDYNA).

Die Stadtwerke Brixen AG bewirtschaftet seit 2009 in Aicha ein neu errichtetes, dem aktuellen Stand der Technik entsprechendes Umspannwerk. Es könnte bei einer eventuellen Schleifung der zweiten 132 kV-Leitung nach Wiesen und die Vernetzung Richtung Pustertal (Mühlbach/Vintl) als neuer Knoten dienen. Dies gilt es aber spezifisch zu prüfen.

36

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 33

8.1 Dringend vorzusehende Modernisierungen von Umspannwerken

• Umspannwerk Vernagt

Im Schnalstal ist die Kapazitätsgrenze bereits erreicht, sodass keine zusätzliche Einspeisung in das Netz erfolgen kann.

• Umspannwerk St. Anton

Auch das Umspannwerk St. Anton ist mit bis zu 80% ausgelastet.

8.2 Mittelfristig vorzusehende Modernisierungen von Umspannwerken

− St. Florian

− Laas

− St. Leonhard

− Brixen

Die Umspannwerke in Mühlen/Taufers, Auer und in St. Walburg wurden bereits modernisiert und an die neuen Anforderungen angepasst.

Das Umspannwerk Brixen aus dem Jahr 1972 wurde modernisiert und entspricht bereits dem Stand der Technik. Dennoch sollte bei einer eventuellen Verlegung der TERNA-Schaltstation auch dieses Umspannwerk an den südlichen Rand des Gemeindegebietes verlegt werden.

9 Die Umweltauflagen Auflagen in Bezug auf die von Elektroleitungen ausgehende elektromagnetische Belastung sind im Dekret des Ministerpräsidenten vom 8.07.2003 festgehalten. Das Dekret setzt die Inhalte aus Art. 4, Komma 2a des Staatsgesetzes vom 22.02.2001, Nr. 36 um. Mit dem Dekret vom 29.05.2008 „Approvazione delle procedure di misura e valutazione dell’induzione magnetica“ wurden zudem die Methoden und Vorgaben zur Messung und Erfassung der Belastung erlassen.

Art. 3; des Dekretes vom 08.07.2003 sieht vor, dass bei elektromagnetischen Feldern, ausgelöst von elektrischen Leitungen, die Grenzwerte von 100 µT für die magnetische Belastung und 5 kV/m für das elektrische Feld nicht überschritten werden dürfen. Ebenfalls wurde zum Schutz vor mögli-chen Langzeitwirkungen vorgesehen, dass bei Kinderspielplätzen, Wohngebieten, Schulen sowie Orten mit einem Aufenthalt von Personen von mehr als 4 Stunden, eine Warnschwelle von 10 µT für die magnetische Induktion (Medianwert über 24 Stunden bei normalen Betriebsbedingungen) zur Anwendung kommt. Diese Grenzwerte gelten auch für bestehende und auf derselben Trasse zu sanierenden Leitungen. Können die Grenzwerte nicht eingehalten werden, so sind geeignete Maß-nahmen zu setzen.

Art. 4 gibt Qualitätsstandards für die Projektierung neuer Leitungen vor. Werden neue Trassen im Nahbereich von Kinderspielplätzen, Wohnbereichen, Schulen sowie Orten mit einem Aufenthalt von Personen von mehr als 4 Stunden vorgesehen (Medianwert über 24 Stunden bei normalen Be-triebsbedingungen), so gilt ein Grenzwert von 3 µT für die magnetische Feldstärke.

Dieser Grenzwert gilt jedoch auch umgekehrt. Bei Ausweisung von neuen Siedlungsflächen oder der Umsetzung von Projekten in der Nähe einer bestehenden elektrotechnischen Struktur sind die Abstände so zu wählen, dass diese Grenzwerte eingehalten werden. Eine Ausweisung als Siedlungsfläche ist nur dann zulässig, wenn diese Werte nicht überschritten werden.

Hochspannungsleitungen sind gemäß Punkt 4 im Anhang 2 zum 2. Abschnitt des Legislativdekretes vom 3. April 2006, Nr. 152, in geltender Fassung, dann einer staatlichen Umweltverträglichkeits-prüfung zu unterziehen, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

− 4) Elektrische Freileitungen mit einer nominalen Spannung über 150 kV und einer Länge über 15 km sowie Erdkabel mit einer Länge über 40 km.

37

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


34 Masterplan 2017

− 4-bis) Elektrische Freileitungen des nationalen Transportnetzes mit einer nominalen Spannung über 100 kV und einer Länge über 10 km (eingeführt mit Art. 36, Abs. 7-bis, Buchstabe a), Ge-setz n. 221 von 2012, geändert mit Art. 8, Abs. 2, Gesetz n. 221 von 2015).

− 4-ter) Elektrische Freileitungen des nationalen Transportnetzes mit einer nominalen Spannung über 100 kV und einer Länge über 3 km, falls das durchzuführende Screening eine UVP erfor-derlich macht. (eingeführt mit Art. 36, Abs. 7-bis, Buchstabe a), Gesetz n. 221 von 2012).

Gemäß Anhang III zum Abschnitt 2 des oben genannten Gesetzes obliegt es den Regionen und autonomen Provinzen für elektrische Freileitungen mit einer nominalen Spannung über 100 kV und einer Länge über 10 km, welche nicht dem nationalen Transportnetz zugewiesen sind, über das Verfahren zu bestimmen. Gemäß Anhang IV sind elektrische Freileitungen mit einer nominalen Spannung über 100 kV und über 3 km Länge, welche nicht dem nationalen Transportnetz zuge-wiesen sind, einem Screening in den Regionen oder autonomen Provinzen zu unterziehen.

Der Anhang C des Südtiroler Landesgesetzes aus dem Jahr 2007 sieht die verpflichtende Durch-führung einer UVP für elektrische Freileitungen erst ab einer nominalen Spannung von 220 kV oder einer Länge über 15 km vor. Der Anhang D dagegen weist Freileitungen mit Schwellenwerte über 200 kV mit einer Länge von über 5 km eine UVP-Pflicht zu. Damit liegen die Südtiroler Schwellen-werte deutlich über den staatlichen Vorgaben.

Abb. 22: Schematische Darstellung der Verlaufes von elektrischen und magnetischen Feldern an einer Freilei-

tung. (Quelle: Amprion GmbH 2014).

Für einen möglichst umweltverträglichen Bau von elektrischen Leitungen gilt es bei der Projektie-rung entsprechende Abwägungen zu treffen. So ist zu überlegen, ob ein Projekt als Erdkabel oder als Freileitung ausgeführt werden soll. Während das Erdkabel auf der Niederspannungsebene auf-grund des Nahbereiches zu Siedlungsräumen mittlerweile zum Standard zählt, ist dies in der Mittel- und Hochspannungsebene auch aufgrund der höheren Kosten von Fall zu Fall abzuwägen.

Die Lage von elektrischen Leitungen ist auch bei der Ausweisung von Siedlungsflächen und dem Bebauungsplan entsprechend mit einzuplanen. Bereits zu diesem Zeitpunkt sind die bestehenden und erforderlichen Leitungstrassen mitzudenken und die entsprechenden Sicherheitsabstände ein-zuplanen. Durch die Einplanung der Standorte, sowohl der Wohnräume als auch der Hochspan-nungsleitungen bzw. anderer Anlagen der Stromversorgung, kann die zu erwartende Belastung für die Bevölkerung verringert werden.

Mit zunehmendem Abstand zu Wohngebäuden wird der Beitrag einer Hochspannungsleitung an der elektrischen und magnetischen Belastung immer geringer. Die vorherrschende Gesamtbelastung wird dann zunehmend durch die Nutzung elektrischer Energie im Haushalt bestimmt.

38

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 35

Stromnetzbetreiber sollten beim Bau von Leitungen die technischen Möglichkeiten zur Verringerung der elektrischen und magnetischen Felder ausschöpfen. Dies kann durch die bauliche Gestaltung von Hochspannungsmasten geschehen (geeignete Wahl der Phasenbelegung, Höhe der Masten oder Abstand der einzelnen Leiterseile zueinander).

Auch bei Erdkabel kann durch Abstände und die Art der Anordnungen der einzelnen Stromleiter Einfluss auf die emittierten Magnetfelder genommen werden.

Wichtige Anregungen für die umweltverträgliche Modernisierung und den Neubau elektrischer Ver-teilungs- und Transportinfrastrukturen in Südtirol beinhaltet auch die Ökodesign-Richtlinie der Euro-päischen Union (2009/125/EG). Mit der Ökodesign-Richtlinie hat die Europäische Kommission einen Rahmen für die Definition produktgruppenspezifischer Mindestanforderungen geschaffen. Ziel ist es, die Umweltverträglichkeit energieverbrauchsrelevanter Produkte unter Einbeziehung des gesamten Lebenszyklusses mittels Vorgabe EU-weiten Standards zu verbessern. Von besonderem Interesse ist die Verordnung (EU) Nr. 548/2014, welche Standards für Kleinleistungs-, Mittelleistungs- und Großleistungstransformatoren beinhaltet:

− Kleinleistungstransformator: mit einer höchsten Spannung für Betriebsmittel von höchstens 1,1 kV;

− Mittelleistungstransformator: mit einer höchsten Spannung für Betriebsmittel über 1,1 kV bis zu 36 kV und einer Nennleistung von mindestens 5 kVA und weniger als 40 MVA.

− Großleistungstransformator: mit einer höchsten Spannung für Betriebsmittel von mehr als 36 kV und einer Nennleistung von mindestens 5 kVA oder mit einer Nennleistung von mindestens 40 MVA, unabhängig von der höchsten Spannung für Betriebsmittel.

Die Verordnung definiert die zulässigen höchsten Kurzschluss- und Leerlaufverluste sowie die Mindestwerte für den maximalen Wirkungsgrad von flüssigkeitsgefüllten und trockengekühlten Mittelleistungstransformatoren bzw. die Mindestwerte für den maximalen Wirkungsgrad von flüssig-keitsgefüllten und trockengekühlten Großleistungstransformatoren, die jeweils in mit 50 Hz betriebe-nen Übertragungs- und Verteilungsnetzen verwendet werden. Die Umsetzung erfolgt in zwei Stufen. Seit dem 01.07.2015 sind Mindestanforderungen zu erfüllen, ab dem 01.07.2021 gelten verschärfte Anforderungen.

10 Schlussfolgerungen Mögliche Ansätze für die Modernisierung und Potenzierung von Infrastrukturen für den Transport von elektrischer Energie wurden auch am Energietisch (siehe Beschluss Nr. 463 vom 14.04.2016) diskutiert. Tab. 6 zeigt die abgeleiteten strategischen Optionen für die Verbesserung des Hoch-spannungsnetzes in Südtirol.

Der Masterplan führt Projekte und Vorhaben an, welche aus Sicht des Landes von strategischer Bedeutung sind, um die Versorgungssicherheit, eine moderne und effiziente Verteilung, eine aus-reichende Kapazität für den Abtransport der im Land produzierten Energie und damit die daraus ge-nerierte Wertschöpfung und letztlich auch die notwendige internationale Vernetzung zu garantieren.

Bei der Umsetzung von Maßnahmen im Hochspannungsbereich sind die verschiedenen Zuständig-keiten zu berücksichtigen. Für einen großen Teil dieser Verbindungen (Teil des nationalen Transportnetzes, internationale Linien, Interconnector, Merchant-Line, europäischer Verbund) liegen die Zuständigkeiten bei TERNA S.p.A. bzw. bei übergeordneten Behörden. Deshalb ist bei den notwendigen Modernisierungsarbeiten oder Verlegungen eine konstruktive Zusammenarbeit mit TERNA S.p.A. erforderlich (siehe Kap. 0).

39

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


36 Masterplan 2017

Tab. 6: Einige strategische Optionen für die Verbesserung der Stromtransportinfrastruktur in Südtirol (Quelle: A. Bordonetti, EDYNA).

Lösungsansatz Vorteil Nachteil Ausbau der bestehenden HS-Leitungen

Realisierung eines echten „eng-maschigen“ Transportnetzes

Abhängigkeit von TERNA und lange Realisierungszeiten

Teilweise Erhöhung der Spannung von 132 kV auf 220 kV

Drastische Erhöhung der Transportkapazität

Abhängigkeit von TERNA; lange Realisierungszeiten; kritische Trassen-führung wegen EMV (Schutzkorridor)

Reduzierung des Energierück-flusses auf das HS-Netz durch „Storage“ und zeitversetzten Verbrauch (Bsp. Wasserstoff und E-Mobility)

Kann von den lokalen Netz-betreibern gesteuert werden, in Unabhängigkeit von TERNA;

größere Energieeffizienz durch lokalen Verbrauch

Technologien nur zum Teil marktreif

Bessere Vernetzung der Netz-betreiber untereinander, um Energie möglichst lokal zu verwenden

Reduzierung des Netzausbaues Nicht überall anwendbar

Einsatz von RONT2 in Ortsnetzstationen

Verbesserung der Spannungs-regelung und Reduzierung des

Netzausbaues Nur in Mauerkabinen möglich

10.1 Abkommen zwischen TERNA S.p.A. und der Autonomen Provinz Bozen

TERNA S.p.A. ist für die Hochspannungsverteilung und für die Betreuung und den Bau von Trans-portnetzen mit nationaler Bedeutung auf italienischem Staatsgebiet und damit auch in Südtirol zu-ständig. Es ist selbstredend, dass die technischen Prioritäten für eine Modernisierung der Leitungs-infrastruktur in der Autonomen Provinz Bozen von Seiten der TERNA S.p.A. auch von überregio-nalen und nationalen Interessen geprägt sind. Dies führt dazu, dass die Prioritätensetzung bei TERNA S.p.A. nicht immer mit jener des Landes übereinstimmt. Aus diesem Grund ist ein ständiger Informationsaustausch, ein Abgleich der strategischen Ziele, die Sensibilisierung für die eigenen Notwendigkeiten und der Aufbau einer strategischen Zusammenarbeit für das Land von großer Bedeutung.

Die Landesregierung hat mit Beschluss Nr. 1548 vom 16.12.2014 die Unterzeichnung eines Ein-vernehmensprotokolls für die Zusammenarbeit zwischen dem Land und TERNA S.p.A. gutgeheißen. Das Protokoll wurde am 05.02.2015 vom zuständigen Landesrat Dr. Richard Theiner unterzeichnet. Darin ist vorgesehen, dass Land und TERNA S.p.A. partnerschaftlich und im gegenseitigen Respekt zusammenarbeiten, um das Hochspannungsnetz auf dem Gebiet der Autonomen Provinz Bozen auszubauen, zu modernisieren und grenzüberschreitend zu verknüpfen. Um diese Ziele zu erreichen, wurde ein technischer Tisch eingerichtet. Im Protokoll wurde ferner die Realisierung folgender technischer Projekte vereinbart:

− Umsetzung der im Mehrjahresplan von TERNA S.p.A. enthaltenen Projekte;

− Identifizierung von möglichen Merchant-Line Projekten;

− Potenzierung Primärkabine Pfitsch und Ausbau der 132 kV-Leitung durch das Eisack- und Pas-seiertal;

− Potenzierung der Primärkabine in Sand in Taufers und Ausbau der 132 kV Linie im Pustertal;

− Potenzierung der Primärkabine in Toblach und neue 132 kV-Leitung zwischen Toblach und Zuel;

− Verbindung zwischen der Primärkabine Corvara und Lajen;

− Neue Primärkabine in Vetzan in Verbindung mit der Eisenbahn Meran-Mals;

2 Ein regelbarer Ortsnetztransformator (RONT) ist ein spezieller Transformator, der elektrische Spannung aus dem Mittel-

spannungsnetz auf die im Ortsnetz übliche Niederspannung transformiert (in Europa meist 230/400 Volt). Im Vergleich zu herkömmlichen, nicht regelbaren Transformatoren kann er das Übersetzungsverhältnis im Betrieb ändern und so beispielsweise eine verstärkte Einspeisung von Solarstrom ermöglichen, ohne dass die Netzspannung dadurch unzulässig ansteigt oder abfällt (Quelle: Wikipedia).

40

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 37

− Verlegungen von Hochspannungsleitungen, welche von den Gemeinden gewünscht wurden. Diese folgen jedoch einem eigenen Projektierungs- und Finanzierungsprocedere.

Am 24.02.2016 und am 30.12.2016 wurden weitere Vereinbarungen zwischen TERNA S.p.A. und Land bzw. Gemeinden unterzeichnet. Ziel ist die Realisierung der 220 kV Interconnector-Linie zwischen Reschen und der Primärkabine bei Glurns. Dieses Einvernehmen sieht ferner die Überprüfung der Möglichkeiten für die Errichtung einer Merchant-Line über den Reschen vor und die Unterstützung von Seiten der TERNA S.p.A. in dieser Angelegenheit. TERNA S.p.A. hat dabei die Durchführung verschiedener Maßnahmen zugesichert, wie beispielsweise am Knoten Kardaun bis 2018. Auch das Umspannwerk bei Glurns soll angepasst und jenes am Brenner realisiert werden. Mit dem Land soll bei der Modernisierung einer neuen Hochspannungsleitung zwischen Naturns und Kastelbell zusammengearbeitet werden.

In den nächsten Jahren gilt es die Zusammenarbeit mit TERNA S.p.A. weiter auszubauen. Voranzu-treiben sind insbesondere jene Projekte, welche als prioritär eingestuft wurden. Hierfür sind mit TERNA S.p.A. Vereinbarungen über die abzuwickelnden Projekte zu treffen. In den nächsten Jahren gilt es, sich im Bereich der Hochspannungsleitungen auf zentrale und für die Versorgungssicherheit wichtigen Projekte zu konzentrieren und prioritär voranzutreiben:

− Neustrukturierung des Brennerkorridors;

− Verbesserung der Versorgungssicherheit im Pustertal;

− Neustrukturierung des Knoten Bozen (Pillhof) und Abbau der Hochspannungsleitungen im Überetsch;

− unterirdische Verlegung der 132 kV-Leitung im Bereich des Küchelbergtunnels.

Bei den genannten Themen dürften die Prioritäten zwischen TERNA S.p.A. und Land überein-stimmen. Zudem sind einzelne, von Gemeinden geäußerte Wünsche für die Verlegung von Leitun-gen aus den Siedlungsbereichen, sukzessive in diese Abkommen aufzunehmen.

10.2 Abstimmung im Eisack- und Wipptal

Im Eisacktal und im Wipptal findet sich eine hohe Dichte an Hochspannungsleitungen (Abb. 23, Abb. 24, Abb. 25, Abb. 26, Abb. 27 und Abb. 28). Diese verlaufen zwischen Bozen und dem Brenner auf beiden Seiten des Eisacks, entsprechen aber nicht mehr den Anforderungen einer modernen Leitungsinfrastruktur. Im Wipp- und Eisacktal hat das Stromnetz in verschiedenen Abschnitten seine Kapazitätsgrenze erreicht und kann keine zusätzliche Energie mehr aufnehmen. Damit können lokale Produzenten ihr Produktionspotenzial nicht voll ausschöpfen.

Es werden derzeit Projekte geplant und umgesetzt, welche den grenzüberschreitenden Energieaus-tausch forcieren sollen. So baut TERNA S.p.A. im Zuge der Umsetzung der europäischen Energie-union an einer 132 kV-Hochspannungsverbindung zwischen Italien und Österreich über den Bren-ner. Der Abschnitt Wiesen/Pfitsch bis Brenner wurde bereits modernisiert und ausgebaut. Ein weite-res Projekt für den Bau einer Merchant-Line durch das Unternehmen SunEdison ist in der Genehmi-gung.

Die Gemeinden von Brixen und Freienfeld bemühen sich um eine Neutrassierung bzw. unterirdische Verlegung der Hochspannungsnetze auf ihrem Gemeindegebiet. Sie sind bereit, die Mehrkosten einer Neutrassierung mit Hilfe der aus der Stromproduktion von Großkraftwerken resultierenden Umweltgelder mitzufinanzieren, um die Hochspannungstrassen aus dem Siedlungsbereich entfer-nen zu können.

41

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


38 Masterplan 2017

Abb. 23: Die Situation im Eisacktal: Bozen – Atzwang (6 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA).

Abb. 24: Die Situation im Eisacktal: Atzwang – Waidbruck (6 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA).

42

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 39

Abb. 25: Die Situation im Eisacktal: Waidbruck – Brixen Süd (5 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA).

Abb. 26: Die Situation im Eisacktal: Brixen Süd – Aicha (5 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA).

43

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


40 Masterplan 2017

Abb. 27: Die Situation im Eisacktal: Aicha – Mauls (5 HL-Leitungen im Talboden) (Quelle: EDYNA).

Die Komplexität der Situation im Energietransport in diesem Raum wird überlagert von den Notwen-digkeiten der aktuellen und insbesondere der zukünftigen Eisenbahnstrukturen. Die bestehende historische Brennerbahn bedarf einer Versorgung mit 3 kV Gleichspannung. Die künftigen Abschnit-te der Hochleistungsstrecke zwischen dem Brenner und Waidbruck und in der Folge die Umfahrung von Bozen werden mit einem 50 Hz Wechselstrom und einem Spannungsniveau von 25 kV betrieben. Die technische Beanspruchung des Netzes durch die Eisenbahn insgesamt wird noch dadurch verstärkt, dass die von den Eisenbahnen abgerufene Leistung im Tages- und Wochen-verlauf größeren Schwankungen ausgesetzt ist.

Nach der Übernahme der ehemaligen RFI-Hochspannungsleitungen durch TERNA S.p.A. ist die Möglichkeit einer Neustrukturierung des Hochspannungssystems im Eisacktal zu prüfen. Um diesen Herausforderungen gerecht werden und eine für das Territorium nachhaltige Lösung finden zu können, ist ein technischer Tisch mit den verschiedenen Akteuren einzurichten:

A) TERNA S.p.A., als Referenzverteiler im Hochspannungssektor;

B) RFI, als Betreiber der Zulaufstrecke Süd und der historischen Bahnlinie;

C) BBT-SE, als verantwortliche Gesellschaft für den Bau des Brenner-Basistunnels;

D) EDYNA S.r.L, als landesweit größter Referenzverteiler;

E) Stadtwerke Brixen;

F) Landesagentur für Umwelt.

44

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 41

Abb. 28: Die Situation im Wipptal: Mauls – Brenner (Quelle: EDYNA).

