Verifica la base di ogni affermazione
Pubblicazioni originali e dati di partenza delle cifre. Ogni scheda distingue la fonte dall’analisi.
176 fonti · 1537 schede dei dati · Verificato il 26 ottobre 2026
Scarica il catalogo delle fonti (JSON, in inglese)Verificare editore, data e pagina o tabella precisa. Le schede rimandano alla pubblicazione originale.
Fonte e limitiEsaminare dati di partenza e ipotesi del risultato. I file scaricabili forniscono valori e dettagli dei calcoli.
Fonte e limitiOgni dato numerico ha definizione, periodo e limiti. Un risultato condizionale resta tale nella versione breve.
Fonte e limitiDa tenere presenteUn collegamento permette di esaminare la base di un’affermazione; non rende certa una stima o un risultato di modello.
Nei dati degli scenari di approvvigionamento, «routine» indica manutenzione programmata senza ulteriori fermate prolungate. «Maximum one-hour shortfall» indica la massima carenza oraria di potenza, senza specificarne la durata.
Fonte primaria
L'anno di riferimento è distinto dalla data di pubblicazione.
Fonte primaria
La serie di produzione è usata senza modifiche. I tassi di utilizzo pubblicati per Beznau e Gösgen comprendono il calore. Calcoliamo separatamente i fattori di capacità. La discrepanza per Gösgen nel 2025 rispetto alla sola produzione elettrica del gestore resta irrisolta.
Fonte primaria
Descrizione storica del sistema di regolamentazione. Le autorizzazioni attuali per nuove costruzioni richiedono un esame separato della legge applicabile.
Fonte primaria
Obiettivi politici minimi. La loro realizzazione dipende da investimenti, completamento dei progetti ed esercizio.
Fonte primaria
L'IFSN descrive un arresto di dieci mesi. Il riscontro conservato è un'estrazione della pubblicazione tramite lettore web.
Fonte primaria
Il gestore conferma che la fornitura elettrica è ripresa alle 13:00 del 23 marzo 2026. L'annuncio documenta quell'evento datato.
Fonte primaria
Il gestore separa l'elettricità dal vapore di processo espresso in unità elettriche equivalenti. Il totale della produzione netta usato nei conti comprende entrambi.
Fonte primaria
Usato per le definizioni di potenza ed energia. I consumi svizzeri provengono dalle fonti svizzere catalogate separatamente.
Fonte primaria
Usato per le definizioni di accumulo e perdite di ricarica. Prezzi svizzeri e capacità acquistabile richiedono riscontri di progetto.
Fonte primaria
Spiega il principio di funzionamento. Prestazioni degli edifici e domanda invernale nazionale richiedono misure e ipotesi specifiche.
Fonte primaria
Usato per distinguere acqua fluente, bacini e pompaggio. I riscontri sul parco svizzero provengono dalle fonti svizzere catalogate separatamente.
Fonte primaria
Progetto di ampliamento proposto. Il budget pubblicato risale al 2019; un prezzo attuale richiede riscontri di progetto aggiornati.
Fonte primaria
Rapporto del gestore: Grimselsee entra nella fase del permesso di costruzione; il cantiere di Grimsel 4 è iniziato ufficialmente il 7 luglio 2026. Sono progetti separati.
Fonte primaria
Proposta del gennaio 2025: circa 60 GWh di trasferimento stagionale, produzione annua invariata, stima di CHF 83 milioni e condizioni concessorie, ambientali ed economiche irrisolte. Lo stato del progetto qui riportato si limita a quel comunicato.
Fonte primaria
Budget di costruzione di CHF 300 milioni; la spesa finale dipende dalla realizzazione. Il rapporto del gestore di settembre indica l'avvio a luglio, superando l'obiettivo iniziale di giugno.
Fonte primaria
Usato per definizioni e metodi dei costi. Prezzi delle tecnologie, trattamento fiscale e progressi futuri richiedono riscontri pertinenti al confronto svizzero.
Fonte primaria
Le affermazioni metodologiche dettagliate riguardano questo manoscritto completo del 2021. Le modifiche dell'articolo definitivo del 2022 restano non verificate. L'autore prova anche varianti con eolico e solare e con il 95% dell'energia annua.
Fonte primaria
Critica metodologica basata su proprie regole di attribuzione dei costi e ipotesi di un modello giapponese. Usata qui per distinguere confronti a fonte unica e sistemi misti.
Fonte primaria
Il VALCOE adegua il costo di produzione al valore modellizzato. Valutare rete svizzera, rischi o bollette richiede altri input.
Fonte primaria
Prezzi per le prestazioni dell'installatore, esclusi IVA, ingegneria esterna, rinforzi dei tetti, potenziamento della rete e batterie. Gli intervalli centrali descrivono la metà centrale dei prezzi rilevati. L'introduzione cita il 2024, mentre perimetro e tabelle indicano il 2025; questa edizione segue questi ultimi.
Fonte primaria
Riferimenti storici del valore dell'energia all'ingrosso per gruppi tecnologici misurati, IVA esclusa. Costi degli impianti, tariffe ai clienti, contratti e ricavi futuri richiedono riscontri separati.
Fonte primaria
La copertina archiviata indica il 1° aprile 2026; un precedente indice di ricerca riportava il 10 aprile. Questa edizione usa la data stampata. Il campione idroelettrico copre categorie selezionate; estenderlo all'intero parco di bacini e pompaggio richiederebbe altri dati.
Fonte primaria
Studio Frontier Economics/Siempelkamp commissionato dall'UFE. I prezzi condizionati di pareggio usano le migliori stime d'investimento dei gestori, un finanziamento nominale al 7% prima delle imposte e CHF reali del 2025. Il prolungamento previsto presume prefinanziamento sufficiente e nessun costo aggiuntivo di smantellamento; la chiusura anticipata comprende costi che continuano. Lo studio riguarda i prolungamenti. Autorizzazioni, prezzi delle nuove costruzioni e confronti nazionali sono decisioni separate.
Fonte primaria
Quattro sistemi, gennaio–aprile 2026. I canali principali di misura del calore e le letture disponibili dei compressori hanno perimetri diversi. Un'unità presenta risultati molto diversi tra dati al minuto e mensili. Si misura la concordanza tra fonti; prestazioni stagionali nazionali richiedono un campione rappresentativo e contatori dell'intero sistema.
Fonte primaria
Input demografici basati sullo scenario di riferimento dell'UST. Entrambi i fogli usano la stessa popolazione. La media annua è distinta dalla popolazione a fine anno. Questi soli input non determinano consumi elettrici o combinazione di produzione.
Fonte primaria
La data nel catalogo precede quella interna al documento; entrambe sono conservate. Pagina 7 identifica lo scenario demografico UST A-00-2025 e arrotonda la popolazione media annua alle migliaia. Serve come confronto esterno per gli input.
Fonte primaria
Il consumo 2024 è stimato tramite indagine ed estrapolazione. La sintesi lo arrotonda a 2.1 TWh; pagina 68 riporta 2.08 TWh. Piccole sale server aziendali e micro data center sono esclusi dal confronto a perimetro comune. Consumi futuri e potenziale tecnico di risparmio restano condizionati.
Fonte primaria
Stime statistiche da vendite del settore solare e ipotesi d'installazione e ritiro. La produzione fotovoltaica usa un campione misurato e un modello del parco. Le batterie indicano la capacità dichiarata; potenza disponibile, energia utilizzabile e accesso contrattuale alla rete richiedono riscontri separati.
Fonte primaria
Una dimostrazione con 50 auto condivise ha soddisfatto i requisiti dei servizi di rete. I ricavi potenziali dei servizi sono lordi e riferiti alle condizioni dello studio. Nei casi studiati, erano inferiori ai costi aggiuntivi V2X. Considerare queste condizioni datate prima di confrontare offerte attuali.
Fonte primaria
Le prove di Mörel sostengono circa ±3 MW di flessibilità aggiuntiva nelle condizioni testate. Durata, afflusso, ingresso d'aria e livelli d'acqua sicuri limitano la fornitura. Parte dei modelli economici usa input annuali incompleti e non allineati temporalmente; il profitto del proprietario richiede ancora una valutazione completa del progetto.
Fonte primaria
Metodologia economica commissionata per un meccanismo di sostegno. Il trattamento degli usi concorrenti sostiene la contabilizzazione delle vendite sacrificate. Le stime amministrative dei costi sono distinte dai costi verificati dei gestori e dall'approvazione del meccanismo.
Fonte primaria
JSON pubblico originale, archiviato con estensione HTML. Date di costruzione, primo allacciamento e esercizio commerciale sono tappe distinte. Le unità completate selezionate illustrano la variabilità; non danno una previsione probabilistica per la Svizzera.
Fonte primaria
JSON pubblico originale, archiviato con estensione HTML. Date di costruzione, primo allacciamento e esercizio commerciale sono tappe distinte. Le unità completate selezionate illustrano la variabilità; non danno una previsione probabilistica per la Svizzera.
Fonte primaria
JSON pubblico originale, archiviato con estensione HTML. Date di costruzione, primo allacciamento e esercizio commerciale sono tappe distinte. Le unità completate selezionate illustrano la variabilità; non danno una previsione probabilistica per la Svizzera.
Fonte primaria
JSON pubblico originale, archiviato con estensione HTML. Date di costruzione, primo allacciamento e esercizio commerciale sono tappe distinte. Le unità completate selezionate illustrano la variabilità; non danno una previsione probabilistica per la Svizzera.
Fonte primaria
Sezione Kernenergie, verificata il 17 settembre 2026: il divieto resta in vigore durante l'iter referendario. La votazione attesa nel 2027 è un'aspettativa dichiarata. Un'abrogazione riuscita richiederebbe comunque autorizzazioni specifiche dei progetti.
Fonte primaria
Valutazione storica dell'autorizzazione di massima, pubblicata il 15 novembre 2010. Le classi di potenza descrivono impianti proposti, con tolleranza del 20%. Niederamt presenta classi alternative, non due unità. Condizioni e conclusioni appartengono a quella fase di valutazione.
Fonte primaria
Parere datato 15 dicembre 2010; pubblicazione nel catalogo UFE datata 10 gennaio 2011. Le raccomandazioni descrivono il progetto storico. Questa analisi non accerta se lavori successivi le abbiano risolte.
Fonte primaria
Pagina storica UFE senza data, archiviata il 17 settembre 2026. Usata per la cronologia; la politica attuale è trattata separatamente dalla fonte DATEC datata.
Fonte primaria
I proprietari citano sia condizioni di mercato mutate sia l'orientamento politico. Il ritiro delle domande non dimostra che le precedenti indagini sui siti non abbiano valore di riutilizzo.
Fonte primaria
Modellizzazione di sistema condizionata, firmata da Annalisa Manera e altri diciotto autori. Il risultato di 2.6–4.9 GW usa CHF2024 5,000/kW, WACC reale del 5% e un obiettivo condiviso di produzione. Stress test di sicurezza dell'approvvigionamento e prolungamenti degli impianti esistenti sono esclusi. Esaminati passaggi selezionati; modelli non riprodotti indipendentemente. Archiviato da un download fornito dall'utente; titolo, autori, data e DOI corrispondono alla pubblicazione. Non si dichiara un confronto indipendente dei byte con la copia remota.
Fonte primaria
Appendice del rapporto, non uno studio indipendente. Comprende i casi guidati dal mercato senza obiettivo di produzione nazionale. I grafici sono letti qualitativamente, senza stimare potenze esatte dai pixel. L'obiettivo di 5 TWh di importazioni nette invernali è escluso. Le ambiguità documentali restano registrate nell'analisi allegata. Archiviata da un download fornito dall'utente; titolo, autori, data e DOI corrispondono alla pubblicazione. Non si dichiara un confronto indipendente dei byte con la copia remota.
Fonte primaria
Proposta di finanziamento e capacità futura contrattualizzata, non impianti entrati in servizio o spesa finale. Il documento parlamentare più recente fornisce lo stato successivo delle deliberazioni.
Fonte primaria
Messaggio provvisorio allegato al comunicato del 12 giugno. Esaminate le sezioni 3.2.2–3.2.3, 3.2.10, 3.2.13 e 4.3. I CHF 2.18 miliardi comprendono CHF 300 milioni per imprevisti di pianificazione; combustibile d'attivazione e costi di bilanciamento sono esclusi. Questi costi contrattuali non sono un prezzo tecnologico generico né un budget nazionale delle riserve 2050.
Fonte primaria
Estrazione tramite lettore, non HTML originale; la richiesta diretta ha restituito 403. Il comunicato della commissione dell'11 agosto sospende il credito principale di CHF 2.18 miliardi in attesa del prossimo rapporto ElCom, trattando separatamente due crediti aggiuntivi. Stato verificato il 18 settembre su un documento aggiornato l'11 settembre 2026.
Fonte primaria
La durata illimitata della licenza non dimostra sicurezza o impegno del proprietario per anni aggiuntivi. Axpo afferma di aver respinto l'esercizio oltre il 2033. Il contenuto IFSN è un'estrazione archiviata; le FAQ del proprietario sono HTML originale.
Fonte primaria
La durata illimitata della licenza non dimostra sicurezza o impegno del proprietario per anni aggiuntivi. Axpo afferma di aver respinto l'esercizio oltre il 2033. Il contenuto IFSN è un'estrazione archiviata; le FAQ del proprietario sono HTML originale.
Fonte primaria
Scenario del maggio 2023, non osservazione del parco. Il parco BEV 2035 è distinto dall'insieme dei veicoli ricaricabili. Le prime ipotesi sulle vendite superavano il successivo risultato 2025. Esaminate sezioni selezionate su parco e ricarica.
Fonte primaria
Osservazioni ufficiali: nuove immatricolazioni nell'intero anno civile e parco al 30 settembre 2025. Questi perimetri restano espliciti nella sensibilità semplificata del ricambio.
Fonte primaria
Equazioni tecniche esaminate per classificare ogni ora come giorno o notte. Il punto svizzero di riferimento scelto è un'ipotesi dell'analista; non implica un'alba identica in tutto il Paese.
Fonte primaria
Esaminate definizioni e architettura selezionate. Data di pubblicazione non accertata. Un elenco datato di veicoli compatibili non è trattato come disponibilità attuale delle apparecchiature.
Fonte primaria
V1.2 datata 17 aprile 2024. La nota 4 richiede una Power Recovery Unit separata per l'alimentazione di emergenza. Usata solo per distinguere ricarica bidirezionale e funzionamento durante blackout; non dimostra compatibilità, autorizzazioni, prestazioni o disponibilità commerciale svizzere.
Fonte primaria
Produzione mensile osservata. Distribuzione oraria uniforme e prosecuzione della produzione termica/eolica nel 2035 sono ipotesi. Mantenere la generazione termica esistente non dimostra combustibile rinnovabile o neutralità delle emissioni.
Fonte primaria
Totali nazionali ufficiali; l'indagine più ristretta su industria e servizi riguarda una popolazione diversa.
Fonte primaria
Flussi di calore misurati in un accumulo di rete danese. Non si deducono risparmi elettrici svizzeri.
Fonte primaria
Costi del progetto negli anni di realizzazione, prima e dopo i contributi. Ricavi annui modellizzati e costi operativi stimati; nessuno dei due è un consuntivo verificato del proprietario o un'offerta svizzera.
Fonte primaria
Resoconto municipale di una comunità canadese. Un progetto fallito non dimostra il fallimento generale dell'accumulo termico.
Fonte primaria
Prove separate a scala reale, esperimenti in scala ridotta e modelli d'usura. Non si determina energia nazionale aggiuntiva o un costo verificato in CHF per avvio.
Fonte primaria
Investimento dichiarato per una revisione in corso, non consuntivo finale verificato. Si revisiona un'unità alla volta mentre le altre operano. La pubblicazione prevede il completamento nel novembre 2026; qui non se ne presume l'avvenuto completamento.
Fonte primaria
Meteo storica e siti modellizzati; l'estrapolazione non dimostra siti realizzabili o adeguatezza oraria. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Data di copertina e riferimenti successivi differiscono. Rese e quote invernali delle facciate ed etichette IVA presentano incoerenze. I nostri calcoli dichiarano gli input scelti. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Ipotesi dell'editore, non offerta di costruzione svizzera. La ricostruzione stagionale usa propri tempi e un accantonamento assicurativo provvisorio aggiuntivo. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Budget del proprietario e produzione prevista dell'intero progetto. I conteggi arrotondati di pannelli e potenza differiscono; nessun costo finale verificato. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Produzione dichiarata dal proprietario per parte dell'impianto durante un inverno; nessuna estrapolazione nazionale o convalida della produzione annua completa. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Budget e previsione di produzione. L'esercizio previsto nel 2029 è condizionato; secondo il proprietario, il cantiere non può iniziare prima della decisione del Tribunale federale. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Trasferimento tramite accumulo, non nuova produzione annua da apporti naturali. Completamento, acqua utilizzabile e accesso concordato volontariamente con il proprietario restano condizionati. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
I totali nazionali degli scenari comprendono rinnovo degli impianti ed elettrificazione della domanda. Non sono un conto incrementale del sovradimensionamento solare. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
Fonte primaria
Ipotesi metodologiche; i prezzi d'acquisto della verifica svizzera sono scenari dichiarati separatamente, non offerte nazionali. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
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Convenzione dell'anno monetario per gli input Axpo; l'indice dei prezzi al consumo non misura i rincari della costruzione. Archivi precedenti riutilizzati senza modifiche; provenienza originale conservata nel catalogo di ricerca.
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Estrazione tramite lettore della fonte primaria conservata. Il download del PDF originale è fallito. Rinnovo importante programmato con calendario prolungato; rientro in rete distinto dal permesso di riavvio.
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Fonte archiviata: archiviata. Il catalogo delle fonti registra esattamente le parti esaminate.
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Comunicato della commissione pubblicato il 1° settembre, nonostante il 31 agosto nell'URL. I crediti aggiuntivi e il credito principale rinviato per costruzione e disponibilità sono decisioni distinte.
Fonte primaria
Rapporto del proprietario pubblicato il 25 settembre con osservazioni di metà settembre. La potenza è arrotondata ed esplicitamente di quasi 6 MWp. Messa in servizio nell'autunno 2027 e 17 GWh/anno sono previsioni; non sono forniti nuovi totali stagionali misurati o fattori di capacità.
Fonte primaria
Decisione governativa del 25 settembre: nessun nuovo strumento di sostegno per ora. Strumenti esistenti e monitoraggio continuano. La decisione non fornisce volumi contrattualizzati di combustibile per le riserve o garanzie di consegna. I combustibili sintetici derivati dall'idrogeno sono distinti dall'HVO della proposta sulle riserve.
Fonte primaria
Riporta approvazione parlamentare, referendum e votazione prevista nel 2027. Il divieto resta in vigore; non stabilisce permessi per singoli progetti.
Fonte primaria
Sintesi legale pubblica verificata il 2 ottobre 2026. Responsabilità illimitata dell’esercente, assicurazione disponibile e risarcimento internazionale sono distinti. Nessuna polizza privata di centrale è resa pubblica.
Fonte primaria
Le capacità transfrontaliere dipendono dagli scenari di cooperazione; non stabiliscono energia disponibile all’estero o l’esatta ipotesi WattInfo di 2 GW.
Fonte primaria
Spiega il valore indicativo legale di 5 TWh delle importazioni invernali e distingue una misura di resilienza energetica dalla capacità di trasmissione.
Fonte primaria
Spiegazione e posizione del gestore di trasmissione; l’accesso previsto dall’accordo non garantisce produzione o un particolare volume d’importazione svizzero.
Fonte primaria
Spiega i rischi dell’esclusione dal calcolo coordinato della capacità. La percentuale non è la quota svizzera della capacità di frontiera né importazioni garantite.
Fonte primaria
Produzione annua aggiuntiva dichiarata dai grandi impianti idroelettrici esistenti. Non è un totale di energia invernale, un insieme nazionale di nuove costruzioni o redditività garantita.
Fonte primaria
Testo legale consolidato; la data della versione è distinta da quella di consultazione.
Fonte primaria
Testo legale consolidato; la data della versione è distinta da quella di consultazione.
Fonte primaria
Stato al 1° gennaio 2026; l’autorizzazione di un particolare impianto termico è separata.
Fonte primaria
Spiegazione ufficiale; non si deduce una riduzione specifica di potenza o energia per un sito.
Fonte primaria
Spiegazione ufficiale; non si deduce una riduzione specifica di potenza o energia per un sito.
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Calendario di progetto, non risultati completati o previsione della domanda.
Fonte primaria
Scenari di pianificazione della rete. Basi della domanda, orizzonti e ipotesi di efficienza differiscono dal programma WattInfo.
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Testo selezionato archiviato tramite il lettore web dopo il fallimento del download originale. È una cattura parziale, non il documento originale completo.
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Testo selezionato archiviato tramite il lettore web dopo il fallimento del download originale. È una cattura parziale, non il documento originale completo.