10.3 Festlegung der Prioritäten im Mittelspannungsbereich

Die Genehmigung und Umsetzung von Projekten der Mittelspannungsebene erfolgt in Südtirol. Bei der Umsetzung dieser Projekte können die Betreiber teilweise auch auf Landesbeiträge zurückgrei-fen. In Art. 2, Abs. 3 des Landesgesetzes vom 7. Juli 2010, Nr. 9 in der derzeit gültigen Regelung wird folgendes angeführt:

45

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


42 Masterplan 2017

„Außerdem kann das Land an die Stromverteilerunternehmen im Höchstausmaß von 80 Prozent folgende Beiträge gewähren:

1) wenn diese von Naturkatastrophen betroffen sind; 2) für neue Anschlüsse, den Austausch oder die Verstärkung von Stromversorgungsanlagen im

ländlichen Siedlungsgebiet; 3) für die unterirdische Verlegung von Freiluftleitungen mit Mittel- und Niederspannung; 4) für Stromanschlüsse von Almen und Schutzhütten, sofern nicht eine wirtschaftlich günstigere

Einspeisung von Elektroenergie vorhanden ist.

Im Notifizierungsakt zu den staatlichen Beihilfen (Nr. Sa. 32113 (2010/N) wird von Begünstigen der Elektrifizierung in isolierten alpinen und ländlichen Zonen gesprochen. Das Land definierte als ländliches Gebiet die rund 60 Gemeinden, welche mit Entscheidung der Kommission Nr. 3700 vom 30. September 2004 im Ländlichen Entwicklungsprogramm 2006-2013 als Ziel 2 Gebiet ausge-wiesen wurden. Die Definition sollte auch künftig an eine, durch einen europäischen Akt definierte Abgrenzung angepasst werden.

Ein Teil der jährlich vorzusehenden Budgets für die Auszahlung von Beiträgen sollte künftig mit Be-schluss der Landesregierung für die Umsetzung der als prioritär ausgewiesenen Projekte reserviert werden. So könnte auf effizientem Weg eine rasche qualitative Verbesserung der Energietransport-infrastrukturen erreicht und die Versorgungssicherheit in der Peripherie garantiert werden.

Nur bestimmte Ausgaben eines Elektrifizierungsprojektes sind als Staatsbeihilfen gemäß einschlägi-gen Rechtsnormen zu werten. Sämtliche ingenieurtechnische Bereiche (Aushübe, Kanäle usw.) sind von den Staatsbeihilfen ausgenommen und können unabhängig den genannten Zulassungskriterien gefördert werden.

Voranzutreiben ist der Einsatz innovativer und energieeffizienter Transformatoren gemäß den Vor-gaben der Ökodesign-Richtlinie (s. Kap. 9), um dadurch neue Energieeffizienzpotenziale zu er-schließen. Letztens werden in flüssigkeitsgekühlten Transformatoren verstärkt alternative Isolier-flüssigkeiten anstelle von Mineralöl verwendet. So kommen natürliche Estherlösungen zum Einsatz, welche zu 100% biologisch abbaubar sind. Das von diesen Transformatoren ausgehende Gefahren-potenzial für Wasser und Böden ist folglich geringer einzuschätzen. Auch die geringere Entzündlich-keit ist im Vergleich zu den traditionellen mit Mineralölen gekühlten Transformatoren geringer.

Die Anschaffung von neuen Transformatoren mit biologisch abbaubaren Kühlmitteln in beitragsbe-rechtigten Projekten, welche zudem bereits heute die in der Richtlinie EU/548/2014 für 2021 vorge-sehenen Qualitätsstandards einhalten, sollte sich in den vorzusehenden Beitragshöhen wider-spiegeln. Dieser erhöhte Beitragssatz ist aber nur bis maximal zum 31.12.2021 vorzusehen, da ab dem 01.07.2021 die Qualitätskriterien der Ökodesign-Richtlinie verpflichtend sind.

Um im Beitragssystem mehr Klarheit zu schaffen und gleichsam die Innovation, die Energieeffizienz, die Nutzung der erneuerbaren Energieträger und die umweltverträgliche elektrische Erschließung voranzutreiben wird empfohlen, die bestehenden rechtlichen Grundlagen in einem zweistufigen Ansatz zur überarbeiten:

a) 1. Schritt - Überarbeitung der Förderkriterien (Beschluss): Dabei gilt es insbesondere innerhalb der bestehenden Gesetzgebung die Terminologie und die Struktur an den verwal-tungsrechtlichen Standard anzupassen. Im Weiteren sind die bürokratische Abwicklung der Beitragsgesuche an die mit dem Landesgesetz vom 29.01.2002, Nr. 1 eingeführten und mit Landesgesetz vom 23.12.2015, Nr. 18, abgeänderten Vorgaben zur Harmonisierung der Haushalte anzugleichen und diesbezügliche Klarstellungen einzufügen. Es könnten zudem auch einzelne, strategische Vorgaben aus dem Masterplan übernommen werden. Für die Gesuchsteller ist deutlicher klarzustellen, welche Teile eines Projektes als Staatsbeihilfe zu werten sind und welche davon ausgenommen werden können.

b) 2. Schritt: Grundsätzliche Überarbeitung der Förderkriterien und Prüfung, wie diese weiter modernisiert und die hier getroffenen strategischen Ansätze übernommen werden können. Im Weiteren gilt es dabei, die Vereinbarkeit der überarbeiteten Förderansätze mit dem europäi-schen Beihilfenrecht zu prüfen.

46

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 43

10.4 Vorschläge zur Vereinfachung der Genehmigungsverfahren

Das geltende Verfahren zur Genehmigung von Leitungsinfrastrukturen ist komplex. Dies liegt weit-gehend in der Natur der Sache, da der Bau von elektrischen Leitungen zahlreiche potentielle Kon-fliktsituationen mit anderen Landnutzungen und Interessen in sich birgt.

In Abhängigkeit der verschiedenen Spannungsebenen sind die Genehmigungsverfahren unter-schiedlich. Leitungen mit einer Nennspannung unterhalb von 1 kV fallen in den Kompetenzbereich der Gemeinden. Diese zeichnen sich auch für die Genehmigung verantwortlich. Bei Leitungen mit einer Nennspannung zwischen 1 kV und bis 30 kV erfolgt die Genehmigung durch das Amt für Stromversorgung.

Bei HS-Leitungen dagegen wird die Eintragung von neuen Trassen in den Bauleitplänen durch das Amt für Landesplanung koordiniert und kann von Amts wegen vorgenommen werden. Anschließend wird das Ermächtigungsverfahren im Amt für Stromversorgung durchgeführt. Für den Bau von HS-Leitungen über 150 kV und sämtlichen HS-Leitungen, welche Teil des nationalen Transportnetzes sind, erfolgt die Ermächtigung nach Eintragung der Leitungen in den Bauleitplan und der Durch-führung der allenfalls notwendigen UV-Prüfung durch das Ministerium für die wirtschaftliche Entwicklung.

Für Bauten im Zusammenhang mit Leitungstrassen in den Spannungsbereichen ab 30 kV zeichnet das Amt für Landesplanung auch für die Einleitung des Verfahrens zur Feststellung der urbanistischen Konformität verantwortlich.

Art. 120 des Königlichen Dekretes vom 11.12.1933 sieht vor Erteilung der Baugenehmigung für eine zu errichtende Leitung die Ausstellung verschiedener Gutachten vor (Tab. 7), welche Interaktionen mit militärisch wichtigen Flächen, mit Flüssen, Bächen und Kanälen, Minen und Demanialgütern, öffentlichen Straßen, Eisenbahnen, Straßenbahnen, Seilbahnen, Schwebebahnen, öffentlichen Telegraphen- und Telefonleitungen, Funkanlagen des Staates, Nahbereiche von Flughäfen, heraus-ragenden Kulturgütern und Denkmälern bewerten.

Einige dieser Gutachten gehen über die reine Zustimmung, allenfalls mit begleitenden Auflagen, oder die Ablehnung des Projektes hinaus. Sie ähneln vielmehr Auflagenheften, welche auch tech-nische Vorgaben zur Projektierung oder zum Bau der Leitung selbst machen. Beispielhaft sind hier die Querung von Seilbahntrassen, Straßen und Autobahnen anzuführen.

Tab. 7: Übersicht über die betroffenen Institutionen, welche allenfalls ein Gutachten auszustellen haben.

Gemeinde Amt Landesämter Übergeordnete Einrichtungen

Baukommission Amt für Forstwesen Amt für Seilbahnen Amt für Straßenbau Amt für Denkmalschutz Amt für Landschaftsschutz Demanialgüter

Militärwesen Ministerium für wirtschaftliche Entwicklung A22 RFI

Aus verfahrenstechnischer Sicht für das Land besonders relevant sind Projekte für die Errichtung von Leitungen im Spannungsbereich zwischen 1 kV und 150 kV. Hier sind noch Potenziale zur Ver-einfachung der Verfahren vorhanden, ohne dass mit einer verminderten Qualität bei der Bewertung der Umweltauswirkungen solcher Projekte gerechnet werden muss. Auszunehmen sind auch solche HS-Leitungen, welche Teil des nationalen Transportnetzes sind, welche vom Ministerium für wirt-schaftliche Entwicklung genehmigt werden.

So ist etwa für die Ausstellung der Ermächtigung durch den Landschaftsschutz ein durch die Bau-kommission genehmigtes Projekt erforderlich. Ein positives Gutachten des Landschaftsschutzes wäre aber gleichsam Voraussetzung für die Ermächtigung von Seiten des Amtes für Stromver-sorgung und damit für die Genehmigung der Leitung. Diese wiederum ist entscheidend für einen positiven Entscheid durch die Baukommission. Hier gilt es, den Prozess zu entflechten sowie unbü-rokratischer und einfacher zu gestalten.

47

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


44 Masterplan 2017

10.4.1 Bestehende gesetzliche Grundlagen

− Technische Untersuchung und Genehmigung:

− Dekret des Präsidenten der Republik vom 26. März 1977, Nr. 235 – Durchführungsbestim-mungen zum Sonderstatut der Region Trentino-Südtirol auf dem Sachgebiet der Energie: Art. 1, Abs. 3 c:

Restano riservate allo Stato (…) le reti per il trasporto dell'energia elettrica costituenti la rete di trasmissione nazionale con tensione superiore a 150 kV;

− Königliches Dekret vom 11. Dezember 1933, Nr. 1775 – Einheitstext über die Gewässer und elektrischen Anlagen in geltender Fassung:

→ Abschnitt I - Autorizzazione all'impianto di linee elettriche artt. 107 – 118;

→ Abschnitt II - Servitù di elettrodotto artt. 119 – 129;

→ Abschnitt III - Esercizio degli impianti elettrici artt. 130 – 132;

− Staatsgesetz vom 28 Juni 1986, Nr. 339 – Nuove norme per la disciplina della costruzione e dell'esercizio di linee elettriche aeree esterne;

− Ministerialdekret vom 21.März 1988 – Approvazione delle norme tecniche per la progetta-zione, l'esecuzione e l'esercizio delle linee aeree esterne – veröffentlicht im Gesetzesanzeiger der Republik vom 5. April 1988, Nr. 79;

− Dekret des Ministerpräsidenten vom 8. Juli 2003 – Fissazione dei limiti di esposizione, dei va-lori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizio-ni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti;

− Legislativdekret vom 3. April 2006, Nr. 152, norme in materia ambientale;

− Gültige CEI Normen (Comitato elettrotecnico italiano);

− Landesgesetz vom 25. Juli 1970, Nr. 16, Landschaftsschutz (in geltender Fassung);

− Landesgesetz vom 21. Oktober 1996, Nr. 21, Forstgesetz (in geltender Fassung);

− Landesgesetz vom 11. August 1997, Nr. 13, Landesraumordnungsgesetz (in geltender Fassung);

− Landesgesetz vom 30. September 2005, Nr. 7, Bestimmungen auf dem Gebiet der Nutzung öffentlicher Gewässer (in geltender Fassung);

− Landesgesetz vom 5. April 2007, Nr.2 , Umweltprüfung für Pläne und Projekte;

− Dekret des Landeshauptmannes vom 6. November 1998, Nr. 33, Durchführungsverordnung über die Vereinfachung des Verwaltungsverfahrens hinsichtlich der Genehmigung von ge-ringfügigen Eingriffen im Sinne des Landschaftsschutzgesetzes.

10.4.1.1 Landesgesetz vom 30. September 2005, Nr. 7, Bestimmungen auf dem Gebiet der Nutzung öffentlicher Gewässer (in geltender Fassung);

Art. 15:

Abs. 1: Die Elektroleitungen mit einer Betriebsspannung unter oder gleich 1.000 Volt und jene für die öffentliche Beleuchtung sowie die dazugehörenden Anlagen müssen von der Landesagentur für Umwelt nicht bewilligt werden, vorbehaltlich der eventuell notwendigen Gutachten.

Abs. 2: Wer um die Ermächtigung zum Bau von Elektroleitungen im Sinne der Artikel 107 und folgende des königlichen Dekretes vom 11. Dezember 1933, Nr. 1775 ansucht, ist von der Pflicht zur Bezahlung der Bearbeitungsspesen befreit.

Abs. 3: Das zuständige Amt der Landesagentur für Umwelt veröffentlicht die Gesuche um Ermächti-gung zum Bau von Elektroleitungen für 30 Tage mittels Hinweis an der Anschlagtafel der be-troffenen Gemeinden. Innerhalb der genannten Frist können Interessierte eventuelle Bemerkungen und Einsprüche beim zuständigen Landesamt einreichen.

Abs. 4: Von der von Artikel 111 des königlichen Dekretes vom 11. Dezember 1933, Nr. 1775 vorgesehenen Veröffentlichung der Bekanntmachung im Amtsblatt der Region wird abgesehen.

48

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 45

10.4.1.2 Landesgesetz vom 25. Juli 1970, Nr. 16 – Landschaftsschutz (in geltender Fassung) Art. 8/bis: Mit Durchführungsverordnung werden jene Kategorien von Arbeiten festgelegt, die we-gen ihrer Natur und ihres Umfanges geringfügige Eingriffe in die Landschaft darstellen und unmittel-bar vom gebietsmäßig zuständigen Bürgermeister auch gemäß Artikel 6 des Landesgesetzes vom 21. Oktober 1996, Nr. 21, ermächtigt werden. Für diese Eingriffe bedarf es keiner Baukonzession und Bauermächtigung. Die Ermächtigung wird dem zuständigen Forstinspektorat übermittelt.

Art. 12, Abs. 1: Die nachstehend angeführten Eingriffe in die Natur und Landschaft unterliegen der Ermächtigung durch den Direktor der Landesabteilung Natur, Landschaft und Raumentwicklung:

e) Elektrofreileitungen über 5000 Volt und Haupttelefonfreileitungen, Anlagen zur Verbreitung von Hörfunk und Fernsehprogrammen sowie Anlagen des Fernmeldewesens;

10.4.1.3 Dekret des Landeshauptmanns vom 6. November 1998, Nr. 33 Art. 1, Abs. 1: Die nachstehend angeführten Eingriffe in die Natur und Landschaft werden mit dem vereinfachten Verfahren gemäß Artikel 8, Absatz 1/bis des Landesgesetzes vom 25. Juli 1970, Nr. 16, unmittelbar vom gebietsmäßig zuständigen Bürgermeister auch gemäß Artikel 6 des Landes-gesetzes vom 21. Oktober 1996, Nr. 21, genehmigt:

Punkt b: Erdbewegungen für die unterirdische Verlegung von Leitungen, sofern die während der Bauzeit besetzte Fläche schmäler ist als 5 m. Im Falle von Wasserleitungen muss die Wasserkon-zession vorliegen. In den Naturparken ist ein Gutachten des Landesamtes für Naturparke einzuho-len.

Punkt s: Verlegung, Änderung oder Ersetzung von Kabeln, Punkten, Knoten, Verteilerkästen, Schaltkästen und Kabinen für die Erbringung öffentlicher Dienste;

10.4.1.4 Landesgesetz vom 21. Oktober 1996, Nr. 21 Forstgesetz (in geltender Fassung); Art. 6 Abs. 1.: Die Ausstellung der Baukonzession durch den Bürgermeister zur Durchführung von Grabungsarbeiten und Materialablagerungen, welche nicht zur Kulturänderung gemäß Artikel 5 vor-genommen werden, setzt im Gebiet mit Nutzungsbeschränkungen gemäß vorliegendem Gesetz eine Ermächtigung des Direktors des gebietsmäßig zuständigen Forstinspektorates voraus; diese kann bindende Vorschriften über die Art der Durchführung der Arbeiten enthalten.

10.4.1.5 Die staatlichen Vorgaben im Bereich der UVP (Legislativdekretes vom 3. April 2006, Nr. 152, in geltender Fassung)

Gemäß Anhang II, Punkt 4 dieser Norm sind folgende Projekte im Bereich des Transportes von elektrischer Energie dem staatlichen UVP-Verfahren vorbehalten:

− 4) Elektrische Freileitungen mit einer nominalen Spannung über 150 kV und einer Länge über 15 km sowie Erdkabel mit einer Länge über 40 km.

− 4-bis) Elektrische Freileitungen des nationalen Transportnetzes mit einer nominalen Spannung über 100 kV und einer Länge über 10 km (eingeführt mit Art. 36, Abs. 7-bis, Buchstabe a), Ge-setz n. 221 von 2012, geändert mit Art. 8, Abs. 2, Gesetz n. 221 von 2015).

− 4-ter) Elektrische Freileitungen des nationalen Transportnetzes mit einer nominalen Spannung über 100 kV und einer Länge über 3 km, falls das durchzuführende Screening eine UVP erfor-derlich macht (eingeführt mit Art. 36, Abs. 7-bis, Buchstabe a), Gesetz n. 221 von 2012).

Gemäß Anhang III, Buchstabe z sind folgende Projekte den UVP-Verfahren in den Regionen und den autonomen Provinzen Bozen und Trient vorbehalten: Elektrische Leitungen für den Transport von elektrischer Energie, welche nicht Teil des nationalen Transportnetzes sind, mit einer nominalen Betriebsspannung über 100 kV und länger als 10 km (eingeführt mit Art. 36, Abs. 7-bis, Buchstabe b, Gesetz Nr. n. 214 aus dem Jahr 2012).

Gemäß Anhang IV, Punkt 7, Buchstabe z, sind folgende Projekte gemäß den Vorgaben der Regionen und autonomen Provinzen Bozen und Trient einem Screening-Verfahren zu unterziehen:

49

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


46 Masterplan 2017

Freileitungen für den Transport von elektrischer Energie, welche nicht Teil des nationalen Trans-portnetzes sind, mit einer nominalen Betriebsspannung über 100 kV und länger als 3 km.

10.4.2 Grundsätzliche Ausrichtung der neuen Verfahren

10.4.2.1 Vorgeschlagenes Verfahren für den Spannungsbereich bis 5 kV Künftig sollten in Anlehnung an das Staatsgesetz Projekte im Spannungsbereich bis 5 kV bei der Gemeinde eingereicht und von dieser ermächtigt werden. Hierfür wären aber zuvor die Landesbe-stimmungen an die staatlichen Vorgaben anzupassen. Je nach Art der Leitung, vorhandenen Nutzungsbeschränkungen, Gebietsvinkulierungen bzw. Breite des Eingriffs sind weitere Gutachten insbesondere von Seiten des Landschaftsschutzes, des Amtes für Naturparke oder der Forst-behörde erforderlich. Dagegen ist kein Gutachten von Seiten des Amtes für Stromversorgung erforderlich.

Der Netzbetreiber muss die Leitungstrasse mit den wichtigsten Kenndaten in einem mit dem geo-graphischen Informationssystem der Gemeinden kompatiblen Informationssystem führen und ein-tragen, so dass bei Planungen darauf zurückgegriffen werden kann.

10.4.2.2 Vorgeschlagenes Verfahren für den Spannungsbereich über 5 kV bis 30 kV Projekte in diesem Spannungsbereich bedürfen der Genehmigung durch das zuständige Amt für Stromversorgung und sind dort einzureichen. Aus Sicht der Kunden (Betreiber) wäre es wünschens-wert, wenn das Projekt in einem einzigen Amt einzureichen ist und dieses sämtliche, benötigte Fachgutachten einholt. Nachdem jedoch einzelne Fachbereiche über die eigentlichen Gutachten hinaus auch regelrechte Auflagenhefte erlassen, ist dies nur bedingt möglich. Anzustreben wäre ferner, dass mit der Genehmigung durch das Amt für Stromversorgung kein weiteres Gutachten durch die Baukommission der betroffenen Gemeinden mehr erforderlich werden sollte. Damit wird eine Lösung in Analogie zur Genehmigung von Konzessionen für Ableitungen aus öffentlichen Gewässern zu hydroelektrischen Zwecken verfolgt, wie diese in Art. 8 Abs. 3 des Landesgesetzes Nr. 2/2015 vorgesehen wurde: „In Abweichung von den Artikeln 8 und 12 des Landesgesetzes vom 25. Juli 1970, Nr. 16, in geltender Fassung, und von Artikel 29 des Landesgesetzes vom 5. April 2007, Nr. 2, ist das vorherige Gutachten der Gemeindebaukommission nicht erforderlich“. Aus diesen Gründen wird folgender, grundsätzlicher Ansatz vorgeschlagen:

a) der Projektträger arbeitet das Projekt aus und holt jene Gutachten ein, welche mit besonde-ren Auflagenheften verbunden sind. Diese werden bei der Festlegung des Verfahrens, genau definiert, umfassen aber im Wesentlichen die Bereiche Straßenbau, Eisenbahn, Seilbahnwesen, Autobahn;

b) außerdem wird dem Projektträger empfohlen, erste Vorgespräche mit den betroffenen Ge-meinden zu führen, um im Vorfeld das Projekt optimieren zu können;

c) der Projektträger reicht das so ausgearbeitete Projekt in digitaler Form inklusive einer geore-ferenzierten Karte des Trassenverlaufes, angefertigt gemäß Auflagen des Amtes und den eingeholten Auflagenheften gemäß Punkt a), beim zuständigen Amt ein;

d) das Amt für Stromversorgung holt alle übrigen Gutachten (Baudenkmäler, Raumordnung, Landschaftsschutz, Gemeinde inklusive Auskunft über allenfalls betroffene, militärische Einrichtungen, Forstwesen, Gewässernutzung, Ministerium für Wirtschaftliche Entwicklung usw.) ein,

e) das schriftliche, aber nicht bindende Gutachten der Gemeinde ersetzt auch das Gutachten der Baukommission;

f) falls es im Zuge des Verfahrens zu einer substanziellen Abänderung der Trasse im Ver-gleich zu jener kommt, welche von den Gemeinden gemäß Punkt d begutachtet wurde, werden die betroffenen Gemeinden innerhalb einer zu definierenden Frist um eine weitere, nicht-bindende Stellungnahme gebeten;

g) das Amt erteilt die Ermächtigung;

h) vier Wochen vor Beginn der Bauarbeiten reicht der Projektwerber die Baubeginnmeldung bei den betroffenen Gemeinden ein.