Fonte primaria
Testo selezionato archiviato tramite il lettore web dopo il fallimento del download originale. È una cattura parziale, non il documento originale completo.
Fonte primaria
Scenario pubblicato o proposta del settore. Domanda, importazioni e confine della generazione differiscono dal programma WattInfo.
Fonte primaria
Scenario pubblicato o proposta del settore. Domanda, importazioni e confine della generazione differiscono dal programma WattInfo.
Fonte primaria
Scenario pubblicato o proposta del settore. Domanda, importazioni e confine della generazione differiscono dal programma WattInfo.
Fonte primaria
Contatori di impianti nel canton Zurigo, non conteggi di economie domestiche. Esclusi tariffe e controlli sperimentali; resta il controllo ordinario del gestore. CC BY 4.0; ripubblicati solo risultati aggregati.
Fonte primaria
L’inverno misurato è un esempio di profilo del carico. Edifici di dimensioni diverse, una sola serie meteorologica regionale e poco freddo intenso impediscono l’estrapolazione nazionale diretta.
Fonte primaria
Edifici esistenti con uso abitativo, inclusi sistemi di riscaldamento ignoti o assenti. I conteggi amministrativi differiscono dalle statistiche corrette. La superficie di riferimento energetico è distinta dalla superficie al suolo. Pubblicati solo risultati aggregati.
Fonte primaria
Volume massimo proposto delle scorie altamente radioattive non imballate, incluse riserve per il prolungamento dei reattori esistenti e un minore grado di combustione. Quantità richiesta, non capacità autorizzata o margine per nuovi reattori.
Fonte primaria
Nagra esclude esplicitamente i nuovi reattori dalle riserve della domanda esistente. Questa dichiarazione datata ne definisce il perimetro; non è usata per lo stato attuale della legislazione nucleare.
Fonte primaria
Calendario di riferimento del collocamento per il programma esistente delle scorie. La copertina indica aprile 2023, nonostante la cartella di marzo nell’URL. Un reattore successivo richiede un proprio calendario di stoccaggio, imballaggio e smaltimento.
Fonte primaria
Stime statistiche sperimentali. Sommare una sola volta i 41 gruppi; conservare valori mancanti e coefficienti di variazione. Gas e olio leggero sono combustibili, non domanda elettrica aggiuntiva o esclusivamente calore di processo.
Fonte primaria
Posizione commerciale del gestore, non offerta vincolante per una centrale. Nel modello descritto il rischio di mercato ricade sugli azionisti che ritirano energia. Confrontare partnership concorrenti e proprietà pubblica competente con costi e responsabilità equivalenti.
Fonte primaria
Prezzi svizzeri del giorno prima ponderati con le immissioni effettive ogni quarto d’ora dei gruppi misurati, IVA esclusa. Sono riferimenti di remunerazione, non ricavi totali, costi di produzione o margini dimostrati dell’accumulo. Esclusi i riferimenti ai premi comprensivi di certificati.
Fonte primaria
Conteggio delle firme e termine referendario in corso sono fasi amministrative. Campi vuoti per conteggi, esito e numero di votazione non stabiliscono riuscita certificata, data del voto, entrata in vigore o autorizzazione di una centrale. Il registro pubblico incorpora il dataset ufficiale archiviato.
Fonte primaria
Bozza sui requisiti di formazione, qualifica, aggiornamento e personale esterno per esercizio e disattivazione. Non trattata come nuova norma adottata; non stabilisce organici, stipendi o costi dei simulatori.
Fonte primaria
Estratto visualizzato conservato dopo errori HTTP 403 nei download diretti. La bozza completa è archiviata separatamente. Le date della consultazione non dimostrano adozione o attuazione.
Fonte primaria
Il referendum è formalmente riuscito. Questo non equivale all’approvazione della modifica né al permesso di costruire una centrale.
Fonte primaria
Il DATEC indica una votazione nel 2027. Le fonti esaminate non ne stabiliscono la data precisa.
Fonte primaria
Termine referendario: 21 gennaio 2027. L’entrata in vigore è fissata separatamente. Il termine indicativo per i tribunali non garantisce la durata dell’intera autorizzazione.
Fonte primaria
Scenario pubblicato Max-E rispetto a BAU. La tabella 5 dà 18,6 PJ di elettricità aggiuntiva nel 2050; la sintesi dice circa 6 TWh. Adozione tecnologica, costi e temperature dei processi restano condizionati dalle ipotesi.
Fonte primaria
Piano del proprietario: 400 MW / 800 MWh, obiettivo primo trimestre 2031. Non sono stabiliti capacità in servizio, prezzo complessivo o garanzia sull’energia utilizzabile.
Fonte primaria
Riserve e capacità dichiarate cambiano nel tempo. Il confronto con la settimana più vicina è un nostro calcolo; le riserve non stabiliscono diritti di utilizzo o previsioni di penuria.
Fonte primaria
I dati settimanali si riferiscono alla domenica a mezzanotte; la pubblicazione segue più tardi. Confrontare le date di osservazione delle pubblicazioni.
Fonte primaria
Stime del ciclo di vita presentate, ai prezzi del 1° gennaio 2026. Includono costi già sostenuti e scorie della Confederazione; il postesercizio è separato. Gli scenari del parco esistente non quantificano né autorizzano 80 anni di esercizio o le scorie di nuovi reattori.
Fonte primaria
Presentazione per verifica indipendente, non valutazione definitiva dei contributi degli esercenti o del fabbisogno finanziario residuo.
Fonte primaria
Audit di gennaio 2025, basato su prove fino al 2024. Le stime di Flamanville in euro del 2015 hanno perimetri sovrapposti: costruzione, costo senza finanziamento e costo con finanziamento. Sono stime datate, non costi finali o offerte svizzere.
Fonte primaria
Il rendimento termico annuo dichiarato è del 90%. Le misure elaborate pubbliche non riproducono i totali annui di carica e scarica. I metadati di pubblicazione danno solo l’anno; la data precisa non è stabilita.
Commento pubblico
L'intervista registra la posizione di Manera. Va letta insieme alla risposta di SCNAT. Il confronto tariffario è un argomento politico; il ricavo tariffario lordo è distinto dal sussidio netto e dagli importi disponibili dopo costi operativi e finanziari.
Commento pubblico
SCNAT attribuisce i tempi stimati a fasi progettuali sequenziali e descrive la redditività come incerta. Si registra la risposta senza giudicare il rapporto sottostante. La data esatta del post resta non verificata; il contesto è l'intervista del 13 luglio 2025.
Articolo di informazione
Resoconto secondario del voto del Consiglio nazionale del 28 settembre e dell'esame ancora pendente al Consiglio degli Stati. Gli importi esatti provengono dal comunicato primario della commissione e dal messaggio federale. Non si accerta un'approvazione parlamentare definitiva.
Modello del progetto
Scenari di domanda del progetto subordinati agli input dichiarati. Esplorano ipotesi diverse; la loro probabilità non è stata stimata.
Modello del progetto
Un solo nodo nazionale, previsione perfetta e idroelettrico da apporti naturali aggregato. Sostenibilità commerciale e fattibilità di rete richiedono valutazioni separate.
Modello del progetto
Confronto basato su prezzi storici, con costi di capitale e finanziamento ipotizzati. Una decisione d'acquisto richiede offerte dei fornitori.
Dati e calcoli
Calcoli riproducibili dalla tabella 15 dell'UFE. I confronti su cinque e dieci anni includono tutti gli anni, anche quelli con arresti. L'approvvigionamento futuro richiede proprie ipotesi di disponibilità e chiusura.
Dati e calcoli
Dati stagionali osservati dell'UFE, conversioni esatte delle unità e un esempio ipotetico di accumulo. Le importazioni nette misurano il saldo degli scambi transfrontalieri; la domanda non soddisfatta è una grandezza distinta.
Dati e calcoli
Derivato da dati conservati. La settimana invernale scelta verifica deliberatamente condizioni difficili con nuovi reattori ipotetici. Gli esempi domestici e di accumulo usano ipotesi dichiarate.
Dati e calcoli
Prezzi osservati, scenari di studi commissionati e ipotesi esplicite dell'analista sono identificati separatamente. L'indice di ricerca risolve gli ID delle fonti nei download. Gli script usano la struttura dell'archivio di ricerca; input selezionati e formule sono forniti anche direttamente. I confronti informano singole decisioni. Costi nazionali, prezzi d'acquisto, tariffe e rendimenti richiedono ulteriori riscontri di progetto e di sistema.
Dati e calcoli
Tutti e tre i risultati 2050 riproducono esattamente il modello archiviato. I parametri futuri sono ipotesi dell'analista. Il download elenca ogni input, compresi ripartizione della ricarica, riscaldamento industriale, raffrescamento e residuo contabile. La domanda futura effettiva dipende dall'evoluzione di questi input.
Dati e calcoli
Gli incrementi dei data center sottraggono il valore iniziale arrotondato dello studio da ogni caso 2030. Le celle demografiche EP2060 sono verificate nel file originale. Queste osservazioni informano future scelte di modello; modello esistente e totali restano invariati.
Dati e calcoli
Gli intervalli di costruzione sono verificati con le date PRIS originali. Il primo esercizio svizzero nel 2042, 2047 o 2053 deriva da durate esplicite dell'analista, senza probabilità. La media storica di Beznau usa la produzione netta 2021–2025. Gli originali completi di terzi restano esclusi dai download pubblici.
Dati e calcoli
Parametri dei progetti e risultati storici selezionati trascritti direttamente, con una raccomandazione editoriale sul riutilizzo. Le due classi di potenza di Niederamt sono alternative. I risparmi da riutilizzo restano non quantificati; gli scenari svizzeri condizionati restano invariati. Le celle vuote dei risparmi nel CSV significano sconosciuto, non zero.
Dati e calcoli
Trascrizione selezionata e analisi qualitativa dei grafici, con attribuzione separata dei commenti pubblici. I modelli non sono stati riprodotti indipendentemente. Dai punti tracciati non si deducono potenze esatte dei casi di mercato. I precedenti calcoli WattInfo di domanda e realizzazione restano invariati.
Dati e calcoli
Entità storica della sostituzione e riserva ipotetica aggiunta a uno stress test esistente con nucleare. Conserva modello originale e limiti. Nessun costo ottimale nazionale, previsione di realizzazione del parco o stima probabilistica dei blackout.
Modello del progetto
Verifica preliminare condizionata a nodo nazionale: previsione perfetta, idroelettrico naturale aggregato, apporti mensili uniformati, nessuna rete interna, verifica probabilistica di adeguatezza o analisi economica del proprietario. Ipotesi su parco e allacciamenti non sono impegni. La copertura 2035 integra il nuovo nucleare proposto. Le carenze indicano ulteriori acquisti necessari; non si presenta un piano nazionale completo e finanziato.
Sintesi delle fonti
Sintesi editoriale di riscontri catalogati. Le dimensioni del diagramma sono qualitative; non si calcolano un prezzo complessivo del sistema o una graduatoria dei costi tecnologici. Prolungamento dell'esistente e nuove costruzioni hanno perimetri separati.
Sintesi delle fonti
Scelte editoriali collegate a ricerca catalogata. La verifica di 2.6 TWh/2.3 GW copre due stress test a ricarica fissa con 2 GW d'importazioni e un lungo arresto nucleare. Il caso 2021/22 ha anche un deficit estivo minore. Non si determinano margine d'acquisto finale, costo completo del parco 2050 o impegni di costruzione.
Modello del progetto
Scenari deterministici 2035 a ricarica fissa con 26 GWp fotovoltaici, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt, manutenzione programmata e disponibilità nucleare restante del 98%. Importazioni fino a 2 GW salvo diversa indicazione. Previsione perfetta, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e scorte iniziali cicliche ottimizzate. Nessun margine di riserva, probabilità, contratto dei proprietari o prova completa di adeguatezza nazionale. L'arresto lungo esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. L'analisi comprende pp. 123–127 stampate del rapporto sui data center, celle originali UFE T25 e sezioni termiche/idroelettriche citate. I modelli sono calcoli indipendenti su input archiviati; non dimostrano redditività del proprietario o autorizzazioni di siti svizzeri.
Modello del progetto
Separa un arresto grave scelto dall'analista dall'esercizio ordinario e distingue acquisto di energia da riserva pronta all'uso. Non afferma nuove probabilità di arresto, simulazioni di dispacciamento, ottimi di costo o obblighi normativi.
Dati e calcoli
Consumo elettrico finale svizzero, escluse perdite di rete e pompaggio. La media annua è il totale / cinque; medie giornaliere e di potenza usano gli effettivi 1,826 giorni e 43,824 ore. Non si deducono picco invernale, profilo orario, attribuzione urbana o domanda futura. Un confronto di grandezza non dimostra fornitura disponibile, durata dell'accumulo a un carico specifico o produzione garantita.
Sintesi delle fonti
I 24 risultati qualitativi di mercato sono copiati senza modifiche dalla trascrizione dei grafici già esaminata. Non si digitalizzano potenze precise né si rieseguono modelli. Le descrizioni del perimetro non isolano la causa delle differenze nei risultati.
Sintesi delle fonti
Il 2035 comprende tredici anni meteorologici; il 2050 tre anni selezionati. Previsioni perfette, idroelettrico aggregato e rete interna semplificata. Nessuna capacità dei fornitori assicurata, prezzo di progetto svizzero, rendimento del proprietario, dimensionamento delle riserve o garanzia di sovranità. Il budget separato del proprietario comprende accantonamenti provvisori per assicurazione/scorie e responsabilità residue non quantificate.
Sintesi delle fonti
Ipotesi in CHF costanti del 2025 con diverse annate delle fonti dichiarate. Calcoli energetici stagionali, non combinazioni ugualmente affidabili o prezzi di fornitura garantita. Siti nazionali, accumulo, riserve, valore di mercato e reti aggiuntive richiedono ancora modelli confrontabili.
Sintesi delle fonti
Nessun caso ricalibrato, intervallo di unicità, verifica giuridica attuale o risultato sui prezzi di mercato. Riscontri originali conservati.
Sintesi delle fonti
Effetti confrontabili delle importazioni, perimetri solari diversi e limite fisico orario per l'esempio precedente. Nessun nuovo dispacciamento calibrato o risultato di mercato.
Sintesi delle fonti
Scenari condizionati con ipotesi solari e nucleari confrontabili. Livelli idroelettrici, importazioni e parchi variano esplicitamente. Nessun modello di rete interna, previsione dei prezzi o dimensionamento probabilistico delle riserve.
Dati e calcoli
Valutazioni fisiche condizionali. Energia annua e picco minimo sono ottimizzati; date dei deficit e scambi dipendono dal programma di gestione. Non stabilisce costo minimo, probabilità o fornitura garantita.
Dati e calcoli
Stato dei progetti esaminato nel settembre 2026. Potenziale, spostamento invernale, produzione annua e potenza delle turbine sono distinti. Quantità non approvate non sono forniture impegnate.
Dati e calcoli
Esempi calcolati e verifiche storiche. Prezzi del combustibile, finanziamento, produzione vendibile e contributo aggiuntivo per lo smaltimento sono ipotesi, non offerte.
Dati e calcoli
Aggregati da fonti catalogate. Il campione di riscaldamento non determina la domanda nazionale. L’esempio di smaltimento 2050 più 60 anni è un’ipotesi, non una data di servizio garantita. Gli scenari di fornitura precedenti restano invariati.
Dati e calcoli
Valori derivati e selezionati da prove catalogate. La conversione dei combustibili non determina la domanda elettrica futura. Dati, risultati e schede precedenti dei modelli conservati.
Dati e calcoli
I confronti dei costi mantengono i rispettivi anni dei prezzi. Il rendimento termico è distinto dalla fornitura elettrica; le lacune nei dati pubblici limitano la verifica.
Ogni valore ha una definizione, un periodo e limiti a ciò che può dimostrare.
57.5 TWh · 2024
Consumo finale annuo di elettricità in Svizzera.
Base di riferimento del modello per il 2024. Le perdite di rete e l'energia di ricarica degli impianti di pompaggio sono escluse dal consumo finale. Le statistiche del 2025 forniscono osservazioni più recenti.
93.4 TWh · 2050
Domanda finale annua di elettricità con le ipotesi centrali del progetto.
La domanda aggiuntiva dei data center, dell'idrogeno, degli e-fuel e del teleriscaldamento è posta pari a zero. La conversione dell'aviazione è esclusa dal modello. Un'ulteriore crescita di questi usi richiede un margine esplicito.
Metodo: Somma dell’attività di base corretta per popolazione, attività settoriale ed efficienza, più le conversioni specificate dai combustibili all’elettricità. Vedere demand.py, parameters.json e tutti i dati in central-2050.json.
60.8 TWh · 2050
Domanda finale annua di elettricità con questo insieme di ipotesi.
Una combinazione alternativa di dati in ingresso, con gli stessi limiti di perimetro del caso centrale. La probabilità di ciascun caso non è stata stimata.
Metodo: Stesse equazioni dello scenario centrale, con parametri specifici per scenario in scenario-results.json.
147.2 TWh · 2050
Domanda finale annua di elettricità con questo insieme di ipotesi.
Una combinazione alternativa di dati in ingresso, con gli stessi limiti di perimetro del caso centrale. La probabilità di ciascun caso non è stata stimata.
Metodo: Stesse equazioni dello scenario centrale, con parametri specifici per scenario in scenario-results.json.
18.4 TWh · 2025
Somma della produzione dei quattro reattori in esercizio nella tabella 15 UFE. Gösgen ha avuto una fermata prolungata.
Copre l'anno indicato. Per valutare la variabilità della produzione, usare la serie più lunga. Il dato UFE 2025 di Gösgen differisce dalla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore; la discrepanza resta irrisolta.
Metodo: (2,909 + 2,483 + 3,429 + 9,558) GWh ÷ 1,000 = 18.379 TWh.
45 TWh · 2050
Obiettivo minimo di produzione media annua riportato dall'UFE.
Obiettivo minimo di produzione tratto dal rapporto corretto di marzo 2026. Per raggiungerlo occorrono i relativi progetti e la loro messa in esercizio.
39.2 TWh · 2050
Obiettivo minimo di produzione media annua riportato dall'UFE.
I singoli progetti richiedono ancora finanziamenti, autorizzazioni e costruzione.
21.1 TWh · Scenario 2050 · anno idrologico 2012
Esportazioni annue nello scenario senza batterie; le importazioni sono poste a zero.
Presuppone 8.8 GW di nuovo nucleare ipotetico e 26 GWp di solare. Usa un unico nodo nazionale, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico naturale aggregato.
Metodo: exports_gwh ÷ 1,000; le esportazioni nette equivalgono alle esportazioni perché le importazioni sono nulle.
216.7 GWh · Stesso caso senza batterie
Domanda elettrica totale che il modello non riesce a soddisfare.
Nel caso ipotetico specificato, una parte della domanda oraria resta non soddisfatta nonostante le esportazioni annue. Gli scenari governativi richiedono proprie verifiche a condizioni equivalenti.
Metodo: Somma della domanda oraria non soddisfatta nel caso n8-pv26-2012-battery_none.
75'649 CHF/MW/anno · Prezzi 2025
Margine di compravendita modellato dopo acquisti energetici e commissioni, per una batteria da 1 MW / 4 MWh.
Calcolato con conoscenza perfetta dei prezzi. I costi di capitale e di esercizio e gli altri mercati di remunerazione sono esclusi da questo margine commerciale.
Metodo: Vendite meno acquisti meno commissioni; efficienza del ciclo completo dell’85%, limite di 365 cicli, cambio fisso di 0.95 CHF/EUR e commissione di CHF 1/MWh in ogni direzione.
224'692 CHF/MW/anno · Esempio indicativo di costo
Costo del capitale annualizzato più costi fissi di esercizio e quota per il ripristino della capacità, per una batteria da 1 MW / 4 MWh.
Usa costi ipotizzati di acquisto e possesso. Un progetto concreto richiede un prezzo del fornitore e una valutazione completa dei ricavi.
Metodo: CHF 1,500,000 × [0.07 × 1.07^15 ÷ (1.07^15 − 1) + 0.04]. Ipotesi sul capitale: CHF 600/kW × 1,000 kW + CHF 225/kWh × 4,000 kWh.
91 % · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 2909 GWh × 1,000 ÷ 3197400 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'909 GWh/anno · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 2909 GWh ÷ 1 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
86 % · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 13754 GWh × 1,000 ÷ 15995760 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'750.8 GWh/anno · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 13754 GWh ÷ 5 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
68 % · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 21768 GWh × 1,000 ÷ 32000280 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'176.8 GWh/anno · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 21768 GWh ÷ 10 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
77.7 % · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 2483 GWh × 1,000 ÷ 3197400 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'483 GWh/anno · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 2483 GWh ÷ 1 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
87.8 % · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 14037 GWh × 1,000 ÷ 15995760 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'807.4 GWh/anno · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 14037 GWh ÷ 5 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
89.2 % · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 28554 GWh × 1,000 ÷ 32000280 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
2'855.4 GWh/anno · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 28554 GWh ÷ 10 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
38.8 % · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Resta irrisolta la differenza rispetto alla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore per il 2025.