50

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 47

Im neuen Ansatz werden die Trassen vom Betreiber digital, kompatibel mit dem Landes-GIS dem zuständigen Amt übermittelt. Das Amt für Stromversorgung leitet die, auf der Grundlage der verschiedenen Gutachten (u. a. Amt für Landesplanung, Natur und Landschaft, betroffene Gemeinden usw.) ermächtigte Trasse, inklusive der wichtigsten technischen Kenndaten und den Gutachten der Gemeinde an das zuständige Amt für Landesplanung und die betroffenen Gemeinden weiter. Die Trasse wird im Landes-GIS als raumplanerische Informationsgrundlage bereitgestellt und veröffentlicht.

10.4.2.3 Vorgeschlagenes Verfahren für den Spannungsbereich über 30 kV bis 150 kV abseits des Transportnetzes von nationalem Interesse

Der Projektträger reicht das Projekt in digitaler Form inklusive einer georeferenzierten Karte des Trassenverlaufes, angefertigt gemäß Auflagen des Amtes und den eingeholten Auflagenheften beim zuständigen Amt für Landesplanung ein. Dieses wiederum macht von Amtswegen die Eintragung im Bauleitplan und holt dafür ein nicht-bindendes Gutachten von Seiten der betroffenen Gemeinden ein. Ebenfalls wird ein Gutachten von Seiten des Natur- und Landschaftsschutzes erforderlich. Mit Hilfe dieser Grundlagen erfolgt die Eintragung in den Bauleitplan

Das Ergebnis dieser Prüfung und sämtliche hierfür erforderlichen Gutachten werden an das Amt für Stromversorgung weitergereicht, welches alle übrigen, von den Landesämtern ausgestellten Gut-achten einholt. Nachdem die Gemeinde seine Stellungnahme bereits im Zuge der Eintragung in den Bauleitplan abgegeben hat, sollte dieses Gutachten auch für die Ausstellung der Ermächtigung dienen dürfen. Dadurch entfallen auch weitere Genehmigungen von Seiten der Gemeinde. Acht Wochen vor Baubeginn reicht der Projektwerber die Baubeginnmeldung ein.

Bei sämtlichen dieser Vorschläge gilt, dass falls ein Projekt die in den staatlichen oder landeseige-nen Normen vorgegebenen Schwellenwerte überschreitet, ein UVP-Verfahren oder Screening-Ver-fahren, entweder gemäß den Vorgaben des Staates oder des Landes in Abhängigkeit der Projekt-charakteristik, durchzuführen ist. Im Zuge der Überarbeitung des Südtiroler UVP-Gesetzes sind die staatlichen Vorgaben zu übernehmen. Damit kann mehr Transparenz und eine größere Umwelt-sicherheit garantiert werden.

11 Bibliographie

11.1 Literatur Amprion GmbH 2014: Gesundheit – das magnetische und elektrische Feld. Online im www unter URL: http://netzausbau.amprion.net/planung/gesundheit. Entnommen am: 04.06.2016. Dezember 2016. Bordonetti A (2015): „Transport- und Verteilungssystem der elektrischen Energie in Südtirol – Masterplan“; Präsentation anlässlich des 12. Treffens der Expertenrunde-Energie in Bozen am 12.05.2015. Bundesamt für Strahlenschutz 2015: Feldbelastung durch Hochspannungsleitungen. Online im www unter URL: http://www.bfs.de/DE/themen/emf/netzausbau/basiswissen/feldbelastungen/feldbelastun gen_ node.html. Stand vom: 15.10.2015. Entnommen am: 04.06.2016 TERNA S.p.A. (diverse Jahrgänge): Soluzione Tecnica Minima Generale. TERNA S.p.A. (2016): Relazione sullo stato della rete 2015 ai sensi dell’Articolo 36, comma 15 del Decreto legislativo 93/11. Roma, Agosto 2016.

11.2 Richtlinien und Normen

Europa: Europäische Union (2008): Leitlinien der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen. Mitteilung 2008/C 082/01. Amtsblatt der Europäischen Union 2008, 51. Jahrgang, 1. April 2008. Mitteilung der Kommission an das europäische Parlament, den Rat, den europäischen Wirtschafts- und Sozialausschuss, den Ausschuss der Regionen und die europäische Investitionsbank vom 25.2.2015 COM(2015) 80 final (2015): Paket zur Energieunion. Rahmenstrategie für eine krisenfeste Energieunion mit einer zukunftsorientierten Klimaschutzstrategie.

51

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


48 Masterplan 2017

Richtlinie 2003/54/EG des europäischen Parlamentes und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG. Richtlinie 2009/72/EG des europäischen Parlamentes und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG. Richtlinie (EG) 2009/125 des europäischen Parlamentes und des Rates vom 21. Oktober 2009 zur Schaffung eines Rahmens für die Festlegung von Anforderungen an die umweltgerechte Gestaltung energieverbrauchsrelevanter Produkte. Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des europäischen Parlamentes und des Rates vom 26. Juni 2003 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel. Verordnung (EG) Nr. 1998/2006 der Kommission vom 15. Dezember 2006 über die Anwendung der Artikel 87 und 88 EG-Vertrag auf „De-minimis“-Beihilfen. Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des europäischen Parlamentes und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003. Verordnung (EU) Nr. 548/2014 der Kommission vom 21. Mai 2014 zur Umsetzung der Richtlinie 2009/125/EG des Europäischen Parlaments und des Rates hinsichtlich Kleinleistungs-, Mittelleistungs- und Großleistungs-transformatoren.

Italien: Dekret des Präsidenten der Republik vom 26. März 1977, Nr. 235 – Durchführungsbestimmungen zum Sonderstatut der Region Trentino-Südtirol auf dem Sachgebiet der Energie. Dekret des Präsidenten des Ministerrates vom 8. Juli 2003 – Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti. Gesetz vom 28 Juni 1986, Nr. 339 – Nuove norme per la disciplina della costruzione e dell'esercizio di linee elettriche aeree esterne.

Gesetz vom 22. Februar 2001, Nr. 36 – Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici. Legislativdekret vom 3. April 2006, Nr. 152 – Norme in materia ambientale. Gesetz vom 23. Juli 2009, Nr. 99 – Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia. Gesetz vom 23. Dezember 2014, Nr. 190 – Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge di stabilità 2015). Köngliches Dekret, 11. Dezember 1933, Nr. 1775 – Einheitstext über die Gewässer und elektrischen Anlagen in geltender Fassung. Ministerialdekret vom 21.März 1988 – Approvazione delle norme tecniche per la progettazione, l'esecuzione e l'esercizio delle linee aeree esterne – veröffentlicht im Gesetzesanzeiger der Republik 5 April 1988, Nr. 79, S.O.

Autonome Provinz Bozen - Südtirol: Dekret des Landeshauptmannes vom 6. November 1998, Nr. 33 – Durchführungsverordnung über die Vereinfachung des Verwaltungsverfahrens hinsichtlich der Genehmigung von geringfügigen Eingriffen im Sinne des Landschaftsschutzgesetzes. Landesgesetz vom 25. Juli 1970, Nr. 16 – Landschaftsschutz (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 21. Oktober 1996, Nr. 21 – Forstgesetz (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 11. August 1997, Nr. 13 – Landesraumordnungsgesetz (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 29. Jänner 2002, Nr. 1 – Bestimmungen über den Haushalt und das Rechnungswesen des Landes (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 30. September 2005, Nr. 7 – Bestimmungen auf dem Gebiet der Nutzung öffentlicher Gewässer (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 5. April 2007, Nr. 2 – Umweltprüfung für Pläne und Projekte. Landesgesetz vom 7. Juli 2010 – Nr. 9 – Bestimmungen im Bereich der Energieeinsparung und der erneuerbaren Energiequellen (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 26. Januar 2015, Nr. 2 – Bestimmungen über die kleinen und mittleren Wasserableitungen zur Erzeugung elektrischer Energie (in geltender Fassung). Landesgesetz vom 23. Dezember 2015, Nr. 18 – Bestimmungen in Zusammenhang mit dem Stabilitätsgesetz 2016.

52

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 49

Einvernehmensprotokoll zwischen der Autonomen Provinz Bozen und TERNA S.p.A. über die Zusammenarbeit bei der Planung im Bereich Energie, Bozen 05.02.2016. Einvernehmensprotokoll zwischen der Autonomen Provinz Bozen und TERNA S.p.A. zur Realisierung von Maßnahmen im elektrischen Transportnetz von nationalem Interesse auf dem Gebiet der Provinz Bozen und dazugehörende Anhänge, Bozen 26.02.2016. Ergänzung zum Einvernehmensprotokoll zur Realisierung von Maßnahmen im elektrischen Transportnetz von nationalem Interesse auf dem Gebiet der Provinz Bozen zwischen der Autonomen Provinz Bozen, der Gemeinde Graun, der Gemeinde Mals und TERNA S.p.A. Bozen 30.12.2016.

53

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Ammodernamento delle infrastrutture di trasmissione e dispacciamento dell’energia

elettrica

Strategia di ammodernamento e adeguamento dell’infrastruttura della rete elettrica

nella Provincia autonoma di Bolzano - Alto Adige

54

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


2 Masterplan 2017

A cura di:

Provincia autonoma di Bolzano - Alto Adige

Agenzia provinciale per l’ambiente

Via Amba Alagi, 5

39100 Bolzano

Responsabile dei contenuti:

Flavio V. Ruffini

Autori:

Flavio V. Ruffini, Alois Amort, Andreas Bordonetti & Sepp Walder.

Contributi di:

Georg Wunderer; Egon Alber; Hanspeter Fuchs; Johann Wohlfarter; Norbert Kosta; Franz Locher; Alexander Mühlsteiger; Konrad Pfitscher; Karl Pichler; Wolfgang Plank; Rudi Rienzner; Andreas Schatzer; Wolfram Sparber; Siegfried Tutzer; Luca Corona; Michael Überbacher.

Foto di copertina:

Andreas Bordonetti.

Documento originale in lingua tedesca

Provincia autonoma di Bolzano 2017

55

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


1 Indici

1.1 Indice

1 Indici .............................................................................................................................................. 3 1.1 Indice .................................................................................................................................................. 3 1.2 Indice fotografico e grafico.................................................................................................................. 3 1.3 Indice tabelle....................................................................................................................................... 4

2 Introduzione.................................................................................................................................. 5

3 Definizioni ..................................................................................................................................... 5

4 Criteri ............................................................................................................................................. 9 4.1 Sicurezza dell’approvvigionamento energetico ................................................................................... 9 4.2 Limiti di portata dell’infrastruttura elettrica e delle stazioni elettriche................................................... 9 4.3 Minimizzazione dell’impatto sul paesaggio e sull’ambiente................................................................. 9 4.4 Sviluppo di reti intelligenti.................................................................................................................. 10 4.5 Sviluppo di una rete energetica interconnessa a livello internazionale e sovraregionale.................. 10

5 Le priorità.................................................................................................................................... 11

6 Rete elettrica in alta tensione in Alto Adige ............................................................................ 11 6.1 Introduzione ...................................................................................................................................... 11 6.2 Situazione attuale / Situazione iniziale.............................................................................................. 11 6.3 Situazione in valle Isarco e Alta Valle Isarco..................................................................................... 15 6.4 Situazione in val Passiria .................................................................................................................. 18 6.5 Situazione in val Pusteria.................................................................................................................. 20 6.6 Situazione in val Venosta.................................................................................................................. 22 6.7 Situazione nella zona tra Merano, Bolzano e Bassa Atesina............................................................ 25

7 Rete elettrica in media tensione in Alto Adige........................................................................ 27 7.1 Situazione attuale ............................................................................................................................. 27 7.2 Sfide strategiche ............................................................................................................................... 29 7.3 Interventi da attuare sulla rete in media tensione.............................................................................. 30

8 Stazioni elettriche....................................................................................................................... 31 8.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento di stazioni elettriche ................................. 33 8.2 Interventi da prevedere nel medio termine per l’ammodernamento di stazioni elettriche.................. 33

9 Prescrizioni ambientali .............................................................................................................. 34

10 Conclusioni................................................................................................................................. 36 10.1 Accordo tra TERNA S.p.A. e Provincia autonoma di Bolzano........................................................... 37 10.2 Coordinamento per la valle Isarco e l’Alta Valle Isarco ..................................................................... 38 10.3 Definizione delle priorità nel settore di media tensione ..................................................................... 42 10.4 Proposte per la semplificazione della procedura di approvazione .................................................... 43

11 Bibliografia.................................................................................................................................. 48 11.1 Bibliografia tecnica............................................................................................................................ 48 11.2 Norme legislative .............................................................................................................................. 48

1.2 Indice fotografico e grafico Fig. 1: Quadro riassuntivo schematico di un sistema elettrico (TERNA S.p.A. 2016). ....................................6 Fig. 2: Esempio di elettrodotto a terna singola composto da traliccio, conduttori e fune di

guardia. ................................................................................................................................................7 Fig. 3: Esempio di elettrodotto a doppia terna composto da traliccio, due gruppi di conduttori

e fune di guardia. .................................................................................................................................7

56

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


4 Masterplan 2017

Fig. 4: Raffigurazione schematica della propagazione di campi elettromagnetici in linee aeree in corrente alternata a 380 kV e lungo gli elettrodotti in cavo interrati. Lo schema si riferisce ai valori massimi attesi in condizioni di esercizio massime (fonte: Bundesamt für Strahlenschutz 2015)...................................................................................................................... 7

Fig. 5: Sommario dell’andamento storico della produzione e del fabbisogno nel settore energetico nella Regione autonoma Trentino Alto Adige (TERNA S.p.A. 2016)................................ 13

Fig. 6: Panoramica dell’esistente rete in alta tensione in Alto Adige (stato 2015) (fonte: EDYNA). Le linee blu rappresentano gli elettrodotti a 132 kV, quelle rosse gli elettrodotti a 220 kV e quelli verdi gli elettrodotti a 66 kV................................................................... 14

Fig. 7: Reti elettriche in alta tensione dell’Alto Adige (fonte: EDYNA)........................................................... 15 Fig. 8: Linee AT in valle Isarco (fonte: EDYNA). ........................................................................................... 16 Fig. 9: AT – Interventi necessari in valle Isarco (fonte: EDYNA)................................................................... 16 Fig. 10: Linee AT in val Passiria (fonte: EDYNA). ........................................................................................... 19 Fig. 11: Interventi necessari per in val Passiria (fonte: EDYNA). .................................................................... 19 Fig. 12: Linee AT in val Pusteria (fonte: EDYNA). .......................................................................................... 20 Fig. 13: Interventi necessari in val Pusteria (fonte: EDYNA)........................................................................... 20 Fig. 14: Linee AT in val Venosta (fonte: EDYNA). .......................................................................................... 22 Fig. 15: Interventi necessari in val Venosta (fonte: EDYNA)........................................................................... 22 Fig. 16: Linee AT nella zona Merano - Bolzano (fonte: EDYNA). ................................................................... 25 Fig. 17: La nuova ristrutturazione del nodo a Bolzano: in rosso le nuove linee, in giallo le linee

da rimuovere und ed in blu le linee esistenti. Le linee tratteggiate indicano la prevista costruzione interrata. (Progetto: TERNA S.p.A. 2016)....................................................................... 27

Fig. 18: Panoramica della rete MT dell’Alto Adige (fonte: EDYNA)................................................................. 28 Fig. 19: Panoramica dell’immissione in rete di energia elettrica proveniente da impianti di

generazione distribuita (immissioni <10 MW per SSE) (fonte: EDYNA)............................................. 29 Fig. 20: Grado di utilizzazione delle stazioni elettriche in Alto Adige (fonte: EDYNA): i punti

verdi indicano un utilizzo superiore al 50%, quelli gialli fino all’80%, quelli rossi superiore all’80%. .............................................................................................................................. 32

Fig. 21: Realizzazione di nuove stazioni elettriche e sviluppo di quelle pre-esistenti in Alto Adige (fonte: EDYNA). ....................................................................................................................... 33

Fig. 22: Rappresentazione schematica della propagazione dei campi elettrici e magnetici generati da una linea elettrica aerea. (fonte: Amprion GmbH 2014).................................................. 35

Fig. 23: La situazione nella val d’Isarco: tratta Bolzano – Campodazzo (6 linee AT) (fonte: EDYNA). ............................................................................................................................................ 38

Fig. 24: La situazione nella val d’Isarco: tratta Campodazzo – Ponte Gardena (6 linee AT) (fonte: EDYNA). ................................................................................................................................. 39

Fig. 25: La situazione nella val d’Isarco: tratta Ponte Gardena – Bressanone Sud (5 linee AT) (fonte: EDYNA). ................................................................................................................................. 39

Fig. 26: La situazione nella val d’Isarco: tratta Bressanone Sud – Aica (fonte: EDYNA). ............................... 40 Fig. 27: La situazione nella val d’Isarco: tratta Aica – Culle (fonte: EDYNA). ................................................. 40 Fig. 28: La situazione nell’Alta Val d’Isarco: tratta Mules-Brennero (fonte: EDYNA). ..................................... 41

1.3 Indice tabelle Tab. 1: I TSO nei Paesi dell’arco alpino. .......................................................................................................... 8 Tab. 2: Consistenza della rete di trasmissione nazionale al 31.12.2014 (TERNA S.p.A. 2016)..................... 12 Tab. 3: Sommario delle principali criticità di rete d’alta tensione riscontrate da TERNA S.p.A.

nel territorio della Provincia Autonoma di Bolzano( TERNA S.p.A. 2016........................................... 14 Tab. 4: Gestori e numero di stazioni elettriche presenti in Alto Adige. ........................................................... 31 Tab. 5: Stazioni elettriche AT/MT in Alto Adige, elencate in ordine di grado di utilizzazione

(fonte: EDYNA). ................................................................................................................................. 32 Tab. 6: Alcune opzioni strategiche per l’ottimizzazione dell’infrastruttura di trasmissione

dell’energia elettrica in Alto Adige (fonte: A. Bordonetti, EDYNA)...................................................... 36 Tab. 7: Panoramica delle istituzioni coinvolte che dovranno eventualmente rilasciare un

parere. ............................................................................................................................................... 44

57

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 5

2 Introduzione Il trasferimento delle competenze in materia di elettrodotti alla Provincia è previsto dalla norma di attuazione dello Statuto di autonomia emanata nel 1977 (Decreto del Presidente della Repubblica 26.3.1977 n. 235). L’art. 1, c. 1 della versione attualmente in vigore recita: “Sono trasferite (…) alle Province autonome di Trento e di Bolzano, per il rispettivo territorio, le funzioni in materia di energia esercitate sia direttamente dagli organi centrali e periferici dello Stato sia per il tramite di enti e istituti pubblici a carattere nazionale o sovraprovinciale (…)”.

Il c. 2 dello stesso articolo definisce le competenze dello Stato in materia di costruzione di infrastrutture di trasmissione dell’energia elettrica. La lettera c) recita: “Restano riservate allo Stato (…) la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti convenzionali di potenza superiore a 300 MW termici nonché le reti per il trasporto dell’energia elettrica costituenti la rete di trasmissione nazionale con tensione superiore a 150 kV, l’emanazione delle relative norme tecniche (…)”.

In virtù di tali disposizioni, la Provincia ha assunto dall’1 gennaio 2011 la gestione, l’esercizio e la manutenzione dell’infrastruttura di distribuzione a livello provinciale. Così 5.100 chilometri di elettrodotti in media e bassa tensione e le relative 19 cabine primarie, migliaia di cabine secondarie, trasformatori in media e bassa tensione e circa centomila punti di consegna sono stati trasferiti alla competenza amministrativa della Provincia.

All’atto del passaggio effettivo della rete di ENEL Distribuzione, le condizioni generali di gestione delle reti erano però radicalmente diverse da quelle in essere al momento dell’emanazione delle norme di attuazione. Nell’intervallo intercorso l’integrazione europea aveva compiuto progressi signi-ficativi anche sul mercato dell’energia. Principi basilari quali l’unbundling e la liberalizzazione del mercato dell’energia rappresentano elementi chiave della politica energetica europea. Gli sviluppi di carattere tecnico nel settore energetico (incremento delle fonti di alimentazione, percentuale di ener-gie rinnovabili, smartizzazione, ecc.), i requisiti tecnico-ambientali (inquinamento elettromagnetico, aspetti paesaggistici) e la sensibilità della popolazione rivestono oggi un’importanza diversa. La rete acquisita nel 2011 non soddisfaceva e non soddisfa quindi nemmeno oggi i requisiti di una moderna infrastruttura di trasmissione. Le fluttuazioni di tensione della rete, mutati modelli di consumo e im-missione di energia in rete, standard di sicurezza della rete più severi, la necessità di introdurre stabilmente reti intelligenti, rappresentano elementi solo in parte gestibili con le infrastrutture oggi in esercizio.

Nei prossimi anni sarà pertanto necessario potenziare e ammodernare la rete attuale. Con il pre-sente piano master si intende contribuire al raggiungimento di tale scopo e alla definizione di priorità e modalità di attuazione degli interventi necessari. Con tale piano, per la prima volta in Alto Adige, vengono sistematicamente rilevati ed elencati i necessari lavori di adattamento sulla rete di media ed alta tensione. Sono trattate tutte le connessioni e trasformazioni del sistema elettrico, come rappresentato in Fig. 1, dalla produzione all’utilizzatore.

3 Definizioni In Alto Adige l’infrastruttura elettrica è di norma costituita da linee aeree formate da conduttori sospesi su alti tralicci o da cavi interrati. Le linee aeree sono costituite di norma da diversi (almeno tre) grossi conduttori in grado di sopportare un’elevata intensità di corrente (nelle linee in alta tensione fino a circa 2 kA). Perlopiù si usano conduttori a fascio composti da diversi conduttori (riduzione dell’effetto corona). I conduttori sono sospesi ad alti tralicci per garantire una distanza di sicurezza dal suolo e posizionati in modo da non potersi toccare o avvicinare troppo l’uno all’altro nemmeno in presenza di vento forte. Nelle linee in bassa tensione e nel frattempo anche nelle linee in media tensione spesso si utilizzano anche cavi dotati di strato isolante, il che consente di ridurre considerevolmente l’altezza dell’elettrodotto.

Si distingue tra elettrodotti a terna singola (traliccio con un sistema composto da almeno tre conduttori) (Fig. 2) e a doppia terna (il traliccio sorregge due gruppi di conduttori) (Fig. 3). Nelle

58

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


6 Masterplan 2017

doppie terne è possibile ridurre la propagazione dei campi elettromagnetici attraverso opportuni sfasamenti e un’idonea gestione.

Fig. 1: Quadro riassuntivo schematico di un sistema elettrico (TERNA S.p.A. 2016).

I cavi interrati sono muniti di uno spesso strato isolante e posati sotto terra. I cavi interrati presentano alcuni vantaggi rispetto alle linee aeree:

− non deturpano il paesaggio o solo in misura limitata;

− non comportano pericoli per aeromobili quali elicotteri, deltaplani, parapendii, ecc.;

− non sono praticamente esposti all’azione di agenti atmosferici e fulmini;

− comportano minori perdite di energia, in quanto la sezione dei cavi è maggiore a causa dell’elevato calore sviluppato;

− generano nel complesso un minor inquinamento elettromagnetico, se non si considerano le aree che si trovano immediatamente sopra il cavo (v. Fig. 4).

Un notevole svantaggio è però rappresentato dai costi significativamente più elevati, che possono essere rilevanti proprio nelle regioni montuose.

Merchant-line: per consentire a investitori privati di realizzare elettrodotti e conseguire guadagni dal loro esercizio, l’UE ha dovuto predisporre un nuovo impianto normativo. Fino a quel momento era consentito ai soli TSO (Transmission System Operator, gestori dei sistemi di trasmissione) gestire reti sovraregionali di trasmissione dell’energia elettrica, provvedere alla loro manutenzione e al dimensionamento in base alle necessità e concedere senza discriminazioni l’accesso a tali reti ai distributori/fornitori di energia elettrica (Tab. 1). I TSO hanno anche il compito di garantire all’occor-renza la potenza di bilanciamento per mantenere entro limiti quanto più possibile contenuti le fluttuazioni di tensione della rete dovute a scostamenti tra il fabbisogno e la disponibilità di energia.

Le basi normative sono rappresentate dal Regolamento 1228/2003/CE, dal Regolamento 714/2009/ CE che ha abrogato quello del 2003, dalla Direttiva 2003/54/CE e dalla Direttiva 2009/72/CE che a sua volta ha abrogato quella del 2003. Nell’art. 2, par. 1 del Regolamento 1228/2003 un intercon-nettore (interconnector) è definito come una linea di trasmissione che attraversa o si estende oltre una frontiera tra Stati membri e che collega i sistemi nazionali di trasmissione degli Stati membri. Un

59

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 7

nuovo interconnettore è definito nello stesso articolo, par. 2 (g) come un interconnettore non completato entro la data di entrata in vigore del Regolamento.

Fig. 2: Esempio di elettrodotto a terna singola com-

posto da traliccio, conduttori e fune di guardia.

Fig. 3: Esempio di elettrodotto a doppia terna composto da traliccio, due gruppi di conduttori e fune di guardia.

Fig. 4: Raffigurazione schematica della propagazione di campi elettromagnetici in linee aeree in corrente

alternata a 380 kV e lungo gli elettrodotti in cavo interrati. Lo schema si riferisce ai valori massimi attesi in condizioni di esercizio massime (fonte: Bundesamt für Strahlenschutz 2015).

60

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


8 Masterplan 2017

L’articolo 7 del citato Regolamento fissa regole per le merchant-lines. “I nuovi interconnector per corrente continua possono beneficiare, a richiesta, di un'esenzione dalle disposizioni dell'articolo 6, paragrafo 6, del presente Regolamento e dell'articolo 20 e dell'articolo 23, paragrafi 2, 3 e 4, della Direttiva 2003/54/CE alle seguenti condizioni:

a) gli investimenti devono rafforzare la concorrenza nella fornitura di energia elettrica;

b) il livello del rischio connesso con gli investimenti è tale che gli investimenti non avrebbero luogo se non fosse concessa un'esenzione;

c) l'interconnector deve essere di proprietà di una persona fisica o giuridica distinta, almeno in termini di forma giuridica, dai gestori nei cui sistemi tale interconnector sarà creato;

d) sono imposti corrispettivi agli utenti di tale interconnector;

e) dal momento dell'apertura parziale del mercato di cui all'articolo 19 della Direttiva 96/92/CE il proprietario dell'interconnector non deve aver recuperato nessuna parte del proprio capitale o dei costi di gestione per mezzo di una parte qualsiasi dei corrispettivi percepiti per l'uso dei sistemi di trasmissione o di distribuzione collegati con tale interconnector;

f) l'esenzione non va a detrimento della concorrenza o dell'efficace funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica o dell'efficace funzionamento del sistema regolamentato al quale l'interconnector è collegato”.

Il par. 2 estende le disposizioni agli elettrodotti in corrente alternata.

Tab. 1: I TSO nei Paesi dell’arco alpino.

Paese TSO

Germania EnBW Transportnetz AG; Transpower Stromübertragungs GmbH; Amprion GmbH; 50Hertz Transmission GmbH

Francia Réseau de Transport d’Electricité (RTE)

Italia TERNA S.p.A.

Austria Verbund - Austrian Power Grid; TIWAG Netz AG; Vorarlberger Energienetze GmbH

Svizzera Swissgrid AG

Slovenia Elektro Slovenija d.o.o.

Ai sensi della Legge 23 luglio 2009, n. 99, alle imprese energivore è consentito acquistare energia direttamente all’estero attraverso specifici interconnettori. Ai sensi dell’art. 32, c. 1 della legge, Terna S.p.A., a fronte dell’interesse e di uno specifico finanziamento da parte di soggetti investitori terzi, provvede a programmare e costruire un’infrastruttura di interconnessione transfrontaliera nella forma di “interconnector” ai sensi del Regolamento (CE) n. 1228/2003. Sono fatte salve le aziende e loro consorzi che possano garantire un prelievo di almeno 10 MW con un fattore di utilizzazione non inferiore al 40% nel triennio (esclusi i 15 giorni di minore prelievo su base annua). Tutte le aziende e loro consorzi che soddisfino i requisiti di legge possono partecipare alla procedura.

Sicurezza N: Possono venir mantenute in funzione da tutti i componenti stessi del sistema elettrico ed in assenza di una situazione avaria, le condizioni d’esercizio, in tal caso un sistema elettrico è ritenuto sicuro con riferimento alla Sicurezza N (TERNA S.p.A. 2016).

Sicurezza N-1: La Sicurezza N-1 per un sistema elettrico è data poi, quando per una improvvisa ed imprevista avaria di un qualsiasi componente del sistema stesso (linea, trasformatore, generatori- gruppi) non causa un superamento dei valori limite d’esercizio dei componenti rimasti in esercizio. Ciò significa che in caso di avaria di un sistema di linea la relativa potenza trasportata deve essere acquisita da altri sistemi di linea senza interruzione della rete (TERNA S.p.A. 2016).

AAT: Altissima Tensione: linee con una tensione superiore a 220 kV.

AT: Alta Tensione: linee con una tensione compresa tra 50 kV e 150 kV.

MT: Media Tensione.

61

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 9

4 Criteri Sarebbe auspicabile poter attuare tutti gli interventi di ammodernamento nell’arco di pochi anni. Dato l’elevato fabbisogno di risorse, la complessa topografia dell’area e le grandi esigenze in ordine alla prevenzione ambientale, le misure necessarie vanno pianificate con grande scrupolosità e realizzate con prudenza. È pertanto inevitabile definire un ordine di priorità per l’attuazione degli interventi basandosi su criteri verificabili. Una bassa priorità o nessuna considerazione è stata attribuita alle richieste specifiche di trasferimento di elettrodotti in alta tensione, non adeguatamente/ sufficientemente motivate in base ai criteri riportati di seguito.

Va ovviamente tenuto in considerazione anche il fabbisogno di investimenti. Quanto maggiori sono i costi e più complesso l’investimento, tanto più convincente dovrà essere la motivazione del progetto. Occorre sottolineare che le diverse fonti di finanziamento dovranno essere ben coordinate tra loro (Terna S.p.A., Provincia, fondi ambientali, ecc.).

È inoltre necessario individuare tempestivamente possibili sinergie tra i progetti di miglioramento delle infrastrutture di trasmissione dell’energia e altri progetti di realizzazione di infrastrutture (ad es. costruzione di gallerie, piste ciclabili, strade, fibra ottica ecc.) e armonizzarli tra loro, proprio perché la costruzione di strade e l’interramento di linee elettriche hanno diversi elementi in comune.

4.1 Sicurezza dell’approvvigionamento energetico

In Alto Adige è attribuita la massima priorità alla fornitura di energia a tutti gli utenti, da attuare in condizioni di sicurezza e in un’ottica di tutela della salute e dell’ambiente. La fornitura deve, se possibile, essere sempre garantita per cui nel valutare la sicurezza di approvvigionamento si considera in primo luogo il trasporto dell’energia dal punto di vista dell’utente, interrogandosi costantemente sui rischi che potrebbero compromettere la qualità, l’efficienza e l’efficacia del sistema di distribuzione, traendo conclusioni e definendo gli interventi necessari. Il miglioramento della sicurezza dell’approvvigionamento energetico è anche uno dei principi cardine sanciti nella Strategia Clima Energia-Alto Adige-2050. Con riferimento alla sicurezza dell’alimentazione delle linee, valgono gli standard di sicurezza N e N-1 (vedi cap. 3).

4.2 Limiti di portata dell’infrastruttura elettrica e delle stazioni elettriche

Un sistema di trasmissione elettrico è dimensionato per uno specifico spettro di potenza ed è composto da una serie di componenti caratterizzati da spettri di potenza talvolta molto differenti. La portata di un sistema complesso è determinata dal componente con lo spettro di potenza più basso. (collo di bottiglia) Se questo spettro viene superato, il componente si disattiva per sicurezza. Occorre quindi individuare i possibili colli di bottiglia per poter adeguare gradualmente questi elementi alla potenza richiesta.

Soprattutto per effetto del rapido sviluppo registrato nel settore di produzione dell’energia da fonti rinnovabili, le potenzialità delle infrastrutture di trasmissione non dipendono più solo dalla richiesta di energia da parte degli utenti ma anche dalla quantità di energia da immettere nella rete e trasportare. A tale proposito le fonti rinnovabili pongono la rete di fronte a grandi sfide perché la quantità di energia immessa nella stessa è soggetta a fluttuazioni giornaliere, stagionali e annuali.

4.3 Minimizzazione dell’impatto sul paesaggio e sull’ambiente

Le linee elettriche aeree (in alta e media tensione) esercitano un certo impatto sul paesaggio non solo a causa dell’infrastruttura installata nel territorio ma anche per la necessità di eseguire inter-venti di manutenzione periodica lungo l’elettrodotto, soprattutto nelle aree boschive. L’entità dell’im-patto dipende dalla visibilità degli interventi e dal grado di sensibilità del paesaggio circostante.

Effetti positivi sul paesaggio si possono però raggiungere razionalizzando i tracciati degli elettrodotti in esercizio e smantellando le linee singole presenti in campo aperto. Nei casi in cui ciò non fosse possibile, occorre valutare l’opzione della posa interrata, a condizione che siano disponibili le necessarie risorse economiche.

62

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


10 Masterplan 2017

Per quanto riguarda l’impatto ambientale, l’attenzione principale deve essere invece rivolta all'even-tuale esposizione della popolazione ai campi elettromagnetici. Si sottolinea che sarebbe sempre auspicabile raggiungere il minore inquinamento possibile o l’inquinamento zero. Nella valutazione e attribuzione dell’urgenza delle misure per ottenere lo spostamento bisogna comunque distinguere il desiderio motivato dei soggetti coinvolti e il superamento effettivo dei valori limite di esposizione accertato tecnicamente in conformità alle disposizioni vigenti del DPMC dell’8 luglio 2003.

4.4 Sviluppo di reti intelligenti

Mentre finora la produzione di energia elettrica è stata prevalentemente di tipo centralizzato, attual-mente si tende a realizzare impianti di generazione distribuita, soprattutto vista la diversificazione delle fonti di energia e della loro ubicazione, che è anche uno degli aspetti che caratterizza il crescente impiego delle fonti rinnovabili. Questa tendenza si evidenzia nella produzione di energia elettrica da centrali idroelettriche e impianti fotovoltaici, e in misura minore – per quanto riguarda l’Alto Adige – nella produzione di energia elettrica con impianti a biomassa, eolici e a biogas.

Ne consegue un sistema piuttosto complesso, in primo luogo per ciò che riguarda il mantenimento della tensione nella rete di distribuzione e la stabilità della stessa. Al contrario delle centrali di medie e grandi dimensioni, gli impianti minori di generazione distribuita immettono inoltre energia in rete, a livelli di tensione inferiori, ad es. nella rete in bassa tensione o in media tensione.

Le reti sono dimensionate per sopportare i picchi massimi di domanda attesi. Riducendo questi picchi e direzionando l’energia da trasmettere verso le ore di minore richiesta, attraverso una gestione efficace della rete e all’impiego di infrastrutture idonee, si potrebbero ridurre le dimensioni dell’infrastruttura di rete. La quantità di energia trasmessa rimarrebbe comunque pressoché identica e verrebbe ottimizzato solo il grado di utilizzazione delle reti con conseguenti risparmi sui costi per i gestori delle stesse.

I vantaggi economici e la sicurezza di approvvigionamento rappresentano per i gestori delle reti un valido incentivo per evitare i costosi picchi di domanda e disporre, nel caso ideale, di una quota di carico possibilmente costante nel tempo che si attesti al di sopra della percentuale del carico di base. Questo bilanciamento del carico può avvenire mediante l’uso di reti intelligenti, comandi automatizzati e controlli degli impianti utilizzatori.

4.5 Sviluppo di una rete energetica interconnessa a livello internazionale e sovraregionale

L’integrazione europea non si ferma nemmeno davanti al settore energetico. Si sta lavorando intensamente alla creazione di un’Unione Energetica che tra i suoi principali obiettivi prevede la realizzazione di una rete energetica europea caratterizzata dall’interconnessione transfrontaliera dei flussi di energia, aspetto considerato oggi la “quinta libertà”. Il Consiglio europeo dell’ottobre 2014 ha sollecitato l’attuazione di tutte le misure per conseguire l'obiettivo di realizzare entro il 2020 l'interconnessione di almeno il 10% della capacità di produzione di energia elettrica installata per tutti gli Stati membri. Questo significa che ciascuno Stato membro deve adeguare i propri elettrodotti in modo che almeno il 10% dell’energia elettrica generata nelle proprie centrali possa essere trasferita verso i paesi confinanti.

L’interconnessione transfrontaliera non serve comunque solo a gestire lo scambio dei flussi di energia in Europa ma contribuisce anche al riavvicinamento dei prezzi dell’energia. Secondo il Frauenhofer-Institut la rete energetica europea interconnessa svolgerà sempre più anche funzioni di accumulo dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e garantirà inoltre un utilizzo uniforme delle centrali di tipo convenzionale. Di conseguenza è sempre più importante che Paesi con profili di consumo e produzione differenti si scambino l’energia in modo da creare un equilibrio.

63

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 11

5 Le priorità Il "Masterplan" ha il compito di impiegare le risorse finanziarie annualmente disponibili per l’am-modernamento della rete elettrica in modo che i deficit attuali della rete di distribuzione possano essere abbattuti nel minor tempo possibile in base alle specifiche urgenze. In proposito si fa riferimento ai criteri citati nel capitolo 4 che fissano la priorità da attribuire ai progetti e stabiliscono quindi quali vanno attuati prima. Nello specifico si distingue tra:

A) priorità assoluta: AT: attuazione in un periodo massimo di 10 anni; MT 7 anni;

B) priorità media: AT attuazione in un periodo massimo di 15 anni; MT 10 anni;

C) priorità bassa: attuazione in un periodo di tempo più lungo.

Una menzione a parte va riservata ai progetti concernenti impianti in alta tensione che servono all’interesse nazionale e sono soggetti al gestore della rete elettrica nazionale TERNA S.p.A. Gli interventi in questo settore devono essere negoziati direttamente con TERNA S.p.A. e assunti nell’ambito degli accordi bilaterali tra i gestori di rete e la Provincia autonoma di Bolzano.

Ancora diverso è il caso delle richieste dei Comuni per l’interramento delle linee in alta tensione. A tal proposito, qualora TERNA S.p.A. riconosca la necessità di interrare i cavi, la differenza tra il costo della posa aerea e quello della posa interrata di regola andrà a carico dei Comuni interessati (ad es. con il ricorso ai fondi ambientali).

6 Rete elettrica in alta tensione in Alto Adige

6.1 Introduzione

Le reti in alta tensione sono una componente fondamentale del sistema di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica e rappresentano il presupposto essenziale per garantire un approvvigionamento energetico sicuro e di qualità nel futuro. L’alta tensione garantisce lo scambio di energia tra l’Alto Adige e il restante territorio nazionale e in futuro anche tra i Paesi esteri confinanti e l’Italia attraverso l’Alto Adige. Le connessioni in alta tensione sono paragonabili ad autostrade che garantiscono il trasporto dell’energia tra i grandi impianti di produzione e i punti di consegna dell’energia, mentre la distribuzione specifica di energia all’interno di un territorio è affidata alle rete in media o in bassa tensione.

Quando si fa riferimento al trasporto dell’energia elettrica e agli impianti elettrici, in Italia si parla di alta tensione con una tensione superiore a 30 kV. Per l’esercizio in Italia si raccomandano le seguenti tensioni: 60 kV, 132 kV, 150 kV, 220 kV e 380 (440) kV in corrente alternata. Una rete in alta tensione è un sistema complesso composto da linee elettriche, tralicci e stazioni elettriche.

In Alto Adige le reti in alta tensione sono gestite da tre società:

a) TERNA S.p.A. inclusa la rete elettrica in alta tensione precedentemente di proprietà di RFI (da dicembre 2015);

b) EDYNA (ex rete AEW e SEL);

c) EDYNA Transmission (220 kV tra la val Senales e Merano).

6.2 Situazione attuale / Situazione iniziale

TERNA S.p.A. è il “Distributore di riferimento” dello stato italiano nel settore dell’alta tensione e TSO (v. cap .3). A tal fine lo Stato ha affidato all’azienda diritti sovrani e TERNA è responsabile della costruzione e dell’esercizio della rete elettrica italiana in alta tensione. L’azienda gestisce oggi una rete di oltre 72.000 km e nel dicembre 2015 ha rilevato anche la rete in alta tensione di circa 8.379 km di proprietà delle ferrovie con le sue 350 stazioni elettriche per un valore di 757 milioni di Euro (art 1. c. 193, Legge 23.12.2014 n. 190) (Tab. 2). TERNA S.p.A. è tra i maggiori gestori di rete europei ed è inoltre responsabile del coordinamento delle interconnessioni elettriche a livello internazionale.

64

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


12 Masterplan 2017

Tab. 2: Consistenza della rete di trasmissione nazionale al 31.12.2014 (TERNA S.p.A. 2016).

Consistenza complessivo (*

km di linea 61.434

Stazioni elettriche 498

Potenza trasformata in [MVA] 129.515

Consistenza 400 kV

km di linea 10.996


Consistenza 220 kV

km di linea 10.935


Consistenza 150/132 kV

km di linea 39.503

Stazioni elettriche 185 *) Alla suddetta tabella si aggiungono le seguenti consistenze: 949,2 km di conduttore 500 kV c.c.), 254,9 km di conduttore

400 kV c.c. (Italia - Grecia), 861,6 km di conduttore 200 kV c.c. (Lunghezze comprendenti le linee di elettrodotto a mare).

La Provincia autonoma di Bolzano non dispone di diritti speciali per la costruzione e l’esercizio di reti AT con tensione superiore a 132 kV. Al momento EDYNA-Transmission è l’unica azienda distributri-ce di energia elettrica in Alto Adige a disporre di una propria rete elettrica in alta tensione. Nell’area Naturno-Merano-Bolzano, EDYNA-Transmission, nata dalla fusione di SELnet e AEWnet esercisce la rete elettrica in alta tensione.

Nell’ambito della valutazione di impatto ambientale e in quello della procedura di pianificazione territoriale, nonché della tutela del paesaggio, alla Provincia sono affidate competenze legislative primarie (v cap. 9).

L’Alto Adige è ben collegato alla rete elettrica nazionale dell’alta tensione. In passato la rete altoatesina AT serviva principalmente per il dispacciamento a sud della quantità di energia elettrica prodotta nelle grandi centrali idroelettriche dell’Alto Adige.

Al contrario le connessioni con le regioni alpine confinanti sono ancora poco sviluppate. Attualmente sono allo studio progetti per la realizzazione di una connessione attraverso il Passo Resia (interconnettore realizzato da industriali lombardi) e due connessioni attraverso il Brennero (interconettore nell’ambito dell’Unione energetica europea ad opera di TERNA S.p.A., collegamento merchant-line realizzata da privati).

L’ultimazione di queste connessioni avrà effetti sulla rete in alta tensione della Provincia e anche oltre i propri confini. Occorrerà trasmettere agli utenti in modo sicuro ed efficiente la potenza elettrica importata. Le importazioni di energia pianificate attraverso il Brennero sovraccaricheranno però ulteriormente la rete in valle Isarco e richiedono quindi la creazione di nuove capacità in quell’area. Alcune parti sono state già ammodernate (tratta val di Vizze-Brennero), mentre altre devono essere ancora potenziate (Cardano).

TERNA S.p.A. ha registrato per l´anno 2014 un fabbisogno energetico nella Regione autonoma Trentino Alto Adige, pari a ca. 6.5 TWh. A confronto con l´anno precedente, ciò corrisponde ad una crescita dello 0,2 %. Perciò è anche evidente che la produzione supera di gran lunga il consumo e che rimane una eccedenza di produzione di 8 TWh, che tramite la rete di trasmissione nazionale deve essere trasportata in altre regioni (Fig. 6), Tra il 2013 e il 2014 la produzione è aumentata del 18%. Ciò è da ricondursi alla crescita del 19%, nello stesso periodo di tempo, della messa a disposizione dell’energia idroelettrica.

Nella relazione 2016 TERNA S.p.A. fa notare lo stato complessivo critico della rete di alta tensione nel territorio nordest italiano, a causa dei limitati collegamenti e dell’attuale rete di alta tensione. Le zone di Vicenza, Treviso e Padova, così come i collegamenti verso est vengono considerati particolarmente critici.

65

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 13

Fig. 5: Sommario dell’andamento storico della produzione e del fabbisogno nel settore energetico nella

Regione autonoma Trentino Alto Adige (TERNA S.p.A. 2016).

La presenza di numerose centrali idroelettriche allacciate alla rete 132 kV nel territori della Regione autonoma Trentino – Alto Adige, in collegamento con l’immissione finemente distribuita in rete, proprio in tempi di grande disponibilità d’acqua crea grandi problemi per il trasporto di energia elettrica. Questo è dato dell’impossibilità di creare il funzionamento ad isola, che obbliga la fornitura nella rete a 220 kV.

Nella stessa relazione 2016 TERNA S.p.A. identifica le criticità ,le esigenze e gli interventi da intraprendere (Tab. 3). Così vengono classificate le linee 132 kV tra Bolzano NK7 e Bolzano, Bolzano NK7 e Castelbello, Bolzano FS ed Ora FS, Ora FS e Trento FS, così come Salorno e Bolzano FS come elementi critici nell’isola di rete 132 kV Nord/Nordest (codice 1).