Metodo: 3429 GWh × 1,000 ÷ 8847600 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
3'429 GWh/anno · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Resta irrisolta la differenza rispetto alla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore per il 2025.
Metodo: 3429 GWh ÷ 1 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
79.2 % · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Resta irrisolta la differenza rispetto alla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore per il 2025.
Metodo: 35061 GWh × 1,000 ÷ 44262240 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
7'012.2 GWh/anno · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Resta irrisolta la differenza rispetto alla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore per il 2025.
Metodo: 35061 GWh ÷ 5 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
85.3 % · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Resta irrisolta la differenza rispetto alla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore per il 2025.
Metodo: 75515 GWh × 1,000 ÷ 88548720 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
7'551.5 GWh/anno · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Resta irrisolta la differenza rispetto alla produzione esclusivamente elettrica dichiarata dall'operatore per il 2025.
Metodo: 75515 GWh ÷ 10 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
88.5 % · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 9558 GWh × 1,000 ÷ 10801080 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
9'558 GWh/anno · 2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 9558 GWh ÷ 1 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
80.8 % · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 43487 GWh × 1,000 ÷ 53807232 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
8'697.4 GWh/anno · 2021–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 43487 GWh ÷ 5 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
75.4 % · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 80936 GWh × 1,000 ÷ 107301792 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
8'093.6 GWh/anno · 2016–2025
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità.
Metodo: 80936 GWh ÷ 10 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
90.4 % · 2016–2024
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. Il fattore di capacità riflette il tempo di esercizio e la produzione durante il funzionamento. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Questo confronto termina prima del fermo del 2025; i confronti su cinque e dieci anni includono quell'anno.
Metodo: 72086 GWh × 1,000 ÷ 79701120 MWh × 100; il denominatore somma la capacità netta di ciascun anno × le ore effettive.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
8'009.6 GWh/anno · 2016–2024
Calcolo storico che usa ogni anno civile del periodo indicato.
La produzione è arrotondata a GWh interi. L'approvvigionamento futuro richiede ipotesi separate sulla disponibilità. Questo confronto termina prima del fermo del 2025; i confronti su cinque e dieci anni includono quell'anno.
Metodo: 72086 GWh ÷ 9 anni civili.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
20.7 TWh/anno · 2016–2025
Produzione media dei quattro reattori ancora in esercizio alla data di verifica. Sono inclusi tutti e dieci gli anni.
Include tutti gli anni con fermi per gli stessi quattro reattori; Mühleberg è sempre esclusa. Usa la serie UFE. La disponibilità futura dipende dall'esercizio e dalle decisioni di chiusura definitiva.
Metodo: 206773 GWh ÷ 10 anni ÷ 1,000 = 20.6773 TWh/anno.
Swiss Electricity Statistics 2025Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025
1.8 TWh · 2020-10-01 – 2021-03-31
Importazioni fisiche meno esportazioni fisiche. Un valore negativo indica esportazioni nette.
Saldo degli scambi fisici durante la stagione. I flussi orari e la domanda non soddisfatta sono misure distinte.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
7.8 TWh · 2021-10-01 – 2022-03-31
Importazioni fisiche meno esportazioni fisiche. Un valore negativo indica esportazioni nette.
Saldo degli scambi fisici durante la stagione. I flussi orari e la domanda non soddisfatta sono misure distinte.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
3.6 TWh · 2022-10-01 – 2023-03-31
Importazioni fisiche meno esportazioni fisiche. Un valore negativo indica esportazioni nette.
Saldo degli scambi fisici durante la stagione. I flussi orari e la domanda non soddisfatta sono misure distinte.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
-2 TWh · 2023-10-01 – 2024-03-31
Importazioni fisiche meno esportazioni fisiche. Un valore negativo indica esportazioni nette.
Saldo degli scambi fisici durante la stagione. I flussi orari e la domanda non soddisfatta sono misure distinte.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
0.7 TWh · 2024-10-01 – 2025-03-31
Importazioni fisiche meno esportazioni fisiche. Un valore negativo indica esportazioni nette.
Saldo degli scambi fisici durante la stagione. I flussi orari e la domanda non soddisfatta sono misure distinte.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
4.6 TWh · 2025-04-01 – 2025-09-30
Esportazioni fisiche meno importazioni fisiche.
L'anno va da ottobre a settembre. Possono verificarsi importazioni anche in un periodo con esportazioni nette complessive.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
3.9 TWh · 2024-10-01 – 2025-09-30
Esportazioni fisiche meno importazioni fisiche.
L'anno va da ottobre a settembre. Possono verificarsi importazioni anche in un periodo con esportazioni nette complessive.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
18.5 TWh · 2024-10-01 – 2025-03-31
Produzione nazionale nella tabella 5 UFE, prima di dedurre il consumo per il pompaggio di accumulo.
Produzione nazionale prima di sottrarre l'energia assorbita dal pompaggio e le perdite di rete. L'idroelettrico include la produzione degli impianti di pompaggio. Le etichette dell'elettricità per le economie domestiche hanno un perimetro diverso.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
12.6 TWh · 2024-10-01 – 2025-03-31
Produzione nazionale nella tabella 5 UFE, prima di dedurre il consumo per il pompaggio di accumulo.
Produzione nazionale prima di sottrarre l'energia assorbita dal pompaggio e le perdite di rete. L'idroelettrico include la produzione degli impianti di pompaggio. Le etichette dell'elettricità per le economie domestiche hanno un perimetro diverso.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
1.9 TWh · 2024-10-01 – 2025-03-31
Produzione nazionale nella tabella 5 UFE, prima di dedurre il consumo per il pompaggio di accumulo.
Produzione nazionale prima di sottrarre l'energia assorbita dal pompaggio e le perdite di rete. L'idroelettrico include la produzione degli impianti di pompaggio. Le etichette dell'elettricità per le economie domestiche hanno un perimetro diverso.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
1.8 TWh · 2024-10-01 – 2025-03-31
Produzione nazionale nella tabella 5 UFE, prima di dedurre il consumo per il pompaggio di accumulo.
Produzione nazionale prima di sottrarre l'energia assorbita dal pompaggio e le perdite di rete. L'idroelettrico include la produzione degli impianti di pompaggio. Le etichette dell'elettricità per le economie domestiche hanno un perimetro diverso.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
0.1 TWh · 2024-10-01 – 2025-03-31
Produzione nazionale nella tabella 5 UFE, prima di dedurre il consumo per il pompaggio di accumulo.
Produzione nazionale prima di sottrarre l'energia assorbita dal pompaggio e le perdite di rete. L'idroelettrico include la produzione degli impianti di pompaggio. Le etichette dell'elettricità per le economie domestiche hanno un perimetro diverso.
Swiss Electricity Statistics 2025Swiss seasonal balances and electricity examples
4 ore · Esempio indicativo di produzione costante
Energia utilizzabile ipotizzata di 4 GWh divisa per una potenza erogata ipotizzata di 1 GW.
Accumulo ipotetico pieno con erogazione costante. La ricarica, le ulteriori perdite di scarica e la riserva sono poste pari a zero. L'energia e il costo della ricarica sono esclusi dall'esempio.
Metodo: durata (h) = energia utilizzabile in uscita (GWh) / potenza costante (GW) = 4 / 1
Energy storage for electricity generationSwiss seasonal balances and electricity examples
240 GWh · Progetto esaminato il 2026-09-17
Accumulo energetico aggiuntivo associato all'ampliamento proposto del bacino.
Accumulo aggiuntivo proposto. La nuova produzione annua è una quantità distinta; la realizzazione dipende dal completamento dell'ampliamento.
Metodo: Stima progettuale del gestore; non è un calcolo di WattInfo.
60 GWh · Proposta del gestore datata 2025-01-16
Produzione approssimativa spostata dall'estate all'inverno.
Produzione annua invariata; realizzazione e sostenibilità economica restano condizionate.
Metodo: Stima di progetto del gestore.
83 milioni di CHF · Stima del gestore datata 2025-01-16
Investimento indicativo per l'innalzamento proposto della diga.
Stima dell'operatore, riferita alla data indicata, per il progetto proposto. L'approvvigionamento e la spesa finale restano da determinare.
Metodo: Stima di budget del gestore.
168 MW · Decisione d’investimento del 2026-03-27
Due macchine reversibili da 84 MW ciascuna.
Potenza nominale delle macchine. L'energia accumulata e la potenza elettrica nominale assorbita dalle pompe richiedono specifiche separate.
Metodo: 2 × 84 MW
300 milioni di CHF · 2026-03-27
Budget approssimativo approvato dal gestore.
Preventivo di costruzione alla data indicata. La spesa finale dipende dalla realizzazione del progetto.
Metodo: Budget d’investimento del gestore.
21'317.6 kWh/anno · Esempio indicativo
Combustibile necessario per i servizi ipotizzati di riscaldamento e mobilità.
Abitazione e automobile ipotetiche, con lo stesso calore utile e gli stessi spostamenti in entrambi i casi. Confronta combustibile acquistato ed elettricità acquistata. La rappresentatività dell'economia domestica e le prestazioni degli apparecchi non sono state misurate. Gli altri usi domestici, l'energia a monte e incorporata, i costi e i picchi orari invernali sono esclusi dall'esempio.
Metodo: 12000 / 0.85 + 12000 × 0.6
6'400 kWh/anno · Esempio indicativo
Elettricità necessaria per lo stesso calore e la stessa distanza ipotizzati.
Abitazione e automobile ipotetiche, con lo stesso calore utile e gli stessi spostamenti in entrambi i casi. Confronta combustibile acquistato ed elettricità acquistata. La rappresentatività dell'economia domestica e le prestazioni degli apparecchi non sono state misurate. Gli altri usi domestici, l'energia a monte e incorporata, i costi e i picchi orari invernali sono esclusi dall'esempio.
Metodo: 12000 / 3 + 12000 × 0.18 / 0.9
118.4 GWh · 6–12 febbraio, meteo 2012 / sistema ipotetico 2050
Domanda oraria insoddisfatta al nodo del modello, sommata sulla settimana di stress selezionata.
Domanda non soddisfatta simulata nelle condizioni di stress specificate, escludendo importazioni e batterie. La sua probabilità non è stata stimata.
Metodo: Somma di 168 valori orari di potenza non fornita in GW × 1 ora.