La Fig. 6 mostra le linee AT e le rispettive stazioni elettriche dislocate in Alto Adige ed evidenzia che la metà occidentale del territorio provinciale (Bassa Atesina, Bolzano, val d’Adige, Merano, Ultimo, val Venosta) dispone di una buona infrastruttura di rete dell’alta tensione. In valle Isarco vi sono elettrodotti a 132 kV che in parte si sviluppano in parallelo e ciò è dovuto all’approvvigionamento separato, fino ad ora, delle infrastrutture ferroviarie con proprie linee elettriche. Nella metà orientale della provincia (area val Pusteria) o anche in parte in val Passiria è invece presente una dotazione di infrastrutture dell’alta tensione più debole (una linea a 132 kV) che ormai non soddisfa più le esigenze in tema di immissione di energia nella rete di distribuzione, dispacciamento e sicurezza di approvvigionamento.

66

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


14 Masterplan 2017

Tab. 3: Sommario delle principali criticità di rete d’alta tensione riscontrate da TERNA S.p.A. nel territorio della Provincia Autonoma di Bolzano( TERNA S.p.A. 2016.

Criticità Esigenza Intervento

Esigenza di incrementare la ca-pacità di interconnessione con l'Austria

Realizzazione nuovo elettro-dotto transfrontaliero

Interconnetore Italia - Austria Elettrodotto 132/110 kV Prati di Vizze – Steinach

Rischio per qualità ed affidabilità della rete 220 kV afferente la stazione di Castelbello.

Riassetto ed incremento maglia-tura della rete

Riassetto rete 220 kV Trentino Alto Adige

Carenza di flessibilità nella stazione elettrica di Cardano.

Potenziamento dell’impianto

stazione elettrica 220 kV Cardano

Rischio per sicurezza del servi-zio a causa di elevate correnti di corto circuito e scarsa flessibilità di esercizio presso la stazione elettrica di Bressanone.

Adeguamento completo dell'im-pianto alle correnti di corto cir-cuito e riconfigurazione per au-mentare livello di flessibilità

stazione elettrica 132 kV Bressanone

Rischio per qualità e sicurezza di esercizio della rete afferente la stazione elettrica di Glorenza

Inserimento di una nuova tras-formazione 220/132 kV nella stazione elettrica di Glorenza e rimozione limitazioni della rete 132 kV afferente.

stazione elettrica 220 kV Glorenza

Fig. 6: Panoramica dell’esistente rete in alta tensione in Alto Adige (stato 2015) (fonte: EDYNA). Le linee blu

rappresentano gli elettrodotti a 132 kV, quelle rosse gli elettrodotti a 220 kV e quelli verdi gli elettrodotti a 66 kV.

67

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 15

Gli elettrodotti in alta tensione, che da Bolzano si estendono verso nord, sono in condizioni molto precarie (Fig. 7). Le linee elettriche in valle Isarco, val Passiria, Alta Valle Isarco e val Pusteria dispongono di una portata troppo limitata per trasportare la quantità di energia prevista. TERNA S.p.A. ha già fatto presente che nelle “aree critiche” dell’Alto Adige (ad es. val Sarentino, Vipiteno, valle Aurina, val Passiria, ecc.), secondo quanto prescritto dalla delibera dell’Autorità (AEEGSi) e dalle disposizioni di legge (DPR 125/2010), i potenziali produttori di energia che intendono immet-tere ulteriori quantitativi di energia elettrica nel sistema di trasmissione dovranno elaborare un progetto tecnico di sviluppo della rete e portare a termine l’iter di approvazione previsto dalla legge prima che l’immissione in rete sia autorizzata. Infine il progetto approvato, che il rispettivo gruppo di produttori dovrà prefinanziare, sarà presentato a TERNA S.p.A. tramite il “Distributore di riferimento”. Il progetto di TERNA S.p.A. sarà poi incluso nel programma di investimenti di TERNA solo dopo essere stato approvato definitivamente.

Fig. 7: Reti elettriche in alta tensione dell’Alto Adige (fonte: EDYNA).

6.3 Situazione in valle Isarco e Alta Valle Isarco

La Bassa valle Isarco, tra Bolzano e Bressanone, è attraversata da tre sistemi di trasmissione in alta tensione consistenti in tre elettrodotti in doppia terna (Fig. 8 e Fig. 9). Oggi questi sistemi (una linea in doppia a 132 kV tra Bolzano e Vipiteno, una linea in doppia a 132 kV, precedentemente gestita da RFI, tra Bolzano e Brennero e una linea in doppia a 66 kV tra Cardano e Ponte Gardena) sono gestiti da TERNA S.p.A.. Soprattutto in valle Isarco vi è il necessità di un coordinamento più forte tra le richieste tecniche alla rete energetica e le esigenze locali.

Anche nella Alta Valle Isarco si trovano 3 sistemi di trasmissione in alta tensione: il sistema che in precedenza era di proprietà di RFI (una linea in doppia terna a 132 kV tra Brennero e Varna e una linea in terna singola a 132 kV tra Varna e Bressanone) e due sistemi di TERNA S.p.A. (una linea a 132 kV Vipiteno-Aica e una linea a 132 kV Vipiteno-Passo Giovo-Merano). Nell’area di Prati-val di Vizze vi è una “zona rossa” in cui TERNA S.p.A. non autorizza l’immissione di altra energia in rete.

68

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


16 Masterplan 2017

Fig. 8: Linee AT in valle Isarco (fonte: EDYNA). Fig. 9: AT – Interventi necessari in valle Isarco

(fonte: EDYNA).

6.3.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento della rete in alta tensione in valle Isarco e Alta Valle Isarco

• Sviluppo della rete energetica europea interconnessa e della merchant-line Italia-Austria attraverso il Brennero e approvvigionamento del Comune di Brennero

Sono previste una stazione elettrica di TERNA S.p.A. per la gestione dello scambio di energia con l’estero e una cabina primaria EDYNA per l’approvvigionamento del Comune di Brennero, a valle del campo di calcio, in località Brennero, sulla destra orografica della valle, come pure lo sviluppo della linea. La stazione elettrica con trasformatori (phaseshifter, PST) di TERNA S.p.A. e le cabine primarie di EDYNA prima citate sono state già approvate e al momento sono in fase di progetto esecutivo. La costruzione di questa stazione elettrica è indispensabile per ripristinare le interconnessioni elettriche internazionali e approvvigionare in tal modo il Comune di Brennero. Nello specifico al Brennero sono previsti i seguenti interventi:

a) ammodernamento della linea elettrica tra Prati-val di Vizze e Brennero (progetto concluso);

b) collegamento nell’ambito dell’Unione energetica europea attraverso elettrodotto tra Brennero e Steinach;

c) sviluppo della merchant-line mediante un consorzio di imprese;

d) costruzione di una stazione elettrica da parte di TERNA S.p.A.;

e) costruzione di una nuova cabina primaria da parte di EDYNA per l’approvvigionamento energetico del Comune di Brennero tramite una connessione diretta alla linea a 132 kV “Prati/val di Vizze-Brennero”.

69

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 17

Stato di avanzamento:

In discussione In approvazione Approvato Progetto esecutivo In costruzione

a concluso

b X

c X (approvato per Alto Adige)

d X

e X

Criteri rilevanti:

4.5;

• Risanamento della “zona rossa” nell’area della stazione elettrica Prati/val di Vizze

Per migliorare la situazione critica in quest’area della provincia classificata come “zona rossa”, il programma di investimenti di TERNA S.p.A. prevede lo sviluppo della linea in alta tensione a 132 kV Prati/val di Vizze-Marlengo, attraverso Passo Giovo e la val Passiria (v. cap. 6.4) e della linea in alta tensione a 132 kV Prati/val di Vizze-Bolzano attraverso la valle Isarco.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.5;

• Stazione elettrica TERNA S.p.A. a Bressanone

Già diversi anni fa TERNA S.p.A. aveva sollecitato l’ammodernamento della stazione elettrica presso la centrale elettrica di Bressanone. Vi sono stati tuttavia dei ritardi non essendo stato raggiunto un accordo tra il Comune di Bressanone e TERNA S.p.A.. I lavori di ammodernamento della stazione elettrica potranno avere inizio quando si raggiungerà un’intesa con il Comune.


In discussione In i approvazione Approvato Progetto esecutivo In costruzione

X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.5;

• Stazione elettrica Ponte Gardena (ex Edison)

Per migliorare l’affidabilità della rete a 132 kV dell’Alta Valle Isarco è prevista la realizzazione di un circuito ad anello all’interno della stazione elettrica di TERNA S.p.A. a Ponte Gardena.



X

Criteri rilevanti:

4.1

• Miglioramento dell’infrastruttura elettrica nel tratto val di Vizze-Aica e Varna-Bressanone

70

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


18 Masterplan 2017

Sviluppo dell’attuale linea da Prati/val di Vizze a Bolzano, trasformazione della linea a 132 kV tra val di Vizze e Aica in una linea a doppia terna a 132 kV e della linea a 132 kV (ex RFI) tra Varna e Bressanone in una linea a doppia terna a 132 kV.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.5;

6.3.2 Interventi da prevedere nel medio periodo per l’ammodernamento della rete in alta tensione in valle Isarco e Alta Valle Isarco

• Risoluzione del problema del nodo di Bressanone

Nell’ambito del ritracciamento dell’elettrodotto in esercizio nell’area di Bressanone con interramento delle linee in alta tensione occorre garantire che gli interventi di sviluppo futuri non siano subordinati a eventuali priorità (deve essere garantito di poter utilizzare in futuro le linee con tensioni superiori). Il trasferimento degli impianti AT, ad esempio lontano dai centri abitati (linea, cabina di sezionamento e stazione elettrica), deve avvenire contemporaneamente alla posa dei cavi. In proposito si tratta di mettere a punto progetti globali, innovativi e “chiavi in mano” (sotto l’aspetto tecnico ed economico) che possono quindi essere sottoposti all’esame di TERNA per la successiva decisione.



X

Criteri rilevanti:

4.2, 4.3, 4.5;

6.4 Situazione in val Passiria

La val Passiria è attraversata da una linea a 132 kV che si estende da Prati/val di Vizze attraverso Passo Giovo fino a raggiungere Marlengo (Fig. 10 e Fig. 11). La valle è classificabile come “area critica”. Considerato che la linea ha quasi raggiunto il proprio limite di portata in corrente, TERNA S.p.A. ha vietato l’immissione di altra energia in questo elettrodotto.

6.4.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Passiria

• Sviluppo delle linee da Marlengo a val di Vizze, attraverso Passo Giovo

In quest’area è necessario eseguire lavori di sviluppo e risanamento delle linee per poter eliminare le limitazioni all’immissione di energia in rete in val Passiria. Inoltre soprattutto lungo il tracciato dell’elettrodotto tra San Leonardo e Merano in certe tratte deve essere valutato l’inquinamento elettromagnetico (ad es. a Saltusio e Prantach a S. Leonardo) e devono essere adottate idonee misure per ridurre l’inquinamento elettromagnetico. Dopo l’acquisizione delle reti RFI, che in futuro non saranno più dedicate alle sole esigenze ferroviarie, TERNA S.p.A. ha ripensato l’ampliamento dell’intera linea tra Vizze e Marlengo e declassificata la sua priorità.

71

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 19

Fig. 10: Linee AT in val Passiria (fonte: EDYNA). Fig. 11: Interventi necessari per in val Passiria (fonte:

EDYNA).



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.3, 4.5;

6.4.2 Interventi da prevedere nel medio periodo per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Passiria

• Posa interrata della linea in alta tensione nella conca di Merano

Nell’ambito dei lavori relativi alla galleria sotto il Monte San Benedetto si offre la possibilità di interrare la linea AT in direzione della val Passiria. In un’area intensamente popolata e importan-te dal punto di vista turistico si potrebbe ridurre l’impatto, migliorare gli aspetti paesaggistici e incrementare nel contempo la qualità della trasmissione dell’energia elettrica trasportata. Una richiesta in tal senso è stata inoltrata a TERNA S.p.A. dalla Comunità comprensoriale Burgraviato in collaborazione con EDYNA. Il 15.01.2016 la Giunta provinciale ha approvato un promemoria nel quale la stessa richiede che vengano sfruttate le sinergie esistenti tra la costruzione di gallerie e di elettrodotti.



X

Criteri rilevanti:

4.2, 4.3;

72

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


20 Masterplan 2017

6.5 Situazione in val Pusteria

Le reti in alta tensione in val Pusteria sono per ampi tratti obsolete e si trovano quindi in condizioni critiche (Fig. 12 e Fig. 13). In Alta Val Pusteria, tra Molini e Brunico in direzione di Dobbiaco, si osservano deficit strutturali anche se non è stata ancora raggiunta la saturazione della linea. Problematiche per quanto riguarda la sicurezza di approvvigionamento in quest’area potrebbero però rivelarsi le possibili interruzioni della rete o di sue parti. In un caso del genere la potenza trasportata dovrebbe essere assorbita da altre linee che tuttavia non hanno una portata tale da soddisfare appieno questa esigenza.

Altrettanta critica risulta la sicurezza di approvvigionamento nella zona di Alta Badia. Il disservizio dell’esistente linea ad alta tensione, che fornisce l’energia a questa zona arrivando dal bellunese, comporterebbe parimenti il venire meno della fornitura di energia quest’area di importanza turistica elevata. Il 27.02.2017 un difetto sulla linea AT 132 kV tra Cencenighe e la stazione di trasformazione Rocca ha comportato un black-out di diverse ore.

La situazione è critica a Molini/Tures dove oggi non è possibile immettere altra energia in rete. Un divieto analogo è stato imposto da TERNA S.p.A. anche per la valle Aurina, dove un gruppo di produttori sta cercando di mettere a punto un progetto autofinanziato da sottoporre all’iter di autorizzazione. In caso di approvazione definitiva, il progetto sarà incluso nel programma di investimenti di TERNA S.p.A.. Anche tra Vandoies e Brunico la sicurezza di approvvigionamento può essere considerata a rischio. Vi è infatti il pericolo che in condizioni meteorologiche estreme si possa verificare un blackout di vaste proporzioni.

Fig. 12: Linee AT in val Pusteria (fonte: EDYNA). Fig. 13: Interventi necessari in val Pusteria (fonte:

EDYNA).

6.5.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Pusteria

• Nuova linea in alta tensione tra Vandoies e Perca

Per migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico nell’area della val Pusteria, si consiglia di collegare la città di Brunico con una nuova linea AT in direzione di Vandoies, il che comporterebbe benefici anche per la zona considerata altamente critica di Selva di Molini-Brunico-Dobbiaco.



X

73

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 21

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2;

• Spostamento della stazione elettrica da Rio di Pusteria a Vandoies



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2;

• Miglioramento della sicurezza di approvvigionamento nell’alta Badia.

L’Alta Badia è alimentata solamente da una linea AT in forma di una linea diretta aperta. Per questo motivo si dovrebbe realizzare una linea AT ad anello per migliorare la sicurezza di approvvigionamento. In questo periodo si discute la possibilità di collegare la stazione di trasformazione di Corvara con quella di Laion. Questo progetto dovrebbe essere inserita nella pianificazione annuale di Terna S.p.A. Contemporaneamente con ciò potrà essere migliorata anche la sicurezza di approvvigionamento in Val Gardena.



X

Criteri rilevanti:

4.1,

6.5.2 Interventi da prevedere nel medio periodo per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Pusteria

• Sviluppo della linea a 132 kV da Molini a Pelos

Il documento TERNA “STMG” (Soluzione Tecnica Minima Generale) prevede lo sviluppo della linea AT a 132 da Molini a Pelos, attraverso Brunico e Dobbiaco.



X

6.5.3 Interventi da prevedere nel lungo periodo per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Pusteria

• Linea AT Dobbiaco-Cortina (Zuel)

Connessione diretta da Dobbiaco a Cortina attraverso la val di Landro. Verrebbe creato un grande circuito ad anello per assicurare l’approvvigionamento e una sufficiente portata di corrente in val Pusteria e anche nella vicina Cortina. La realizzazione del collegamento richiede comunque la soddisfazione di severi requisiti in ordine a una pianificazione ed esecuzione rispettosa dell’ambiente e del paesaggio.

74

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


22 Masterplan 2017



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2

6.6 Situazione in val Venosta

In val Venosta, la situazione è meno critica rispetto ad altre parti dell’Alto Adige (Fig. 14 e Fig. 15). Al momento sono infatti in fase di pianificazione o di attuazione progetti di TERNA S.p.A. e di altri attori (EDYNA e VEK) finalizzati allo sviluppo della rete. Si tratta di progetti relativi alla rete in alta tensione, attualmente in fase di esame o di approvazione, di grande importanza a livello locale, regionale e internazionale.

Fig. 14: Linee AT in val Venosta (fonte: EDYNA). Fig. 15: Interventi necessari in val Venosta (fonte:

EDYNA).

Tra di essi è da citare il collegamento interconnettore Austria-Italia attraverso il Passo Resia, che si connetterà con la stazione elettrica nei pressi di Glorenza e da lì raggiungerà la Lombardia attra-verso il Passo dello Stelvio. Questo collegamento dovrà soddisfare le elevate esigenze energetiche dell’industria energivora lombarda (v. cap. 3). L’elettrodotto stesso correrà lungo la destra orografica

75

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 23

del lago di Resia. È inoltre prevista la realizzazione di una stazione elettrica con PST deputata all’esercizio di tale elettrodotto di interconnessione nelle immediate vicinanze del confine.

Nel corso delle discussioni riguardanti questo progetto, si è convenuto di realizzare interventi finaliz-zati alla riqualificazione ambientale della tratta di elettrodotto esistente come, ad esempio, l’interra-mento della linea a 132 kV che dalla centrale idroelettrica di Curon corre lungo la destra orografica del lago di Resia fino all’altezza dello sbarramento della diga; è stata inoltre presa in esame la possibile riqualificazione ambientale di sezioni dell’esistente linea a 220 kV che da Prato allo Stelvio raggiunge il Passo dello Stelvio.

Sulla scia della citata discussione, è stata altresì presa in considerazione l’idea di una possibile merchant-line da realizzarsi tra Passo Resia e la stazione elettrica nei pressi di Glorenza da parte di imprese altoatesine.

6.6.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Venosta

• Interconnettore Italia - Austria attraverso Passo Resia

È in fase di approvazione la realizzazione di un interconnettore transfrontaliero a 220 kV tra Italia - Austria che, attraversando il Passo Resia e quindi, quello dello Stelvio, raggiungerà la Lombardia. La prima fase del progetto prevede la realizzazione di un elettrodotto interrato tra il Passo Resia e la stazione elettrica nei pressi di Glorenza (a), la costruzione di una stazione elettrica con trasformatore PST presso Passo Resia (b) e l’ampliamento della stazione elettrica nei pressi di Glorenza (c).



a X

b X

c X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.5

• Ammodernamento dei trasformatori presso la stazione elettrica EDYNA di Glorenza

La stazione elettrica di Glorenza dovrà essere ammodernata per migliorare l’affidabilità dell’approvvigionamento di energia elettrica agli impianti dell’Alta Val Venosta allacciati alla rete a 132 kV (Castelbello, Lasa e in futuro Vezzano). È pertanto prevista l’installazione di un auto-trasformatore a 220/132 kV che consentirà di collegare tra loro ad anello gli impianti (a 132 kV e 220 kV) sino ad ora separati.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.5;

• Ammodernamento della stazione elettrica di Lasa

TERNA S.p.A. ha chiesto a EDYNA di provvedere al trasferimento del trasformatore da 132/20-kV attualmente posizionato al centro della stazione elettrica di Lasa. A trasferimento avvenuto,

76

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


24 Masterplan 2017

TERNA S.p.A. avvierà tempestivamente i lavori di realizzazione del circuito ad anello per la rete a 220 kV e per quella a 132 kV della val Venosta al fine di migliorare il servizio. Attualmente, la stazione elettrica di Lasa risulta collegata alla stazione di EDYNA attraverso una rete radiale.



X

Criteri rilevanti:

4.1

• Stazione elettrica di Laces

A Laces è prevista la costruzione di una nuova stazione elettrica destinata a sostituire quella di Vezzano. Questa stazione elettrica assumerà un ruolo di centrale importanza ai fini della fornitura di energia elettrica in val Venosta.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2;

6.6.2 Interventi da prevedere nel medio periodo per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Venosta

• Nuova linea in alta tensione a 220 kV Castelbello - Naturno e adeguamento della rete

La realizzazione della nuova linea a 220 kV sulla stessa struttura di tralicci garantirà un più efficiente dispacciamento dell’energia elettrica prodotta in quest’area dalla val Venosta in dire-zione della val d’Adige. Grazie a questo intervento, si è potuta allacciare la stazione di trasforma-zione di Naturno con maggiore sicurezza operativa, da parte di EDYNA, alla rete ad alta tensione di Terna S.p.A.


In discussione In approvazione Approvato In progettazione In costruzione

X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2;

6.6.3 Interventi da prevedere nel lungo periodo per l’ammodernamento della rete in alta tensione in val Venosta

• Accorpamento delle linee AT esistenti tra Naturno e Castelbello

Tra Naturno e Castelbello si potrebbe provvedere a un riordino fondiario finalizzato alla riduzione dell’impatto ambientale mediante l’accorpamento di due linee a 132 kV in una sola linea a 220 kV.

77

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 25



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.3;

6.7 Situazione nella zona tra Merano, Bolzano e Bassa Atesina

L’area Merano, Bolzano e Bassa Atesina è servita da una rete moderna e ben sviluppata (Fig. 16). Nonostante ciò, restano da realizzarsi alcuni progetti di ammodernamento, i cui effetti sulla rete elettrica gioveranno anche alla periferia. A Bolzano devono essere adottate misure nei pressi della stazione elettrica della centrale di Cardano e per la ristrutturazione del nodo di Bolzano a Maso Pill. Dopo l’acquisizione delle reti RFI da parte di Terna S.p.A. si riflette ad una radicale e nuova impostazione delle linee provenienti dal Burgraviato in direzione sud presso il nodo di Bolzano.

EDYNA sta lavorando alla realizzazione di una linea in alta tensione tra la stazione elettrica di val di Nova (nei pressi di Merano) e la stazione elettrica di Lana. Singoli progetti saranno inoltre realizzati su richiesta dei Comuni interessati (Marlengo).

Fig. 16: Linee AT nella zona Merano - Bolzano (fonte: EDYNA).

78

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


26 Masterplan 2017

6.7.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento della rete in alta tensione tra Merano e Bolzano

• Sviluppo e ammodernamento della stazione elettrica di TERNA S.p.A. a Cardano con interramento di linee

È stato riferito che TERNA S.p.A. sta attualmente prendendo in esame la possibile installazione di un secondo autotrasformatore a 220/132 kV al fine di incrementare così l’affidabilità della rete a 132 kV presso questo nodo di grande importanza. In tale contesto si provvederà inoltre allo smantellamento di piccole sezioni delle linee pre-esistenti e alla loro sostituzione tramite cavi interrati.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.3;

• Stazione elettrica di TERNA S.p.A. di S. Antonio

Ad avvenuto rifacimento della cabina primaria di S. Antonio da parte di EDYNA, con la conse-guente disponibilità di una nuova superficie libera, TERNA S.p.A. avvierà tempestivamente la realizzazione di un nuovo lotto della stazione elettrica provvedendo a sostituire con un autotras-formatore a 220/60 kV ad alta efficienza energetica l’attuale trasformatore, che ha impedito fino ad oggi il dispacciamento dell’energia elettrica prodotta in val Sarentino e ritirata da EDYNA attraverso la nuova cabina primaria.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2;

• Potenziamento dell’interconnessione in alta tensione Sarentino-Bolzano

La linea in alta tensione Sarentino-Bolzano è vicina ai propri limiti di portata in corrente. A seguito della successiva mancata accettazione del cavidotto originariamente approvato di concerto con il Comune, risulta attualmente presente un cavidotto alternativo di prossima approvazione.



X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2;

• Nuova organizzazione delle linee AT nella zona Oltrisarco e Bolzano Sud

Sulla base dell’acquisizione delle linee RFI da parte di Terna S.p.A. diventano possibili misure di razionalizzazione la cui realizzazione finora era remota. Attualmente si lavora quindi per portare

79

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 27

la rete principale in alta tensione che arriva dal Burgraviato attraverso Oltrisarco verso sud nella ex stazione di trasformazione FS presso le acciaierie di Bolzano. A seguito di ciò la linea AT tra Cornaiano ed Ora potrà essere rimossa. Lo scioglimento di questo nodo incide anche sulla capacità di trasmissione sull’Alta Valle Isarco (Fig. 17).

Fig. 17: La nuova ristrutturazione del nodo a Bolzano: in rosso le nuove linee, in giallo le linee da rimuovere und

ed in blu le linee esistenti. Le linee tratteggiate indicano la prevista costruzione interrata. (Progetto: TERNA S.p.A. 2016).


In discussione In approvazione Approvato In progettazione In costruzione X

Criteri rilevanti:

4.1, 4.2, 4.3;

7 Rete elettrica in media tensione in Alto Adige

7.1 Situazione attuale

La rete in media tensione, oltre a rappresentare l’anello di congiunzione tra la rete in alta tensione e quella in bassa tensione, è anche deputata alla distribuzione della corrente elettrica agli utenti finali (ad esempio quelli industriali) ovvero al dispacciamento dell’energia elettrica dagli impianti di produzione di piccole e medie dimensioni. In Alto Adige la rete MT si estende per circa 2.000 km fungendo così da dorsale per la distribuzione locale (Fig. 18).

Diverse società distributrici di energia elettrica altoatesine dispongono di una propria rete MT. Tra di esse la maggiore è EDYNA. EDYNA gestisce attualmente la rete in media tensione rilevata pochi

80

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


28 Masterplan 2017

anni or sono da ENEL Distribuzione e nel corso di quest’anno da Azienda Energetica S.p.A.. In Alto Adige risultano attualmente attivi i seguenti distributori di riferimento:

− EDYNA

− ASM Bressanone

− Centrale elettrica di Moso

− Azienda Elettrica di Campo Tures

Con la rete in media tensione viene approvvigionata la maggior parte delle imprese distributrici locali l’intero fabbisogno di energia elettrica ovvero la quantità di energia elettrica necessaria ad integrare quella da queste ultime prodotta per proprio conto. Le attuali tensioni di esercizio sono: 20kV, 16,4 kV, 3kV, 25kV, 10kV, 6 kV.

Fig. 18: Panoramica della rete MT dell’Alto Adige (fonte: EDYNA).

La sfida più impegnativa dell’ultimo decennio è nata dalla necessità di inserire nella rete un crescen-te numero di punti di immissione decentrati. Sono migliaia, infatti, in Alto Adige gli impianti di genera-zione distribuita (solare, biomasse, energia idroelettrica) a immettere in questa rete l’energia che producono (v. Fig. 19). Solo negli ultimi 5-8 anni, sono stati più di 4.000 i piccoli produttori (<10 MW) che si sono allacciati alla rete elettrica altoatesina.

La forte crescita del numero di impianti fotovoltaici comporta problemi nella regolazione della ten-sione della rete in bassa tensione. Se, da un lato, negli ultimi anni, si è registrato un notevole incre-mento della quantità di energia elettrica re-immessa nella rete, dall’altro, i consumi elettrici non han-no evidenziato che una crescita appena modesta. Sarà compito del gestore di rete, di volta in volta interessato, trovare una soluzione alle risultanti problematiche.

81

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 29

Fig. 19: Panoramica dell’immissione in rete di energia elettrica proveniente da impianti di generazione distribuita

(immissioni <10 MW per SSE) (fonte: EDYNA).

7.2 Sfide strategiche

• I numerosi punti di immissione decentrati hanno avuto come conseguenza la classificazione di di-verse tratte della provincia come “zone rosse”. In tali zone, per motivi di capacità, non era possi-bile, o non lo è ancora, immettere in rete ulteriori quantitativi di energia elettrica. Una situazione la cui responsabilità non è da ricondursi esclusivamente alla presenza di una rete in alta tensione non ottimale, ma anche, in singole aree, alla presenza di una rete in media tensione inadeguata.

• Alcune di queste “zone rosse” sono già state sanate. Alle imprese distributrici si chiede di provve-dere al risanamento tecnico delle “zone rosse” ancora presenti per poter garantire anche in futuro una fornitura di energia elettrica sicura ed economica.

• Occorrerà eliminare dalla rete in media tensione eventuali livelli di tensione anomali al fine di incrementare la stabilità della rete e poter così realizzare una struttura più efficace in termini di costi. Vale la pena citare le residue “isole” a 6 kV ancora presenti nelle città di Merano e Bolzano.

• Verifica della fattibilità tecnica, economica e giuridica di eventuali “soluzioni territoriali in media tensione funzionanti in isola”.

In caso di avarie delle reti in alta tensione, eventuali soluzioni territoriali in media tensione funzio-nanti in isola potrebbero, infatti, rappresentare per l’Alto Adige una valida opzione per il rapido ri-pristino della fornitura di energia elettrica. Occorrerà esaminare, in ogni caso, in quali condizioni tali soluzioni territoriali siano eventualmente attuabili e capire se le grandi centrali elettriche alto-atesine dispongano o meno della necessaria capacità di riavviarsi in condizioni di “black start”1 e se risultino disponibili o possano essere create interfacce con le reti in media tensione delle di-verse aziende distributrici. Occorrerà, inoltre, verificare se le singole centrali elettriche siano in grado di farsi carico tanto della regolazione della tensione quanto di quella della frequenza così

1

Con il termine “capacità di avviamento in black start” si intende la capacità di una centrale elettrica (o di un blocco di essa) di avviarsi autonomamente in totale assenza di tensione nella rete elettrica. Una capacità di fondamentale importanza ai fini del ripristino della rete elettrica in caso di blackout di vaste proporzioni (fonte: Wikipedia).

82

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


30 Masterplan 2017

da poter integrare gradualmente gli impianti di produzione nella rete MT in caso di un blackout della rete in alta tensione.

Sarebbe altresì opportuno verificare quale capacità di trasmissione sono in grado di garantire le singole reti in media tensione e se le diverse centrali elettriche dispongano della potenza neces-saria a consentire la costituzione di una rete e a fornire energia elettrica alla maggior parte dei clienti allacciati. Bisognerà inoltre esplorare nuovi innovativi sistemi di comunicazione atti a ga-rantire un efficace scambio di informazioni tra i diversi attori.

Si dovrà, al contempo, vagliare la sostenibilità giuridica di un tale sistema. Sarebbe auspicabile, in tale contesto, considerare la possibilità di condurre un progetto pilota in un’area sperimentale.

• In Alto Adige sono numerosissime le aziende elettriche sub-distributrici attive nella zona di inter-facciamento tra rete in media e bassa tensione. Per conseguire un’ottimizzazione degli standard di sicurezza sul lungo periodo, EDYNA ha avanzato la proposta di sottoscrivere un protocollo d’intesa per la sicurezza con tutte le aziende elettriche distributrici allacciate alla propria rete in media tensione. La proposta si richiama agli standard della norma CEI-EN 50110. L’adozione di standard uniformi da parte di tutte le aziende sub-distributrici andrebbe ad incrementare la sicu-rezza in occasione dell’esecuzione di lavori e la stabilità della rete elettrica nel suo complesso.

7.3 Interventi da attuare sulla rete in media tensione

7.3.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento della rete in media tensione

• Bolzano: Masterplan città di Bolzano (in fase di esecuzione), smart grid, eliminazione dell’isola a 6 kV e razionalizzazione dei cablaggi interrati in previsione dell’unificazione della tensione a 20 kV;

• Cornaiano: eliminazione dell’“isola” a 6 kV e unificazione della tensione a 20 kV;

• Naturno: eliminazione dell’“isola” a 6 kV e unificazione della tensione a 20 kV;

• Merano: Masterplan città di Merano, medesimi criteri adottati per la città di Bolzano (in fase di progettazione);

• Realizzazione di connessioni in media tensione tra stazioni elettriche onde garantire la continuità della fornitura in caso di parziale interruzione della rete in alta tensione (TERNA S.p.A.), in particolare nella metà orientale del territorio provinciale.

7.3.2 Interventi da prevedere nel medio termine per l’ammodernamento della rete in media tensione

• Allacciamento al comune di Nova Ponente della rete MT ex SELnet ed ex AEWnet (lavori a Ponte Nova, Wölfl e Obereggen) ai fini della razionalizzazione della rete di distribuzione in media tensione, di una forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, dell’incremento della resilienza e dell’unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

• Allacciamento al comune di Renon delle reti MT ex SELnet ed ex AEWnet con lavori nelle frazioni di Corno del Renon, Collalbo e S. Antonio presso Bolzano, dove ha inizio l’elettrodotto. Forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, incremento della resi-lienza e unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

• Allacciamento al comune di San Genesio Atesino delle reti MT ex SELnet ed ex AEWnet con lavori nelle frazioni di Cologna, Valas e S. Antonio presso Bolzano (punto di partenza elettro-dotto). Forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, incremento della resilienza e unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

• Allacciamento al comune di Laives delle reti MT ex SELnet ed ex AEWnet, frazioni di San Gia-como, Zona Industriale di Laives e Zona Industriale di Bolzano (punto di partenza elettrodotto). Forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, incremento della resilienza e unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

• Allacciamento al comune di Appiano delle reti MT ex SELnet ed ex AEWnet nel comune, frazioni Appiano Monte, Ganda, Crocevia, Caserma “Mercanti”, Cornaiano (Colterenzio) e Monticolo.

83

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 31

Forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, incremento della resilienza e unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

• Allacciamento al comune di Appiano delle reti MT ex SELnet ed ex AEWnet, frazioni Monte e Predonico. Forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, incremento della resilienza e unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

• Allacciamento al comune di Cornedo all’Isarco delle reti MT ex SELnet ed ex AEWnet, frazioni di San Valentino in Campo, San Valentino di Sopra, Collepietra e Cardano. Forte riduzione dei tempi di interruzione del servizio per i clienti allacciati, incremento della resilienza e unificazione della tensione di esercizio a 20 kV.

8 Stazioni elettriche Le stazioni elettriche fanno parte della rete di distribuzione elettrica e hanno la funzione di intercon-nettere tra di loro più linee elettriche a diversi livelli di tensione. Rappresentano pertanto un compo-nente di fondamentale importanza, ad esempio, per l’interconnessione delle linee in media tensione alla rete in alta tensione così come per garantire uno scambio di energia sicuro ed efficiente. In Alto Adige, a livello di infrastruttura AT-MT, sono presenti in totale 35 stazioni elettriche (v. Tab. 4).

Tab. 4: Gestori e numero di stazioni elettriche presenti in Alto Adige.

GESTORE NUMERO DI STAZIONI

ELETTRICHE SELnet 31(+2 in fase di progettazione) ASM Bressanone 2 Azienda Elettrica Campo Tures S.r.l. 1 EUM - Azienda Energia ed Ambiente, Moso in Passiria Scarl 1

Analizzando i valori di carico delle stazioni elettriche in esercizio, emerge come, con un grado di utilizzazione superiore al 95% della propria capacità, la stazione elettrica di Vernago in val Senales si trovi in una situazione assolutamente critica (evidenziata dalla presenza di un triangolo rosso) (v. Fig. 20). Questa stazione non è in grado di sopportare ulteriori immissioni di energia elettrica, che sono pertanto vietate. Le altre stazioni elettriche, indicate da punti di colore rosso o giallo, risultano, al contrario, sottoposte a importanti carichi sul lato utente; tra di esse anche la stazione elettrica di S. Antonio nei pressi di Bolzano che presenta un grado di utilizzazione superiore all’80%. Nove stazioni elettriche sono utilizzate tra il 50 e l’80% e si trovano pertanto sotto osservazione).

La società di distribuzione di energia elettrica EDYNA ha invece in programma per gli anni a venire una serie di interventi finalizzati all’ammodernamento e all’ampliamento delle stazioni elettriche AT. Si tratta di interventi riguardanti, in parte, le sezioni AT e, in parte, quelle MT delle stazioni così come, in alcuni casi, la sostituzione del trasformatore. Si riporta di seguito un elenco degli impianti interessati dai lavori (vedi Fig. 21):

• SE Ponte Resia • SE Corvara • SE San Leonardo • SE Glorenza • SE val di Nova • SE Lana

• SE Senales • SE Laces (impianto di nuova

realizzazione con STA) • SE Laives (20 kV) • SE Laion

• SE Brennero (impianto di nuova realizzazione per connessione con TINETZ)

• SE Appiano • SE S. Antonio

84

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


32 Masterplan 2017

Fig. 20: Grado di utilizzazione delle stazioni elettriche in Alto Adige (fonte: EDYNA): i punti verdi indicano un

utilizzo superiore al 50%, quelli gialli fino all’80%, quelli rossi superiore all’80%.

Tab. 5: Stazioni elettriche AT/MT in Alto Adige, elencate in ordine di grado di utilizzazione (fonte: EDYNA).

ASM Bressanone S.p.A. gestisce dal 2009 ad Aica una stazione elettrica di nuova costruzione con-forme allo stato dell’arte che, in caso di eventuale smantellamento del secondo elettrodotto a 132 kV che si articola verso Prati e interconnessione verso la val Pusteria (Rio di Pusteria/Vandoies) po-trebbe fungere da nuovo nodo. Occorrerà, in ogni caso, procedere a specifiche verifiche al riguardo.

85

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 33

Fig. 21: Realizzazione di nuove stazioni elettriche e sviluppo di quelle pre-esistenti in Alto Adige (fonte:

EDYNA).

8.1 Interventi prioritari da prevedere per l’ammodernamento di stazioni elettriche

• Stazione elettrica di Vernago

In val Senales la locale stazione elettrica ha raggiunto i propri limiti di capacità e non è pertanto in grado di sopportare ulteriori immissioni di energia elettrica.

• Stazione elettrica di S. Antonio

Anche la stazione elettrica di S. Antonio è sottoposta ad un carico che raggiunge l’80% della propria capacità.

8.2 Interventi da prevedere nel medio termine per l’ammodernamento di stazioni elettriche

• San Floriano

• Lasa

• Santa Valburga

• Bressanone

Le stazioni elettriche a Molini di Tures, Ora e Santa Valburga sono state modernizzate di recente e adeguate alle nuove esigenze.

La stazione elettrica di Bressanone, risalente al 1972, non è più conforme allo stato dell’arte. In caso di eventuale trasferimento della cabina di sezionamento di TERNA all’estremità meridionale del territorio comunale, anche la stazione elettrica dovrà essere, in ogni, caso spostata.

86

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


34 Masterplan 2017

9 Prescrizioni ambientali Vincoli e requisiti in materia di inquinamento causato da campi elettromagnetici generati dagli elettrodotti alla frequenza di 50 Hz, sono fissati nel Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri dell’8 luglio 2003, decreto emesso in attuazione dell’art. 4, c. 2a della Legge 22.02.2001, n. 36. Con decreto del 29.05.2008, “Approvazione delle procedure di misura e valutazione dell’induzione magnetica“, sono quindi stati fissati metodi e criteri per la misurazione e la valutazione dell’induzione magnetica.

L’art. 3. del decreto dell’8 luglio 2003 prescrive in ordine ai campi elettromagnetici generati da elet-trodotti, valori limite di esposizione di 100 µT per quanto riguarda le induzioni magnetiche e di 5 kV/m per i campi elettrici. È inoltre prevista, a titolo di misura cautelativa per la protezione da eventuali effetti a lungo termine, l’assunzione, in ordine all’induzione magnetica, di una soglia di attenzione di 10 µT presso aree gioco per l’infanzia, ambienti abitativi, ambienti scolastici e luoghi adibiti a permanenza non inferiori a 4 ore (da intendersi come mediana dei valori nell’arco delle 24 ore nelle normali condizioni di esercizio). Tali valori limite trovano applicazione in ordine ad elettro-dotti pre-esistenti ed elettrodotti da sottoporre a risanamento lungo il medesimo tracciato. Nel caso in cui l’osservanza di tali valori limite risulti impraticabile, dovranno essere adottati idonei misure.

L’art. 4 prescrive standard di qualità in merito alla progettazione di nuovi elettrodotti. In caso di pro-gettazione di nuovi elettrodotti in prossimità di aree gioco per l'infanzia, di ambienti abitativi, di am-bienti scolastici e di luoghi adibiti a permanenze non inferiori a quattro ore (da intendersi come mediana dei valori nell’arco delle 24 ore nelle normali condizioni di esercizio), è prevista, in ordine ai campi magnetici, l’assunzione di una soglia di attenzione di 3 µT da intendersi come mediana dei valori nell’arco delle 24 ore nelle normali condizioni di esercizio.

Una soglia che trova applicazione anche nel caso opposto. Infatti, nell’individuazione di nuovi ag-glomerati urbani o nell’attuazione di progetti in prossimità di installazioni elettriche già presenti nel territorio si dovranno prevedere distanze atte a garantire l’osservanza di tale soglia. L’individuazione di un’area come agglomerato urbano può, pertanto, avere luogo solo se non risultano superati tali valori limite.

In conformità al punto 4 dell’Allegato II alla parte 2 del Decreto legislativo del 3 aprile 2006, n. 152 e successive modifiche, dovranno essere sottoposti a valutazione di impatto ambientale, seguendo la procedura statale, gli elettrodotti in alta tensione che soddisfano i seguenti criteri

• 4) Elettrodotti aerei con tensione nominale di esercizio superiore a 150 kV e con tracciato di lunghezza superiore a 15 km ed elettrodotti in cavo interrato in corrente alternata, con tracciato di lunghezza superiore a 40 km.

• 4-bis) Elettrodotti aerei per il trasporto di energia elettrica, facenti parte della rete elettrica di trasmissione nazionale, con tensione nominale superiore a 100 kV e con tracciato di lunghezza superiore a 10 km. (introdotto dall'art. 36, comma 7-bis, lettera a, legge n. 221 del 2012, poi modificato dall'art. 8, comma 2, legge n. 221 del 2015)

• 4-ter) Elettrodotti aerei esterni per il trasporto di energia elettrica, facenti parte della rete elettrica di trasmissione nazionale, con tensione nominale superiore a 100 kV e con tracciato di lunghez-za superiore a 3 Km, qualora disposto all'esito della verifica di assoggettabilità di cui all'articolo 20.(numero introdotto dall'art. 36, comma 7-bis, lettera a), legge n. 221 del 2012)

Ai sensi dell’Allegato III alla parte 2 della legge sopra citata è riservato alle regioni ed alle province autonome di definire la procedura per elettrodotti aerei per il trasporto di energia elettrica, non facenti parte della rete elettrica di trasmissione nazionale, con tensione nominale superiore 100 kV con tracciato di lunghezza superiore a 10 km. Ai sensi dell’Allegato IV le linee elettriche aree con tensione nominale superiore a 100kV e di lunghezza superiore a 3 km non appartenenti alla rete di trasmissione nazionale possono essere sottoposte a screening nelle Regioni e nelle Provincie Autonome.

87

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 35

Fig. 22: Rappresentazione schematica della propagazione dei campi elettrici e magnetici generati da una linea

elettrica aerea. (fonte: Amprion GmbH 2014).

L’allegato C della legge della Provincia autonoma di Bolzano del 2007 prevede l’obbligo di sotto-porre le linee elettriche aeree a valutazione di impatto ambientale solo a partire da una tensione nominale di 220 kV o da una lunghezza superiore a 15 km. L’Allegato D, invece, prescrive valori limite di 200 kV e oltre 5 km di lunghezza per l’esecuzione di una valutazione di impatto ambientale sulle linee elettriche aeree. I valori limite vigenti in Alto Adige risultano, pertanto, ben al di sopra di quelli prescritti a livello nazionale.

Ai fini della loro eco-compatibilità, la costruzione degli elettrodotti deve avvenire tenendo in conside-razione idonei aspetti tanto in fase di pianificazione preliminare quanto di progettazione. In linea di massima, occorrerà innanzitutto valutare se il progetto debba essere realizzato con posa interrata dei cavi o sotto forma di linea elettrica aerea. Se la soluzione in cavo interrato è ormai divenuta uno standard per le reti a bassa tensione vista la loro prossimità alle zone residenziali, occorre valutare di caso in caso l’opportunità di una tale soluzione anche per le reti in media ed alta tensione, anche a causa dei loro maggiori costi.

La posizione di linee elettriche è da considerare in modo opportuno anche nell’individuazione di agglomerati urbani e nell’elaborazione del piano regolatore. Già in questa fase di progettazione si devono tenere conto di tracciati esistenti e necessari e le relative distanze di sicurezza. Attraverso un approccio integrativo di pianificazione di siti e aree residenziali così come degli elettrodotti in alta tensione o di altri impianti di fornitura elettrica è più facile minimizzare l’esposizione ad inquinamento elettromagnetico della popolazione.

Aumentandone la distanza dagli edifici residenziali, le linee in alta tensione contribuiranno in modo sempre meno significativo all’inquinamento elettromagnetico. L’inquinamento sarà così determinato in maniera crescente dai consumi di energia elettrica a livello domestico.

I gestori di rete dovranno, tuttavia, esplorare e far ricorso, nel quadro della realizzazione degli elet-trodotti, a tutti i mezzi tecnici potenzialmente atti a ridurre l’impatto dei campi elettrici e magnetici, per esempio, anche mediante l’idonea concezione strutturale dei tralicci dell’alta tensione (idonea configurazione delle fasi, altezza dei tralicci o corretto distanziamento dei singoli conduttori).