Visual explanations: seasonal stress, demand and storageHourly system screening: no-battery case
2'497 CHF/kWp · 2025
Perimetro dell'installatore fino al sezionatore di rete dell'edificio
Indagine limitata agli impianti sui tetti; gli altri tipi di installazione richiedono offerte separate. Esclude progettazione esterna, lavori sul tetto, potenziamento della rete, accumulo, finanziamento, esercizio e sostituzioni durante la vita utile. Q1–Q3 contiene la metà centrale dei prezzi rilevati. La Svizzera orientale e centrale è sottorappresentata, le offerte possono essere duplicate e la classe maggiore comprende sette rilevazioni.
1'911 CHF/kWp · 2025
Perimetro dell'installatore fino al sezionatore di rete dell'edificio
Indagine limitata agli impianti sui tetti; gli altri tipi di installazione richiedono offerte separate. Esclude progettazione esterna, lavori sul tetto, potenziamento della rete, accumulo, finanziamento, esercizio e sostituzioni durante la vita utile. Q1–Q3 contiene la metà centrale dei prezzi rilevati. La Svizzera orientale e centrale è sottorappresentata, le offerte possono essere duplicate e la classe maggiore comprende sette rilevazioni.
1'428 CHF/kWp · 2025
Perimetro dell'installatore fino al sezionatore di rete dell'edificio
Indagine limitata agli impianti sui tetti; gli altri tipi di installazione richiedono offerte separate. Esclude progettazione esterna, lavori sul tetto, potenziamento della rete, accumulo, finanziamento, esercizio e sostituzioni durante la vita utile. Q1–Q3 contiene la metà centrale dei prezzi rilevati. La Svizzera orientale e centrale è sottorappresentata, le offerte possono essere duplicate e la classe maggiore comprende sette rilevazioni.
1'102 CHF/kWp · 2025
Perimetro dell'installatore fino al sezionatore di rete dell'edificio
Indagine limitata agli impianti sui tetti; gli altri tipi di installazione richiedono offerte separate. Esclude progettazione esterna, lavori sul tetto, potenziamento della rete, accumulo, finanziamento, esercizio e sostituzioni durante la vita utile. Q1–Q3 contiene la metà centrale dei prezzi rilevati. La Svizzera orientale e centrale è sottorappresentata, le offerte possono essere duplicate e la classe maggiore comprende sette rilevazioni.
800 CHF/kWp · 2025
Perimetro dell'installatore fino al sezionatore di rete dell'edificio
Indagine limitata agli impianti sui tetti; gli altri tipi di installazione richiedono offerte separate. Esclude progettazione esterna, lavori sul tetto, potenziamento della rete, accumulo, finanziamento, esercizio e sostituzioni durante la vita utile. Q1–Q3 contiene la metà centrale dei prezzi rilevati. La Svizzera orientale e centrale è sottorappresentata, le offerte possono essere duplicate e la classe maggiore comprende sette rilevazioni.
660 CHF/kWp · 2025
Perimetro dell'installatore fino al sezionatore di rete dell'edificio
Indagine limitata agli impianti sui tetti; gli altri tipi di installazione richiedono offerte separate. Esclude progettazione esterna, lavori sul tetto, potenziamento della rete, accumulo, finanziamento, esercizio e sostituzioni durante la vita utile. Q1–Q3 contiene la metà centrale dei prezzi rilevati. La Svizzera orientale e centrale è sottorappresentata, le offerte possono essere duplicate e la classe maggiore comprende sette rilevazioni.
46 CHF/MWh · 2026-03-12
Prezzo di pareggio dell'investimento aggiuntivo per prolungare un reattore esistente, inclusi esercizio, combustibile e scorie.
Studio sul prolungamento dell'esercizio di una centrale esistente. I casi programmati omettono i costi aggiuntivi di disattivazione e presuppongono fondi sufficienti a 60 anni. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l'arresto; l'esercizio solo invernale presuppone sei mesi. L'approvazione e i prezzi effettivi di mercato restano condizioni.
Metodo: Prezzo di pareggio dello studio con flussi di cassa attualizzati; migliore stima del gestore per investimento di prolungamento, costi operativi e finanziamento nominale ante imposte al 7%. Il rapporto originale riporta i flussi specifici per scenario.
78 CHF/MWh · 2026-03-12
Prezzo di pareggio dell'investimento aggiuntivo per prolungare un reattore esistente, inclusi esercizio, combustibile e scorie.
Studio sul prolungamento dell'esercizio di una centrale esistente. I casi programmati omettono i costi aggiuntivi di disattivazione e presuppongono fondi sufficienti a 60 anni. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l'arresto; l'esercizio solo invernale presuppone sei mesi. L'approvazione e i prezzi effettivi di mercato restano condizioni.
Metodo: Prezzo di pareggio dello studio con flussi di cassa attualizzati; migliore stima del gestore per investimento di prolungamento, costi operativi e finanziamento nominale ante imposte al 7%. Il rapporto originale riporta i flussi specifici per scenario.
134 CHF/MWh · 2026-03-12
Prezzo di pareggio dell'investimento aggiuntivo per prolungare un reattore esistente, inclusi esercizio, combustibile e scorie.
Studio sul prolungamento dell'esercizio di una centrale esistente. I casi programmati omettono i costi aggiuntivi di disattivazione e presuppongono fondi sufficienti a 60 anni. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l'arresto; l'esercizio solo invernale presuppone sei mesi. L'approvazione e i prezzi effettivi di mercato restano condizioni.
Metodo: Prezzo di pareggio dello studio con flussi di cassa attualizzati; migliore stima del gestore per investimento di prolungamento, costi operativi e finanziamento nominale ante imposte al 7%. Il rapporto originale riporta i flussi specifici per scenario.
44 CHF/MWh · 2026-03-12
Prezzo di pareggio dell'investimento aggiuntivo per prolungare un reattore esistente, inclusi esercizio, combustibile e scorie.
Studio sul prolungamento dell'esercizio di una centrale esistente. I casi programmati omettono i costi aggiuntivi di disattivazione e presuppongono fondi sufficienti a 60 anni. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l'arresto; l'esercizio solo invernale presuppone sei mesi. L'approvazione e i prezzi effettivi di mercato restano condizioni.
Metodo: Prezzo di pareggio dello studio con flussi di cassa attualizzati; migliore stima del gestore per investimento di prolungamento, costi operativi e finanziamento nominale ante imposte al 7%. Il rapporto originale riporta i flussi specifici per scenario.
72 CHF/MWh · 2026-03-12
Prezzo di pareggio dell'investimento aggiuntivo per prolungare un reattore esistente, inclusi esercizio, combustibile e scorie.
Studio sul prolungamento dell'esercizio di una centrale esistente. I casi programmati omettono i costi aggiuntivi di disattivazione e presuppongono fondi sufficienti a 60 anni. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l'arresto; l'esercizio solo invernale presuppone sei mesi. L'approvazione e i prezzi effettivi di mercato restano condizioni.
Metodo: Prezzo di pareggio dello studio con flussi di cassa attualizzati; migliore stima del gestore per investimento di prolungamento, costi operativi e finanziamento nominale ante imposte al 7%. Il rapporto originale riporta i flussi specifici per scenario.
104 CHF/MWh · 2026-03-12
Prezzo di pareggio dell'investimento aggiuntivo per prolungare un reattore esistente, inclusi esercizio, combustibile e scorie.
Studio sul prolungamento dell'esercizio di una centrale esistente. I casi programmati omettono i costi aggiuntivi di disattivazione e presuppongono fondi sufficienti a 60 anni. La chiusura anticipata include i costi che continuano dopo l'arresto; l'esercizio solo invernale presuppone sei mesi. L'approvazione e i prezzi effettivi di mercato restano condizioni.
Metodo: Prezzo di pareggio dello studio con flussi di cassa attualizzati; migliore stima del gestore per investimento di prolungamento, costi operativi e finanziamento nominale ante imposte al 7%. Il rapporto originale riporta i flussi specifici per scenario.
103 CHF/MWh · 2026-Q1
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
39 CHF/MWh · 2026-Q2
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 2026-Q1
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
93 CHF/MWh · 2026-Q2
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 2026-Q1
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
89 CHF/MWh · 2026-Q2
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 2026-Q1
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
88 CHF/MWh · 2026-Q2
Prezzi svizzeri del mercato del giorno prima, ponderati per l'immissione effettiva ogni quarto d'ora del campione misurato; IVA esclusa
Riferimento storico del valore dell'energia all'ingrosso per il gruppo e il periodo misurati. Il valore di capacità e flessibilità, le sovvenzioni, i contratti di fornitura, i risparmi al dettaglio e i costi delle centrali sono esclusi. I ricavi e gli utili effettivi dei proprietari dipendono da queste condizioni aggiuntive.
Swiss reference market prices: first two quarters of 2026How Swiss reference market prices are calculated
80 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
84 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
88 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
106 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
117 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
129 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
138 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
159 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
187 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
193 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
243 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
313 CHF/MWh · Progetto futuro indicativo; ipotesi in CHF costanti
Costo parziale di produzione con CHF 10,000/kW di costruzione senza finanziamento, 60 anni di esercizio e utilizzo del 90%. Stesse quote per impianto ed esercizio in ogni scenario.
Costo parziale basato sulle ipotesi dell'analista; l'acquisto richiede offerte di progetto. Esclude costi irrisolti di smantellamento e dei fondi, condizioni assicurative complete, imposte, rete e riserva. Sono escluse anche le spese generali aggiuntive del sito e la fornitura sostitutiva durante una costruzione più lunga.
Metodo: Capitale all’entrata in servizio = costo senza finanziamento × mean((1+r)^(T-k-0.5), k=0…T-1). Costo = (capitale all’entrata in servizio × CRF(r,60) + CHF 120/kW-anno) / (8.76 × 0.9) + CHF 15/MWh per combustibile, costi variabili e scorie.
2'856 CHF/MWh erogato · Servizio ipotizzato di 15 anni; CHF costanti
Potenza ed energia utilizzabili in corrente alternata di 1 MW / 4 MWh; acquisto ipotizzato di CHF 1.5 milioni, finanziamento reale al 7%, rendimento di ciclo dell'85% ed elettricità di ricarica a CHF 40/MWh.
Costo di acquisto e utilizzo ipotizzati; prezzi e ricavi del progetto richiedono verifica. Il 4% annuo per il mantenimento include l'integrazione della capacità. Sono escluse le voci non quantificate per sito e rete, imposte e assicurazione. Il valore della capacità usata raramente e della riserva richiede stime separate.