Anche nelle linee in cavo interrato, il distanziamento e la disposizione dei singoli conduttori possono influire sull’intensità dei campi magnetici generati.

Nella direttiva sulla progettazione ecocompatibile dell’Unione Europea (2009/125/CE) sono contenu-te anche importanti indicazioni per la modernizzazione ecocompatibile e la nuova realizzazione di strutture elettriche di distribuzione e trasporto in Alto Adige. Con la direttiva sulla progettazione eco-compatibile l’Unione Europea ha istituito un quadro per la definizione dei requisiti minimi di prodotti specifici. Lo scopo è quello di migliorare l’ecocompatibilità dei prodotti che consumano energia tramite direttive standard a livello UE, tenendo conto dell’intero ciclo di vita. Di particolare interesse è il regolamento (UE) n. 548/2014, che riguarda i trasformatori di potenza piccola, media e grande:

• piccolo trasformatore di potenza: la cui tensione d'uscita massima sia pari o inferiore di 1,1 kV;

88

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


36 Masterplan 2017

• trasformatore di potenza media: la cui tensione d'uscita massima sia superiore a 1,1 kV ma pari o inferiore a 36 kV, e la cui potenza nominale sia pari o superiore a 5 kVA ma inferiore a 40 MVA;

• grande trasformatore di potenza: la cui tensione d'uscita massima sia superiore a 36 kV e la cui potenza nominale sia pari o superiore a 5 kVA o la cui potenza nominale sia pari o superiore a 40 MVA, indipendentemente dalla tensione d'uscita massima.

Il regolamento definisce i livelli massimi consentiti delle perdite a carico e delle perdite a vuoto, non-ché i valori dell'indice di efficienza di picco di trasformatori trifase medi immersi in un liquido o di tipo a secco risp. i requisiti minimi relativi all'indice di efficienza di picco applicabili ai grandi trasformatori di potenza immersi in un liquido o di tipo a secco, utilizzati nelle reti di trasmissione e di distribuzione della corrente elettrica a 50 Hz. L’attuazione avviene in due fasi. Devono essere rispettati requisiti minimi a partire dal 01.07.2015, mentre a partire dal 01.07.2021 vanno osservati requisiti ancora più rigorosi.

10 Conclusioni Le possibili interventi di ammodernamento e potenziamento delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica sono state oggetto di approfondite discussioni in seno al tavolo sull’energia (v. la deliberazione n. 463 del 14.04.2016). Nell’ambito di tali discussioni sono stati delineati i principi strategici per il miglioramento delle linee in alta tensione in Alto Adige evidenziati nella Tab. 6.

Tab. 6: Alcune opzioni strategiche per l’ottimizzazione dell’infrastruttura di trasmissione dell’energia elettrica in Alto Adige (fonte: A. Bordonetti, EDYNA).

Soluzione Pro Contro Sviluppo delle linee AT già esistenti

Realizzazione di una rete di tra-smissione realmente capillare

Dipendenza da TERNA e lunghi tempi di realizzazione

Parziale innalzamento della tensione da 132 kV a 220 kV

Drastico incremento delle capacità di trasmissione

Dipendenza da TERNA; lunghi tempi di realizzazione; criticità nella determina-zione dei tracciati a causa di problema-tiche di compatibilità elettromagnetica

(corridoio di tutela)

Riduzione della re-immissione di energia elettrica nella rete AT attraverso il suo accumulo per l’uso differito (per esempio, idrogeno ed E-Mobility)

Gestibile da parte dei gestori di rete locali, in totale indipendenza da TERNA; maggiore efficienza energetica grazie al consumo

locale

Tecnologie ancora solo in parte pronte per l’immissione sul mercato

Migliore interconnessione tra i gestori di rete ai fini del mas-simo sfruttamento possibile dell’energia a livello locale

Riduzione del potenziamento della rete

Non adottabile ovunque

Impiego di RONT2 presso le stazioni di rete locale

Ottimizzazione della regolazione di tensione e riduzione del potenzia-

mento della rete Attuabile solo nelle cabine in muratura

All’interno del Masterplan sono illustrati diversi progetti che, a parere della Provincia, rivestono un ruolo di primaria importanza nel garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, una moderna ed 2

Un trasformatore di distribuzione regolabile (RONT) è un particolare trasformatore utilizzato per trasformare la tensione proveniente dalla rete in media tensione nella bassa tensione comunemente utilizzata dalla rete locale (in Europa perlopiù 230/400 Volt). Rispetto ai tradizionali trasformatori non regolabili, un trasformatore RONT è in grado di variare il rapporto di trasformazione in servizio consentendo così, per esempio, l’immissione in rete di maggiori quantità di energia prodotta da solare fotovoltaico senza indebiti sbalzi della tensione di rete (fonte: Wikipedia).

89

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 37

efficiente distribuzione dell’energia, un’adeguata capacità di dispacciamento dell’energia prodotta nel territorio della provincia e il mantenimento del valore aggiunto così generato e, infine, la crea-zione della necessaria interconnessione internazionale.

L’attuazione di tali interventi non potrà prescindere, in particolare per ciò che riguarda il settore dell’alta tensione, da una precisa individuazione delle diverse competenze. Per gran parte di tali interconnessioni (parte della rete di trasmissione nazionale, linee internazionali, interconnettore, merchant-line, rete elettrica europea interconnessa), le competenze ricadono nella responsabilità di TERNA o delle autorità preposte. Pertanto, nella realizzazione degli interventi di ammodernamento o degli spostamenti da eseguirsi, sarà indispensabile una costruttiva collaborazione con TERNA S.p.A. (v. cap. 10.1).

10.1 Accordo tra TERNA S.p.A. e Provincia autonoma di Bolzano

TERNA S.p.A. è competente per la distribuzione in alta tensione così come, in particolare, dell’assistenza tecnica e della costruzione di reti di trasmissione di rilevanza nazionale in Italia e quindi anche in Alto Adige. Pare ovvio che le priorità tecniche di TERNA S.p.A. per l’ammo-dernamento delle reti infrastrutturali nella Provincia Autonoma di Bolzano siano caratterizzate anche da esigenze sovraregionali e nazionali. Questi aspetti fanno sì, che le priorità di TERNA S.p.A. non sempre corrispondano a quelle della Provincia. Per questo motivo un continuo scambio di informazioni, la sensibilizzazione, l’instaurazione di una collaborazione strategica con l’azienda e il raggiungimento di intese risultano di grande importanza per la Provincia.

La Giunta provinciale, con deliberazione n. 1548 del 16.12.2014, ha approvato la sottoscrizione di un protocollo d’intesa di collaborazione tra la Provincia e TERNA S.p.A., protocollo che è stato sigla-to dal competente assessore provinciale, Dr. Richard Theiner, in data 05.02.2015. Nel protocollo si prende atto che la Provincia e TERNA S.p.A. intendono collaborare, nel rispetto reciproco, per potenziare e ammodernare la rete in alta tensione presente sul territorio della Provincia autonoma di Bolzano e interconnetterla con i paesi esteri. A tale scopo è stato costituito un tavolo tecnico. Nel protocollo è stata inoltre definita la realizzazione dei seguenti progetti tecnici:

- attuazione dei progetti di cui al piano pluriennale di TERNA S.p.A.;

- identificazione di possibili progetti merchant-line;

- potenziamento della cabina primaria di val di Vizze e dell’elettrodotto a 132 kV attraverso la valle Isarco e la val Passiria;

- potenziamento della cabina primaria di Campo Tures e della linea a 132 kV in val Pusteria;

- potenziamento della cabina primaria di Dobbiaco e realizzazione di un nuovo elettrodotto a 132 kV tra Dobbiaco e Zuel;

- interconnessione tra la cabina primaria di Corvara e Laion;

- nuova cabina primaria a Vezzano in collegamento con la ferrovia Merano-Malles;

- spostamenti di linee elettriche in alta tensione richiesti dai Comuni. Tali interventi seguiranno, in ogni caso, un proprio iter di progettazione e finanziamento.

In data 24.02.2016 e in data 30.12.2016 sono stati sottoscritti altri accordi tra TERNA S.p.A. e Pro-vincia nonché Comuni finalizzati alla realizzazione di un interconnettore a 220 kV tra Passo Resia e la cabina primaria a Glorenza. Tale accordo prevede anche la conduzione di indagini per verificare la possibilità di realizzazione di un interconnettore di tipo “merchant” attraverso il Passo Resia e il sostegno di TERNA S.p.A. nell’attuazione di tale progetto. In tale sede è stato garantito che TERNA S.p.A. provvederà ad attuare i previsti interventi presso il nodo di Cardano entro il 2018 oltre ad adeguare la stazione elettrica di Glorenza, a realizzare la stazione elettrica del Brennero e a collaborare con la Provincia per l’ammodernamento di un elettrodotto in alta tensione tra Naturno e Castelbello.

Nei prossimi anni va incrementata la collaborazione con Terna S.p.A. Sono da prediligere in particolare quei progetti che sono classificati come prioritari. A tale scopo devono essere raggiunti degli accordi con Terna S.p.A. sui progetti da elaborare. Nei prossimi anni bisogna concentrarsi nel

90

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


38 Masterplan 2017

settore delle linee ad alta tensione e sui seguenti progetti portanti per quanto concerne la sicurezza della distribuzione:

- nuova strutturazione del corridoio del Brennero;

- miglioramento della sicurezza della distribuzione in val Pusteria;

- nuova strutturazione del nodo di Bolzano (Maso Pill) e rimozione delle linee AT di Oltrisarco;

- posa sotterranea della linea a 132 kV sfruttando il traforo sotto il Monte di San Benedetto.

In questi tratti le priorità di Terna S.p.A. e della Provincia dovrebbero coincidere. Oltre a ciò ci sono da inserire successivamente in tale accordo le aspettative da parte dei Comuni per la posa di linee al di fuori dei centri abitati.

10.2 Coordinamento per la valle Isarco e l’Alta Valle Isarco

In val d’Isarco e nell’alta val d’Isarco vi è un’alta densità di linee ad alta tensione (Fig. 23, Fig. 24, Fig. 25, Fig. 26, Fig. 27 e Fig. 28). Questi elettrodotti si estendono tra Bolzano ed il Brennero su ambo i lati della valle, ma non corrispondono più ai requisiti tecnici di un’infrastruttura moderna per il trasporto energetico. Inoltre nella valle Isarco e nell’Alta Valle Isarco, diverse sezioni della rete elettrica non sono più in grado di sopportare ulteriori immissioni di energia elettrica, il che non consente ai produttori locali di sfruttare appieno il loro potenziale produttivo.

Sono inoltre in fase di progettazione dei progetti, che dovrebbero rafforzare lo scambio di energia transfrontaliero. TERNA S.p.A., ad esempio, sta attualmente lavorando, nel quadro delle misure per l’attuazione dell’Unione Energetica Europea, alla realizzazione di una interconnessione in alta tensione a 132 kV tra Italia e Austria attraverso il Brennero. La tratta tra Prati di Vizze ed il Brennero è già stata modernizzata. Un altro progetto finalizzato alla realizzazione di una “merchant-line” da parte dell’azienda SunEdison è al momento in fase di approvazione.

Fig. 23: La situazione nella val d’Isarco: tratta Bolzano – Campodazzo (6 linee AT) (fonte: EDYNA).

91

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 39

Fig. 24: La situazione nella val d’Isarco: tratta Campodazzo – Ponte Gardena (6 linee AT) (fonte: EDYNA).

Fig. 25: La situazione nella val d’Isarco: tratta Ponte Gardena – Bressanone Sud (5 linee AT) (fonte: EDYNA).

92

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


40 Masterplan 2017

Fig. 26: La situazione nella val d’Isarco: tratta Bressanone Sud – Aica (fonte: EDYNA).

Fig. 27: La situazione nella val d’Isarco: tratta Aica – Culle (fonte: EDYNA).

93

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 41

Fig. 28: La situazione nell’Alta Val d’Isarco: tratta Mules-Brennero (fonte: EDYNA).

I Comuni di Bressanone e Campo di Trens si stanno adoperando per il ritracciamento o l’interramen-to delle reti in alta tensione presenti nel loro territorio comunale e si dicono disponibili a co-finanziare i costi aggiuntivi associati ad un eventuale ritracciamento ricorrendo ai fondi ambientali erogati a fronte della produzione energetica delle grandi centrali idroelettriche al fine di rimuovere le linee ad alta tensione dai centri abitati.

94

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


42 Masterplan 2017

Alla complessa situazione che l’area sta vivendo sul fronte della trasmissione dell’energia elettrica si vanno a sovrapporre le esigenze delle attuali e, in particolare, delle future strutture ferroviarie. L’attuale ferrovia storica del Brennero è alimentata in corrente continua a 3 kV. I futuri tratti della linea ad alta velocità tra il Brennero e Ponte Gardena e, successivamente, il passante ferroviario di Bolzano saranno, invece, alimentati in media tensione a 25 kV in corrente alternata a 50 Hz. Le sollecitazioni tecniche esercitate sulla rete dal servizio ferroviario saranno ulteriormente accresciute dalle forti oscillazioni cui la potenza assorbita dalle linee ferroviarie è soggetta tanto nel corso della giornata quanto della settimana.

Dopo l’acquisizione delle linee elettriche in alta tensione di RFI da parte di TERNA S.p.A., occorrerà prendere in esame anche la possibilità di un eventuale nuovo orientamento in particolare tra Bolzano e Brennero. Per poter far fronte a tali sfide ed elaborare una soluzione sostenibile per il territorio, è auspicabile l’istituzione di un tavolo tecnico in cui coinvolgere i seguenti attori:

A) Terna S.p.A., in qualità di Distributore di riferimento nel settore dell’alta tensione

B) RFI, in qualità di gestore della linea di accesso sud e della linea ferroviaria storica

C) BBT-SE, in qualità di società responsabile per la realizzazione del traforo di base del Brennero;

D) EDYNA Srl, in qualità di principale distributore di riferimento a livello provinciale

E) ASM Bressanone

F) Agenzia provinciale per l’ambiente

10.3 Definizione delle priorità nel settore di media tensione

L’attuazione dei progetti riguardanti la rete in media tensione ha luogo direttamente in Alto Adige. Tali progetti possono in parte anche contare sulla concessione di contributi da parte della Provincia. Nell’art. 2, comma 3 della Legge provinciale del 7 luglio 2010, n. 9, nella versione vigente, viene riportato quanto segue:

“La Provincia autonoma di Bolzano può inoltre erogare contributi nella misura massima dell’80 per cento alle imprese elettriche distributrici:

1. nel caso siano colpite da calamità naturali;

2. per nuovi allacciamenti, la sostituzione o il potenziamento di impianti di distribuzione nelle zone rurali;

3. per l’interramento di linee aeree a media e bassa tensione;

4. per l’allacciamento elettrico di malghe e rifugi, qualora non sussista una forma di approvvigionamento di energia elettrica più economica.”

Nell’atto di notifica per gli aiuti di Stato (Nr. Sa. 32113 2010/N) si fa riferimento ad elettrificazione agevolata in zone isolate alpine e rurali. La Provincia ha definito quale zone rurali circa 60 Comuni, che sono stati inclusi come territorio obiettivo 2 nel programma di sviluppo rurale 2000 – 2006 con decisione della Commissione n. 3700 del 30 settembre 2004. Anche in futuro si dovrebbe una simile delimitazione dovrebbe adattarsi ad una definizione stabilita in un atto ufficiale della programma-zione europea.

Una parte del previsto budget annuale per l’erogazione dei contributi, dovrebbe, in futuro, essere ri-servato, per la realizzazione dei progetti ritenuti prioritari, con una deliberazione della Giunta provin-ciale. In tal modo potrebbe essere raggiunto un rapido miglioramento qualitativo delle infrastrutture di trasporto energetico e garantita la sicurezza di approvvigionamento nelle zone periferiche.

Solo alcune parti di un progetto di elettrificazione ricadono negli aiuti di Stato ai sensi delle relative norme di legge. Gli interventi di ingegneria civile dello stesso (scavi, canali, ecc.) non sono considerati aiuti di Stato e possono essere sovvenzionati indipendentemente dai sopra citati criteri contributivi.

Al fine di promuovere un nuovo potenziale di efficienza energetica, è da incentivarsi l’utilizzo di tras-formatori innovativi ed energeticamente più efficienti, ai sensi delle indicazioni delle linee guida “eco-

95

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 43

design” (vedi capitolo 9). Sempre più spesso negli ultimi tempi vengono utilizzati nei trasformatori immersi in un liquido dei liquidi isolanti alternativi al posto dell’olio minerale. Ad esempio sono utiliz-zate delle soluzioni tipo esteri naturali (composti organici), che sono biodegradabili al 100%. Da tras-formatori raffreddati in questa maniera il potenziale di rischio per le acque ed i suoli è da valutarsi minore. Anche l’infiammabilità più bassa a confronto con trasformatori tradizionali raffreddati con oli minerali è minore.

L’acquisto di nuovi trasformatori con liquidi refrigeranti biologicamente degradabili, per progetti che hanno diritto a contributo e che già oggi soddisfano gli standard di qualità previsti per il 2021 nel regolamento UE/548/2014, dovrebbe riflettersi nell’ammontare del contributo stesso. L’aliquota più alta del contributo dovrebbe essere prevista solamente fino al 31.12.2021, in quanto dal 01.07.2021 i criteri di qualità della direttiva per la progettazione ecocompatibile diventano obbligatori.

Al fine di trovare maggior chiarezza nel sistema dei contributi e contemporaneamente promuovere l’innovazione, l’efficienza energetica, l’utilizzo di supporti di energie alternative ed un approvvigiona-mento sempre più compatibile alle esigenze ambientali, si consiglia di rielaborare i presupposti giuridici in due passi:

a) 1° passo - rielaborazione dei criteri per contributi (deliberazione): si tratta, in particolare, di adattare la terminologia e di adeguare la struttura allo standard amministrativo-giuridico nell’esistente quadro legislativo. Inoltre, sono da adattare le procedure burocratiche per la domanda di contributo ai presupposti introdotti con la Legge provinciale del 29.1.2002, n. 1 e modificate con Legge provinciale 23.12.2015, n. 18, per l’armonizzazione del bilancio ed introdurre i relativi chiarimenti. Non per ultimo, potrebbero essere estrapolati dal Masterplan alcuni presupposti strategici e integrati. Inoltre si deve chiarire a favore di una più facile lettura da parte dei richiedenti, quali parti di un progetto sono da giudicare come Aiuti di Stato e quale possono essere esonerati da questo.

b) 2° passo: sostanziale ed approfondita rielaborazione dei criteri contributivi e verifica, di come questi possano essere ulteriormente adeguate alle esigenze attuali e di come si possa adottare i presupposti strategici descritti in questo piano. Di seguito si dovrà verificare la compatibilità criteri così rielaborati von legislazione europea in materia contributiva.

10.4 Proposte per la semplificazione della procedura di approvazione

L’iter in vigore per l’approvazione delle infrastrutture di trasmissione dell’energia elettrica è complesso, cosa che può essere ricondotta in larga misura alla natura stessa della materia, visto che la realizzazione di un elettrodotto può essere fonte di numerosi conflitti con altre forme di uso del suolo e altri interessi sul territorio.

In relazione ai diversi livelli di tensione si differenziano le procedure di approvazione. Le linee con una tensione fino ad 1 kV ricadono nella competenza dei Comuni. Questi ultimi sono anche responsabili l’autorizzazione. Per linee con una tensione maggiore di 1 kV e fino a 30 kV è necessaria l’autorizzazione da parte dell’Ufficio elettrificazione.

Per linee in alta tensione, invece, l’inserimento nei Piani Urbanistici di tracciati è coordinato dall’Ufficio pianificazione territoriale e può essere eseguito d’ufficio. L’iter autorizzativo invece viene espletato successivamente dall’Ufficio Elettrificazione. Linee elettriche con una tensione maggiore di 150 kV e tutte le linee in alta tensione facenti parte della rete di trasmissione nazionale dopo il loro inserimento nei Piani Urbanistici e l’effettuazione di una valutazione d’impatto ambientale statale, vengono approvate dal competente Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE).

Per costruzioni collegate a tracciati di linee elettriche nel range di tensione superiore a 30 kV, l’Ufficio Pianificazione Territoriale è responsabile per l’avvio della procedura finalizzata all’attestazione della conformità urbanistica.

L’art. 120 del R.D. 11.12.1933, n. 1775, prevede, per il rilascio di un’autorizzazione alla costruzione di una linea elettrica in progetto, il rilascio di diversi pareri (Tab. 7). I quali valutano le interazioni con aree militari rilevanti, con fiumi, torrenti e canali, miniere e beni demaniali, strade pubbliche, ferrovie, autostrade, funivie, teleferiche, telegrafi pubblici e linee telefoniche, emittenti dello Stato, zone limitrofe di aeroporti, beni culturali e monumenti.

96

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


44 Masterplan 2017

Alcuni di questi pareri non si limitano solamente alla pura approvazione, eventualmente con prescrizioni, oppure al rigetto del progetto. Infatti, la loro caratteristica è più simile a dei disciplinari, che possono contenere anche delle prescrizione tecniche per la progettazione e la costruzione della linea. In forma esemplificativa, sono da citare le concessioni per l’attraversamento di linee funiviarie, stradali ed autostradali.

Tab. 7: Panoramica delle istituzioni coinvolte che dovranno eventualmente rilasciare un parere.

Uffici comunali Uffici provinciali Istituzioni preposte

Commissione edilizia Ufficio Foreste Ufficio Trasporti funiviari Ufficio Tecnico strade Ufficio Beni culturali Ufficio Tutela del paesaggio Beni demaniali Ufficio Pianificazione territoriale

Forze Armate Ministero dello sviluppo economico A22 RFI

Da un punto di vista procedurale è particolarmente rilevante il range di tensione compreso tra 1 kV e 150 kV, che viene trattato prioritariamente dalla Provincia autonoma di Bolzano. All’interno di tale iter sono identificabili alcuni potenziali di semplificazione e di snellimento della procedura, senza che questo vada ad inficiare la qualità della valutazione ambientale. Fanno eccezione le linee in alta tensione facenti parte della rete di trasmissione nazionale che sottostanno all’autorizzazione da parte del MISE.

Ad esempio, il rilascio del parere da parte dell’Ufficio Tutela del Paesaggio presuppone l’esistenza di un progetto approvato dalla Commissione edilizia del Comune interessato o di fatto un progetto approvato. Nel contempo però, il parere positivo dell’Ufficio Tutela del Paesaggio è necessario ai fini dell’ottenimento dell’autorizzazione da parte dell’Ufficio Elettrificazione e, di conseguenza, per l’approvazione dell’elettrodotto; approvazione che, a sua volta, è decisiva ai fini del rilascio di un parere favorevole da parte della Commissione edilizia. Occorre pertanto snellire tale iter semplificandolo ed affrancandolo da lentezze burocratiche.