Metodo: LCOS = 1,500,000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × cicli completi annui) + 40 / 0.85.
609 CHF/MWh erogato · Servizio ipotizzato di 15 anni; CHF costanti
Potenza ed energia utilizzabili in corrente alternata di 1 MW / 4 MWh; acquisto ipotizzato di CHF 1.5 milioni, finanziamento reale al 7%, rendimento di ciclo dell'85% ed elettricità di ricarica a CHF 40/MWh.
Costo di acquisto e utilizzo ipotizzati; prezzi e ricavi del progetto richiedono verifica. Il 4% annuo per il mantenimento include l'integrazione della capacità. Sono escluse le voci non quantificate per sito e rete, imposte e assicurazione. Il valore della capacità usata raramente e della riserva richiede stime separate.
Metodo: LCOS = 1,500,000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × cicli completi annui) + 40 / 0.85.
272 CHF/MWh erogato · Servizio ipotizzato di 15 anni; CHF costanti
Potenza ed energia utilizzabili in corrente alternata di 1 MW / 4 MWh; acquisto ipotizzato di CHF 1.5 milioni, finanziamento reale al 7%, rendimento di ciclo dell'85% ed elettricità di ricarica a CHF 40/MWh.
Costo di acquisto e utilizzo ipotizzati; prezzi e ricavi del progetto richiedono verifica. Il 4% annuo per il mantenimento include l'integrazione della capacità. Sono escluse le voci non quantificate per sito e rete, imposte e assicurazione. Il valore della capacità usata raramente e della riserva richiede stime separate.
Metodo: LCOS = 1,500,000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × cicli completi annui) + 40 / 0.85.
201 CHF/MWh erogato · Servizio ipotizzato di 15 anni; CHF costanti
Potenza ed energia utilizzabili in corrente alternata di 1 MW / 4 MWh; acquisto ipotizzato di CHF 1.5 milioni, finanziamento reale al 7%, rendimento di ciclo dell'85% ed elettricità di ricarica a CHF 40/MWh.
Costo di acquisto e utilizzo ipotizzati; prezzi e ricavi del progetto richiedono verifica. Il 4% annuo per il mantenimento include l'integrazione della capacità. Sono escluse le voci non quantificate per sito e rete, imposte e assicurazione. Il valore della capacità usata raramente e della riserva richiede stime separate.
Metodo: LCOS = 1,500,000 × (CRF(7%,15) + 4%) / (4 × cicli completi annui) + 40 / 0.85.
9.5 milioni di abitanti · Dato di ingresso del modello 2050
Persone residenti in Svizzera.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['population_million'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
10.5 milioni di abitanti · Dato di ingresso del modello 2050
Persone residenti in Svizzera.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['population_million'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
11.5 milioni di abitanti · Dato di ingresso del modello 2050
Persone residenti in Svizzera.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['population_million'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
5 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Variazione ipotizzata della superficie e dell'attività del terziario, agricoltura inclusa. Espressa come indice di attività, anziché come PIL.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['services_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
25 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Variazione ipotizzata della superficie e dell'attività del terziario, agricoltura inclusa. Espressa come indice di attività, anziché come PIL.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['services_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
50 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Variazione ipotizzata della superficie e dell'attività del terziario, agricoltura inclusa. Espressa come indice di attività, anziché come PIL.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['services_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-5 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Variazione ipotizzata dell'attività industriale, espressa come indice di attività anziché come PIL.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['industry_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
15 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Variazione ipotizzata dell'attività industriale, espressa come indice di attività anziché come PIL.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['industry_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
40 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Variazione ipotizzata dell'attività industriale, espressa come indice di attività anziché come PIL.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['industry_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
0 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Distanza totale percorsa dai veicoli stradali considerati.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['road_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
15 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Distanza totale percorsa dai veicoli stradali considerati.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['road_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
35 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Distanza totale percorsa dai veicoli stradali considerati.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['road_activity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-25 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Usi esistenti del terziario e dell'industria, esclusi riscaldamento e raffrescamento degli edifici modellati separatamente. I nuovi usi elettrici sono aggiunti a parte.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['services_electric_intensity'] × 100 + (-100). Stesso valore di ingresso verificato per services_electric_intensity, industry_electric_intensity.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-10 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Usi esistenti del terziario e dell'industria, esclusi riscaldamento e raffrescamento degli edifici modellati separatamente. I nuovi usi elettrici sono aggiunti a parte.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['services_electric_intensity'] × 100 + (-100). Stesso valore di ingresso verificato per services_electric_intensity, industry_electric_intensity.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
5 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Usi esistenti del terziario e dell'industria, esclusi riscaldamento e raffrescamento degli edifici modellati separatamente. I nuovi usi elettrici sono aggiunti a parte.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['services_electric_intensity'] × 100 + (-100). Stesso valore di ingresso verificato per services_electric_intensity, industry_electric_intensity.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-40 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Calore per residente nelle abitazioni o per unità di attività economica. Isolamento e regolazione del riscaldamento possono ridurlo. La meteo resta invariata.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['space_heat_intensity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-25 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Calore per residente nelle abitazioni o per unità di attività economica. Isolamento e regolazione del riscaldamento possono ridurlo. La meteo resta invariata.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['space_heat_intensity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
-10 % rispetto al 2024 · Dato di ingresso del modello 2050
Calore per residente nelle abitazioni o per unità di attività economica. Isolamento e regolazione del riscaldamento possono ridurlo. La meteo resta invariata.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['space_heat_intensity'] × 100 + (-100).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
4 kWh termici / kWh elettrici · Dato di ingresso del modello 2050
Calore fornito per unità di elettricità durante una stagione. Un valore maggiore indica meno elettricità per lo stesso calore.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['space_heat_spf'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
3.3 kWh termici / kWh elettrici · Dato di ingresso del modello 2050
Calore fornito per unità di elettricità durante una stagione. Un valore maggiore indica meno elettricità per lo stesso calore.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['space_heat_spf'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
2.5 kWh termici / kWh elettrici · Dato di ingresso del modello 2050
Calore fornito per unità di elettricità durante una stagione. Un valore maggiore indica meno elettricità per lo stesso calore.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['space_heat_spf'] × 1 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
15 kWh / 100 km · Dato di ingresso del modello 2050
Energia alla batteria per 100 km. Le perdite di ricarica sono aggiunte separatamente.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'lower_demand')['cars_battery_kwh_per_km'] × 100 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
18 kWh / 100 km · Dato di ingresso del modello 2050
Energia alla batteria per 100 km. Le perdite di ricarica sono aggiunte separatamente.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'central')['cars_battery_kwh_per_km'] × 100 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
23 kWh / 100 km · Dato di ingresso del modello 2050
Energia alla batteria per 100 km. Le perdite di ricarica sono aggiunte separatamente.
Dato in ingresso scelto dall'analista per il caso indicato. Più ipotesi cambiano insieme; i risultati effettivi dipendono dall'attività, dall'adozione e dalle prestazioni degli apparecchi.
Metodo: parameters(config, 'higher_demand')['cars_battery_kwh_per_km'] × 100 + (0).
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
100 % · 2050, tutti e tre gli scenari di domanda
Sono sostituiti il riscaldamento domestico a resistenza identificato e il calore degli edifici modellato da olio, gas e carbone.
Obiettivo di sostituzione ipotizzato, che richiede installazioni idonee e adozione. Anche i modi di trasporto stradale inclusi raggiungono la sostituzione completa con mezzi elettrici. La conversione dell'aviazione e dei trasporti non stradali resta esclusa dal modello; alcuni combustibili restano in altri usi.
Metodo: fossil_heat_conversion = resistance_conversion = 1; × 100.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
90 % · 2050, tutti e tre gli scenari di domanda
Il calore di processo modellato da olio, gas e carbone viene convertito all'elettricità.
Obiettivo di sostituzione ipotizzato, che richiede installazioni idonee e adozione. Anche i modi di trasporto stradale inclusi raggiungono la sostituzione completa con mezzi elettrici. La conversione dell'aviazione e dei trasporti non stradali resta esclusa dal modello; alcuni combustibili restano in altri usi.
Metodo: process_fossil_conversion = 0.9; × 100.
Independent demand model v1What changes between the three demand cases
4 sistemi · Gennaio–aprile 2026
Impianti di diversi produttori confrontati con contatori calibrati sul campo.
Confronto da gennaio ad aprile in quattro sistemi. Canali principali di misura del calore prodotto; i confronti disponibili sui compressori coprono tre sistemi. L'efficienza nazionale richiede un campione rappresentativo e misure dell'intero sistema.
-34.7 % · Gennaio–aprile 2026
Differenza tra dati energetici interni e totale calibrato sul campo: (interno − campo) / campo × 100.
Confronto da gennaio ad aprile in quattro sistemi. Canali principali di misura del calore prodotto; i confronti disponibili sui compressori coprono tre sistemi. L'efficienza nazionale richiede un campione rappresentativo e misure dell'intero sistema.
0.1 % · Gennaio–aprile 2026
Differenza tra dati energetici interni e totale calibrato sul campo: (interno − campo) / campo × 100.
Confronto da gennaio ad aprile in quattro sistemi. Canali principali di misura del calore prodotto; i confronti disponibili sui compressori coprono tre sistemi. L'efficienza nazionale richiede un campione rappresentativo e misure dell'intero sistema.
-10.5 % · Gennaio–aprile 2026
Differenza tra dati energetici interni e totale calibrato sul campo: (interno − campo) / campo × 100.
Confronto da gennaio ad aprile in quattro sistemi. Canali principali di misura del calore prodotto; i confronti disponibili sui compressori coprono tre sistemi. L'efficienza nazionale richiede un campione rappresentativo e misure dell'intero sistema.
-4.6 % · Gennaio–aprile 2026
Differenza tra dati energetici interni e totale calibrato sul campo: (interno − campo) / campo × 100.
Confronto da gennaio ad aprile in quattro sistemi. Canali principali di misura del calore prodotto; i confronti disponibili sui compressori coprono tre sistemi. L'efficienza nazionale richiede un campione rappresentativo e misure dell'intero sistema.
-7.7 % · Gennaio–aprile 2026
Totale mensile interno del calore confrontato con misure calibrate sul campo, per la stessa unità i cui dati al minuto differiscono del −34.7%.
Un solo sistema e flusso di dati. La stima alternativa del calore tramite un polinomio per un altro sistema è esclusa dall'intervallo dei canali principali.
Metodo: Trascrizione diretta: tabella 9, pagina PDF 19 (pagina stampata 18), F017 / Q_dot_H (M).