10.4.1 Riferimenti normativi

Istruttoria tecnica ed approvazione:

• D.P.R. 26 marzo 1977, n. 235 – Norme di attuazione dello statuto speciale in materia di energia: art. 1, c. 3 c:

• Restano riservate allo Stato (…) le reti per il trasporto dell'energia elettrica costituenti la rete di trasmissione nazionale con tensione superiore a 150 kV;

• Regio Decreto dell’11 dicembre 1933, n. 1775, Testo unico delle disposizioni di legge sulle acque e impianti elettrici e successive modifiche:

− capo I - Autorizzazione all'impianto di linee elettriche artt. 107 - 118;

− capo II - Servitù di elettrodotto artt. 119 - 129;

− capo III - Esercizio degli impianti elettrici artt. 130 - 132.

• Legge 28 giugno 1986, n. 339 - Nuove norme per la disciplina della costruzione e dell'esercizio di linee elettriche aeree esterne

• Decreto ministeriale del 21 marzo 1988 - Approvazione delle norme tecniche per la progettazione, l'esecuzione e l'esercizio delle linee aeree esterne - Pubblicato nella Gazz.Uff. 5 aprile 1988, n. 79, S.O.

• Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri dell’8 luglio 2003 - Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione

97

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 45

dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti

• Decreto legislativo del 3. aprile 2006, n. 152 - Norme in materia ambientale;

• Norme CEI (Comitato elettrotecnico italiano) in vigore.

• Legge Provinciale del 25 luglio 1970, n. 16 - Tutela del paesaggio (e successive modifiche).

• Legge Provinciale del 21 ottobre 1996, n. 21 - Legge forestale (e successive modifiche).

• Legge Provinciale del 11 agosto 1997, n. 13 - Legge urbanistica provinciale (e successive modifiche).

• Legge Provinciale del 30 ottobre 2005, n. 7 - Norme in materia di utilizzazione di acque pubbliche (e successive modifiche).

• Legge Provinciale del 5 aprile 2007, n. 2 - Valutazione ambientale per piani e progetti (e successive modifiche).

• Decreto del Presidente della Giunta provinciale, del 6 novembre 1998, n. 33 - Regolamento di esecuzione per la semplificazione della procedura amministrativa relativamente alla approva-zione di interventi di scarsa rilevanza ai sensi della legge sulla tutela del paesaggio.

10.4.1.1 Legge provinciale 30 settembre 2005, n. 7 - Norme in materia di utilizzazione di acque pubbliche (e successive modifiche)

Art. 15:

Par. 1: Non sono soggette ad autorizzazione da parte dell’Agenzia provinciale per l'ambiente, fermi restando gli eventuali pareri necessari, le linee elettriche con tensione inferiore o pari a 1.000 Volt e quelle per impianti di illuminazione pubblica, né le relative opere accessorie.

Par. 2: I titolari di domande di autorizzazione all'impianto di linee elettriche di cui agli articoli 107 e seguenti del Regio Decreto 11 dicembre 1933, n. 1775, sono esonerati dal pagamento delle spese di istruttoria.

Par. 3: Il competente ufficio dell’Agenzia provinciale per l'ambiente pubblica le domande di autorizzazione per la costruzione di linee elettriche mediante affissione per 30 giorni all'albo del comune. Entro tale termine gli interessati possono presentare osservazioni e opposizioni al medesimo ufficio.

Par. 4: Non si provvede alla pubblicazione dell'avviso nel Bollettino Ufficiale della Regione di cui all'art. 111 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775.

10.4.1.2 Legge provinciale 25 luglio 1970 n. 16 - Tutela del paesaggio (e successive modifiche)

(Art 8/bis): Con regolamento di esecuzione sono definite quelle categorie di lavori che per la loro natura ed entità rappresentano degli interventi non essenziali nel paesaggio e che sono autorizzati direttamente dal Sindaco territorialmente competente anche ai sensi dell'articolo 6 della legge provinciale 21 ottobre 1996, n. 21. Questi interventi non sono soggetti a concessione e autorizzazione edilizia. L'autorizzazione viene trasmessa all'Ispettorato forestale competente.

Art. 12, comma 1: Gli interventi sull'ambiente naturale e sul paesaggio di seguito elencati devono ottenere l'autorizzazione da parte del Direttore della Ripartizione provinciale natura, paesaggio e sviluppo del territorio:

e) gli impianti aerei di trasmissione e distribuzione di energia elettrica aventi tensioni non inferiori a 5000 Volt, gli impianti per la diffusione radiotelevisiva, nonché impianti di telecomunicazione;

10.4.1.3 Decreto del Presidente della Giunta Provinciale 6 novembre 1998, n. 33 Art. 1, comma 1: i successivi elencati interventi, nella natura e nel paesaggio, vengono approvati con la procedura semplificata ai sensi dell’art. 8, comma 1-bis, della LP 25.07.1970, n. 16 direttamente dai Sindaci territorialmente competenti anche ai sensi dell’art. 6 della LP 21.10.1996, n. 21.

98

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


46 Masterplan 2017

Punto b: movimenti di terra per la posa in opera di condutture qualora l'area occupata durante i lavori non superi la larghezza di 5 m. Qualora trattasi di condutture d’acqua, il richiedente deve essere in possesso della concessione per la derivazione d'acqua. All’interno dei parchi naturali deve essere richiesto un parere dell’ufficio provinciale Parchi naturali

Punto s: installazione, modifica o sostituzione di cavi, punti, nodi, armadi di derivazione, centraline e cabine per l’erogazione di servizi pubblici;

10.4.1.4 Legge provinciale del 21 ottobre 1996, n. 21 - Legge forestale (e successive modifiche)

Art. 6, comma 1: La concessione edilizia da parte del Sindaco per l'esecuzione dei lavori di scavo e di deposito non diretti al cambio di coltura di cui all'articolo 5, in territori vincolati ai sensi della presente legge è rilasciata previa autorizzazione del direttore dell'ispettorato forestale territorialmente competente, che può contenere prescrizioni vincolanti sulle modalità di esecuzione dei lavori.

10.4.1.5 Le disposizioni statali nell’ambito della valutazione di impatto ambientale (Decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modifiche)

Ai sensi dell’Allegato II, p.to 4 di tale norma i seguenti progetti nell’ambito del trasporto di energia elettrica sono soggetti alla procedura statale per la valutazione di impatto ambientale:

• 4) linee elettriche aeree con una tensione nominale maggiore di 150 kV ed una lunghezza maggiore di 15 km così come elettrodotti in cavo interrato con una lunghezza maggiore di 40 km.

• 4-bis) linee elettriche aeree della rete di trasmissione nazionale con una tensione nominale maggiore di 100 kV ed una lunghezza maggiore di 10 km (introdotto con l’art. 36, c. 7–bis, lett. a), Legge n 221 del 2012, modificata con l’art. 8, c. 2, Legge n. 221 del 2015).

• 4-ter) linee elettriche aeree della rete di trasmissione nazionale con una tensione nominale maggiore di 100 kV ed una lunghezza maggiore di 3 km, nell’ipotesi in cui l’effettuato screening renda necessaria una procedura di valutazione di impatto ambientale (introdotto con l’art. 36, c. 7-bis, lett. a), Legge n. 221 del 2012.

Ai sensi dell’allegato III, lett. z i seguenti progetti nelle Regioni e nelle Provincie Autonome di Bolzano e Trento sono soggetti alla procedura di valutazione d’impatto ambientale: Linee per il trasporto dell’energia elettrica, con una tensione nominale d’esercizio maggiore di 100 kV e con una lunghezza maggiore di 10 km che non fanno parte della rete di trasmissione nazionale (introdotto con l’art. 36 c. 7-bis, lett. b, Legge n. 214 del 2012).

Ai sensi dell’allegato IV, p.to 7, lett. z, i seguenti progetti sono da sottoporsi alle disposizioni di una procedura di screening da parte delle Regioni e delle Provincie Autonome di Bolzano e Trento: Linee aeree per il trasmissione di energia elettrica, con una tensione nominale d’esercizio maggiore di 100 kV e con una lunghezza maggiore di 3 km, che non fanno parte della rete di trasmissione nazionale.

10.4.2 Sostanziale definizione della nuova procedura

10.4.2.1 Procedura proposta per tensioni fino a 5 kV In futuro dovrebbero, in aderenza alla Legge statale, essere presentati al Comune tutti i progetti per tensioni fino a 5 kV e da questo approvati. Per fare ciò, le norme provinciali dovrebbero essere però prima adeguate a quelle nazionali.

Secondo il tipo di linea, delle attuali limitazioni di utilizzo, dei vincoli territoriali ovvero larghezza dell’intervento, sono necessari pareri in particolare da parte della tutela del paesaggio, dell’Ufficio Parchi naturali o dell’Autorità Forestale. Non è previsto invece alcun parere da parte dell’Ufficio Elettrificazione.

99

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 47

Il gestore della rete deve gestire e riportare il tracciato della linea con i dati principali in un sistema informativo geografico compatibile con quello dei Comuni cosicché in caso di future progettazioni si possa usare quest’ultimo quale strumento di riferimento.

10.4.2.2 Procedura proposta per tensioni da 5 kV a 30 kV Progetti in questo range di tensione richiedono l’autorizzazione da parte dell’Ufficio Elettrificazione competente e sono da presentarsi presso lo stesso. Dal punto di vista del cittadino (gestore) sarebbe auspicabile poter presentare il progetto presso un unico ufficio e che poi questo si occupi di ottenere tutti i pareri di settore necessari. Poiché però per alcuni singoli settori di competenza vengono rilasciati regolari disciplinari che vanno oltre i semplici pareri, quanto auspicato sopra non è sempre possibile. Inoltre, sarebbe auspicabile che con l’autorizzazione dell’Ufficio Elettrificazione non sia più necessario un apposito parere della Commissione edilizia dei Comuni interessati. Con questo si perseguirebbe un approccio simile al rilascio di concessioni per la derivazione di acque pubbliche a scopo idroelettrico come previsto dall’art. 8, c. 3 della legge provinciale 2/2015: “In deroga agli articoli 8 e 12 della legge provinciale 25 luglio 1970, n. 16, e successive modifiche, e all’articolo 29 della legge provinciale 5 aprile 2007, n. 2, non è necessario il parere preventivo della commissione edilizia comunale.” Per questi motivi si propone la seguente procedura di massima:

a) il promotore elabora il progetto e si procura quei pareri che sono collegati con particolari discipli-nari. Questi vengono esattamente definiti all’atto della definizione dell’istruttoria, riguardano però essenzialmente i settori della costruzione strade, ferrovia, impianti funiviari ed autostrada;

b) oltre a ciò si consiglia al promotore di condurre colloqui introduttivi con i Comuni interessati al fine di ottimizzare il progetto in prima battuta;

c) il promotore presenta all’Ufficio competente il progetto così elaborato in forma digitale con inclusa una planimetria georeferenziata del tracciato della linea, completata secondo quanto stabilito dai disciplinari di cui al punto a) e dai Comuni;

d) l’Ufficio Elettrificazione acquisisce tutti i rimanenti pareri (tutela dei beni architettonici ed artistici, urbanistica, tutela del paesaggio, comune comprensivo delle informazioni sulle servitù militari, foreste, gestione delle risorse idriche, MISE, Comune, ecc.);

e) Il parere scritto, non vincolante, del Comune sostituisce anche il parere della Commissione edilizia;

f) qualora nel corso della procedura si dovesse pervenire ad una variazione sostanziale del tracciato così valutata dai Comuni di cui al punto d, i Comuni interessati vengono esortati ad un ulteriore presa di posizione non vincolante, entro un tempo definito;

g) quattro settimane prima dell’inizio dei lavori di costruzione il progettista presenta la denuncia d’inizio lavori ai Comuni interessati.

Nella nuova procedura adottata il gestore invierà il tracciato in forma digitale e compatibile con il GIS-provinciale all’Ufficio competente. L’Ufficio elettrificazione inoltra il tracciato autorizzato in base ai vari pareri (fra gli altri Ufficio Pianificazione territoriale, Tutela del paesaggio e natura, Comuni ecc.), inclusi i dati più importanti relativi alle caratteristiche tecniche ed i pareri dei Comuni interessati all’Ufficio Pianificazione territoriale ed ai Comuni interessati. Il tracciato sarà pubblicato e messa a disposizione nel GIS-provinciale come base informativa per la pianificazione territoriale.

10.4.2.3 Procedura proposta nel range di tensione tra 30 kV e 150 kV non facente parte della rete di trasmissione d’interesse nazionale

Il promotore presenta il progetto in forma digitale, inclusa una mappa georeferenziata del tracciato, elaborata secondo quanto disposto dall’Ufficio unitamente ai disciplinari reperiti, presso il competen-te Ufficio Pianificazione territoriale. Lo stesso provvede all’inserimento d’ufficio nel piano urbanistico e richiede a tal fine il parere non vincolante dei Comuni interessati. È anche necessario un parere da parte della Tutela del paesaggio e della Natura. Su queste basi avviene l’inserimento nel piano urbanistico.

100

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


48 Masterplan 2017

Il risultato di questa verifica e tutti i necessari pareri vengono trasmessi all’Ufficio Elettrificazione che richiede i rimanenti pareri degli Enti provinciali. Poiché il Comune ha già rilasciato la sua presa di posizione per l’inserimento nel piano urbanistico ne consegue che il medesimo parere potrebbe anche per il rilascio dell’autorizzazione stessa. In questo modo non sono necessarie ulteriori autorizzazioni da parte del Comune. Otto settimane prima dell’inizio dei lavori il progettista presenta la comunicazione d’inizio lavori.

Per tutte queste proposte, qualora un progetto superi i valori di soglia, sarà da effettuarsi la relativa procedura VIA oppure una procedura di screening provinciale o statale a seconda della caratteristica del progetto. Durante l’elaborazione della legge VIA dell’Alto Adige sarebbe opportuno acquisire le indicazioni statali. In questo modo può essere garantita più trasparenza ed una maggiore sicurezza ambientale.

11 Bibliografia

11.1 Bibliografia tecnica Amprion GmbH 2014: Gesundheit – das magnetische und elektrische Feld. Online im www unter URL: http://netzausbau.amprion.net/planung/gesundheit. Entnommen am: 04.06.2016. Dezember 2016.

Bordonetti, A. (2015): Das Leitunggssystem der elektrischen Energie in Südtirol – Masterplan. presentazione presso 12° incontro degli esperti del tavolo sull’energia, Bolzano 12.05.2015.

Bundesamt für Strahlenschutz 2015: Feldbelastung durch Hochspannungsleitungen. Online nel www all’URL: http://www.bfs.de/DE/themen/emf/netzausbau/basiswissen/feldbelastungen/feldbelastun gen_ node.html. aggiornato al: 15.10.2015. Scaricato il: 04.06.2016.

TERNA S.p.A. (2016): Relazione sullo stato della rete 2015 ai sensi dell’Articolo 36, comma 15 del Decreto legislativo 93/11. Roma, Agosto 2016.

TERNA S.p.A. (diverse annate): Soluzione Tecnica Minima Generale.

11.2 Norme legislative

Europa: Comunicazione della Commissione al Parlamento Europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo, al Comitato delle Regioni e alla Banca Europea per gli investimenti COM/2015/080 final - Una strategia quadro per un'Unione dell'energia resiliente, corredata da una politica lungimirante in materia di cambiamenti climatici.

Direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la Direttiva 96/92/CE.

Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la Direttiva 2003/54/CE.

Direttiva 2009/125/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 ottobre 2009 relativa all’istituzione di un quadro per l’elaborazione di specifiche per la progettazione ecocompatibile dei prodotti connessi all’energia.

Regolamento n. 1228/2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica.

Regolamento n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento) n. 1228/2003.

Regolamento (UE) N. 548/2014 della Commissione del 21 maggio 2014 recante modalità di applicazione della direttiva 2009/125/CE del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda i trasformatori di potenza piccoli, medi e grandi.

Unione Europea (2008): Disciplina comunitaria degli aiuti di stato per la tutela ambientale. Comunicazione 2008/C 082/01. Gazzetta ufficiale dell’Unione europea, 51.o anno, 1. Aprile 2008.

Italia: Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8 luglio 2003 - Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti.

101

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Masterplan 2017 49

Decreto del Presidente della Repubblica, 26.3.1977 n. 235 - Norma di attuazione dello Statuto di autonomia.

Decreto legislativo del 3 aprile 2006, n. 152 – Norme in materia ambientale.

Legge 22 febbraio 2001, n. 36 - Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici.

Legge 23 luglio 2009, n. 99 - Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia.

Legge 23 dicembre 2014, n. 190 - Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge di stabilità 2015).

Reggio Decreto del 11 dicembre 1933, n. 1775 - Testo unico delle disposizioni di legge sulle acque e impianti elettrici e successive modifiche.

Provincia autonoma di Bolzano - Alto Adige: Decreto del Presidente della Giunta provinciale 6 novembre 1998, n. 33 - Regolamento di esecuzione recante la disciplina di semplificazione del procedimento amministrativo di autorizzazione di interventi non sostanziali ai sensi della legge sulla tutela del paesaggio.

Legge provinciale 25 luglio 1970, n. 16 - Tutela del paesaggio (e successive modifiche).

Legge provinciale 21 ottobre 1996, n. 21 - Ordinamento forestale (e successive modifiche).

Legge provinciale 11 agosto 1997, n. 13 - Legge urbanistica provinciale (e successive modifiche).

Legge provinciale 29 gennaio 2002, n. 1 - Norme in materia di bilancio e di contabilità della Provincia Autonoma di Bolzano (e successive modifiche).

Legge provinciale 30 settembre 2005, n. 7, - Norme in materia di utilizzazione di acque pubbliche (e successive modifiche).

Legge provinciale 5 aprile 2007, n. 2 - Valutazione ambientale per piani e progetti (e successive modifiche).

Legge provinciale 7 luglio 2010, n. 9 - Disposizioni in materia di risparmio energetico e energia rinnovabile.

Legge provinciale 26 gennaio 2015, n. 2 - Disciplina delle piccole e medie derivazioni d'acqua per la produzione di energia elettrica (e successive modifiche).

Legge provinciale 23 dicembre 2015, n. 18 - Disposizioni collegate alla legge di stabilità 2016.

Protocollo d’intesa tra la Provincia Autonoma di Bolzano e TERNA S.p.A. di collaborazione per la pianificazione in materia di energia, Bolzano, 05.02.2015.

Protocollo d’intesa tra la Provincia Autonoma di Bolzano e TERNA S.p.A. per la realizzazione di interventi sulla rete elettrica di trasmissione nazionale in Provincia di Bolzano, Bolzano 26.02.2016.

Integrazioni al Protocollo di Intesa per la Realizzazione di Interventi sulla Rete elettrica di trasmissione nazionale in Provincia di Bolzano tra la Provincia Autonoma di Bolzano, il Comune di Curon Venosta, il Comune di Malles Venosta e Terna SpA Bolzano 30.12.2016.

102

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


103

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


Sichtvermerke i. S. d. Art. 13 L.G. 17/93über die fachliche, verwaltungsgemäße

und buchhalterische Verantwortung

Visti ai sensi dell'art. 13 L.P. 17/93 sulla responsabilità tecnica, amministrativa e contabile

Laufendes Haushaltsjahr Esercizio corrente

zweckgebunden impegnato

als Einnahmen ermittelt accertato

in entrata

auf Kapitel sul capitolo

Vorgang operazione

Der Direktor des Amtes für Ausgaben Il direttore dell'Ufficio spese

Der Direktor des Amtes für Einnahmen Il direttore dell'Ufficio entrate

Diese Abschrift

entspricht dem Original Per copia

conforme all'originale Datum / Unterschrift data / firma

Abschrift ausgestellt für

Copia rilasciata a

La presente delibera non dà luogo aimpegno di spesa.

Dieser Beschluss beinhaltet keineZweckbindung

23/03/2017 17:24:33NATALE STEFANO

23/03/2017 14:55:38SCHWARZ HELMUTH

RUFFINI FLAVIO23/03/2017 15:00:53

Der Amtsdirektor

Der Abteilungsdirektor

Il Direttore d'ufficio

Il Direttore di ripartizione

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D


AUTONOME PROVINZ BOZEN - SÜDTIROL

PROVINCIA AUTONOMA DI BOLZANO - ALTO ADIGE

Der LandeshauptmannIl Presidente

KOMPATSCHER ARNO 28/03/2017

Der GeneralsekretärIl Segretario Generale

MAGNAGO EROS 28/03/2017

Es wird bestätigt, dass diese analoge Ausfertigung,bestehend - ohne diese Seite - aus 104 Seiten, mit

dem digitalen Original identisch ist, das dieLandesverwaltung nach den geltenden

Bestimmungen erstellt, aufbewahrt, und mit digitalenUnterschriften versehen hat, deren Zertifikate auf

folgende Personen lauten:

Si attesta che la presente copia analogica èconforme in tutte le sue parti al documentoinformatico originale da cui è tratta, costituito da 104pagine, esclusa la presente. Il documento originale,predisposto e conservato a norma di legge pressol’Amministrazione provinciale, è stato sottoscritto confirme digitali, i cui certificati sono intestati a:

nome e cognome: Arno Kompatschercodice fiscale: IT:KMPRNA71C19D571S

certification authority: InfoCert Firma Qualificata 2numeri di serie: 315333

data scadenza certificato: 04/01/2020

nome e cognome: Eros Magnagocodice fiscale: IT:MGNRSE66H24H612Ycertification authority: InfoCert Firma Qualificata 2numeri di serie: 2F2B1Ddata scadenza certificato: 14/12/2019

Die Landesverwaltung hat bei der Entgegennahmedes digitalen Dokuments die Gültigkeit der Zertifikate

überprüft und sie im Sinne der geltendenBestimmungen aufbewahrt.

L’Amministrazione provinciale ha verificato in sede diacquisizione del documento digitale la validità deicertificati qualificati di sottoscrizione e li ha conservatia norma di legge.

Ausstellungsdatum

Diese Ausfertigung entspricht dem Original

Datum/Unterschrift

Data di emanazione

Per copia conforme all’originale

Data/firma

28/03/2017

Beschluss N

r./N. D


ato digitalmente: A

rno Kom


agnago, 2F2B1D

Am 30/03/2017 erstellte Ausfertigung Copia prodotta in data 30/03/2017


180949 Beschlüsse - 1. Teil - Jahr 2017 Deliberazioni file180949 . Beschlüsse - 1. Teil - Jahr...

Documents

Transcript of 180949 Beschlüsse - 1. Teil - Jahr 2017 Deliberazioni file180949 . Beschlüsse - 1. Teil - Jahr...