10.3 milioni di abitanti · Dato di ingresso dello scenario 2050
Popolazione residente permanente media annua usata in entrambi i fogli di calcolo pubblicati.
Dato in ingresso dello scenario di riferimento UST. La domanda di elettricità dipende anche dall'attività, dagli apparecchi, dall'efficienza e dal tempo meteorologico.
Metodo: Foglio di calcolo BC13 = 10,306.5125 migliaia; dividere per 1,000 per esprimere milioni di abitanti. I due fogli degli scenari concordano.
Energy Perspectives 2060: demographic input workbookEnergy Perspectives 2060: common assumptions
2.1 TWh · 2024
Stima arrotondata del consumo elettrico annuo dalla sintesi del rapporto.
Il perimetro dello studio esclude dal confronto a condizioni equivalenti le piccole sale server aziendali e i micro data center. L'elettricità di riferimento include già questi utenti; occorre riconciliare la crescita del settore prima di aggiungere qualsiasi incremento.
2.5 TWh · 2030
Consumo elettrico annuo nello scenario dello studio, entro il suo perimetro dichiarato dei data center.
Il perimetro dello studio esclude dal confronto a condizioni equivalenti le piccole sale server aziendali e i micro data center. L'elettricità di riferimento include già questi utenti; occorre riconciliare la crescita del settore prima di aggiungere qualsiasi incremento.
Metodo: Scenario dello studio ripreso direttamente dalla sintesi a pagina PDF 3.
0.4 TWh · 2024–2030
Differenza rispetto alla base arrotondata dello studio di 2.1 TWh.
Calcolo approssimativo con dati riepilogativi arrotondati. L'incremento deriva da un confronto dello studio; resta da riconciliare la sua sovrapposizione con la crescita dell'attività nel modello WattInfo.
Metodo: 2.5 − 2.1 = 0.4 TWh. Nessuna estrapolazione al 2050.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialDemand and field-trial evidence: selected inputs and calculations
3.2 TWh · 2030
Consumo elettrico annuo nello scenario dello studio, entro il suo perimetro dichiarato dei data center.
Il perimetro dello studio esclude dal confronto a condizioni equivalenti le piccole sale server aziendali e i micro data center. L'elettricità di riferimento include già questi utenti; occorre riconciliare la crescita del settore prima di aggiungere qualsiasi incremento.
Metodo: Scenario dello studio ripreso direttamente dalla sintesi a pagina PDF 3.
1.1 TWh · 2024–2030
Differenza rispetto alla base arrotondata dello studio di 2.1 TWh.
Calcolo approssimativo con dati riepilogativi arrotondati. L'incremento deriva da un confronto dello studio; resta da riconciliare la sua sovrapposizione con la crescita dell'attività nel modello WattInfo.
Metodo: 3.2 − 2.1 = 1.1 TWh. Nessuna estrapolazione al 2050.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialDemand and field-trial evidence: selected inputs and calculations
3.5 TWh · 2030
Consumo elettrico annuo nello scenario dello studio, entro il suo perimetro dichiarato dei data center.
Il perimetro dello studio esclude dal confronto a condizioni equivalenti le piccole sale server aziendali e i micro data center. L'elettricità di riferimento include già questi utenti; occorre riconciliare la crescita del settore prima di aggiungere qualsiasi incremento.
Metodo: Scenario dello studio ripreso direttamente dalla sintesi a pagina PDF 3.
1.4 TWh · 2024–2030
Differenza rispetto alla base arrotondata dello studio di 2.1 TWh.
Calcolo approssimativo con dati riepilogativi arrotondati. L'incremento deriva da un confronto dello studio; resta da riconciliare la sua sovrapposizione con la crescita dell'attività nel modello WattInfo.
Metodo: 3.5 − 2.1 = 1.4 TWh. Nessuna estrapolazione al 2050.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialDemand and field-trial evidence: selected inputs and calculations
1.4 GWh · Fine 2025
Parco installato stimato nelle categorie dell'indagine: batterie agli ioni di litio, al sale e altre.
Indagine del settore solare e modello di dismissione. Capacità del parco dichiarata; l'energia erogabile alla rete richiede dati su capacità utilizzabile, potenza, stato di carica e partecipazione.
93'423 sistemi · Fine 2025
Numero stimato di sistemi mediante gruppi per anno di vendita e ritiro.
Indagine del settore solare e modello di dismissione. Capacità del parco dichiarata; l'energia erogabile alla rete richiede dati su capacità utilizzabile, potenza, stato di carica e partecipazione.
7.9 TWh · 2025
Produzione fotovoltaica annua stimata da un campione misurato e dal modello del parco.
La produzione varia durante l'anno. La capacità a fine anno del parco in crescita usa una base di misura distinta.
Metodo: 7948 × 0.001 = 7.948 TWh; conversione di unità dal valore della fonte.
9.5 GW · Fine 2025
Capacità stimata del parco fotovoltaico alla fine dell'anno di riferimento.
La capacità a fine anno differisce da quella disponibile durante l'anno. Per il fattore di capacità del parco, usare la capacità ponderata nel tempo.
Metodo: 9498.6 × 0.001 = 9.4986 GW; conversione di unità dal valore della fonte.
50 automobili · Prova 2021–2024
Auto bidirezionali nella dimostrazione del parco condiviso Mobility.
Capacità di fornire servizi di rete dimostrata nelle condizioni della sperimentazione. I veicoli disponibili, i caricatori e le esigenze di guida limitano l'erogazione.
600 CHF/veicolo/anno · Rapporto finale 2024
Potenziale lordo approssimativo dei servizi di sistema nei casi economici dello studio.
Nei casi studiati, i ricavi attesi erano inferiori ai costi aggiuntivi del V2X. I ricavi lordi devono ancora coprire apparecchiature, esercizio e altri costi.
Metodo: Scenario dello studio ripreso direttamente dalle sintesi alle pagine PDF 3–5.
3 MW in entrambe le direzioni · Rapporto finale 2026
Circa ±3 MW sostenuti dalle prove sul campo riportate, nelle condizioni idrauliche testate.
Regolazione della potenza a breve termine. Durata, afflussi, livelli dell'acqua e rischi di ingresso d'aria limitano l'esercizio; ciò non fornisce un incremento della produzione annua.
5.7 anni · 2015-05-07 – 2021-01-30
Tempo trascorso tra le date di inizio costruzione ed esercizio commerciale della banca dati PRIS dell'AIEA.
La pianificazione e le autorizzazioni precedenti sono escluse da questo intervallo. Gli esempi scelti coprono diversi progetti e ordinamenti; non costituiscono un campione statisticamente rappresentativo. L'operatore di Olkiluoto usa una tappa diversa per l'avvio della produzione regolare.
Metodo: (2021-01-30 − 2015-05-07) in giorni di calendario / 365.25.
IAEA PRIS country units CNNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
8.7 anni · 2012-07-19 – 2021-04-01
Tempo trascorso tra le date di inizio costruzione ed esercizio commerciale della banca dati PRIS dell'AIEA.
La pianificazione e le autorizzazioni precedenti sono escluse da questo intervallo. Gli esempi scelti coprono diversi progetti e ordinamenti; non costituiscono un campione statisticamente rappresentativo. L'operatore di Olkiluoto usa una tappa diversa per l'avvio della produzione regolare.
Metodo: (2021-04-01 − 2012-07-19) in giorni di calendario / 365.25.
IAEA PRIS country units AENuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
9.1 anni · 2009-11-18 – 2018-12-13
Tempo trascorso tra le date di inizio costruzione ed esercizio commerciale della banca dati PRIS dell'AIEA.
La pianificazione e le autorizzazioni precedenti sono escluse da questo intervallo. Gli esempi scelti coprono diversi progetti e ordinamenti; non costituiscono un campione statisticamente rappresentativo. L'operatore di Olkiluoto usa una tappa diversa per l'avvio della produzione regolare.
Metodo: (2018-12-13 − 2009-11-18) in giorni di calendario / 365.25.
IAEA PRIS country units CNNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
9.4 anni · 2009-04-19 – 2018-09-21
Tempo trascorso tra le date di inizio costruzione ed esercizio commerciale della banca dati PRIS dell'AIEA.
La pianificazione e le autorizzazioni precedenti sono escluse da questo intervallo. Gli esempi scelti coprono diversi progetti e ordinamenti; non costituiscono un campione statisticamente rappresentativo. L'operatore di Olkiluoto usa una tappa diversa per l'avvio della produzione regolare.
Metodo: (2018-09-21 − 2009-04-19) in giorni di calendario / 365.25.
IAEA PRIS country units CNNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
10.4 anni · 2013-03-02 – 2023-07-31
Tempo trascorso tra le date di inizio costruzione ed esercizio commerciale della banca dati PRIS dell'AIEA.
La pianificazione e le autorizzazioni precedenti sono escluse da questo intervallo. Gli esempi scelti coprono diversi progetti e ordinamenti; non costituiscono un campione statisticamente rappresentativo. L'operatore di Olkiluoto usa una tappa diversa per l'avvio della produzione regolare.
Metodo: (2023-07-31 − 2013-03-02) in giorni di calendario / 365.25.
IAEA PRIS country units USNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
17.7 anni · 2005-08-12 – 2023-05-01
Tempo trascorso tra le date di inizio costruzione ed esercizio commerciale della banca dati PRIS dell'AIEA.
La pianificazione e le autorizzazioni precedenti sono escluse da questo intervallo. Gli esempi scelti coprono diversi progetti e ordinamenti; non costituiscono un campione statisticamente rappresentativo. L'operatore di Olkiluoto usa una tappa diversa per l'avvio della produzione regolare.
Metodo: (2023-05-01 − 2005-08-12) in giorni di calendario / 365.25.
IAEA PRIS country units FINuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2042 anno · Primo progetto svizzero indicativo; preparazione dal 2026
Calendario analitico che combina disponibilità giuridica ipotizzata, preparazione e autorizzazioni sovrapposte, costruzione e messa in servizio.
Un caso condizionato per la prima unità, senza probabilità assegnata. L'approvazione del sito, le disponibilità dei fornitori, il finanziamento e la modifica legislativa restano necessari. Sono possibili ritardi maggiori o l'annullamento.
Metodo: 2034 primo getto di calcestruzzo + 7 anni al primo collegamento alla rete + 1 anno di messa in servizio = 2042. Tutte le durate sono ipotesi.
Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2047 anno · Primo progetto svizzero indicativo; preparazione dal 2026
Calendario analitico che combina disponibilità giuridica ipotizzata, preparazione e autorizzazioni sovrapposte, costruzione e messa in servizio.
Un caso condizionato per la prima unità, senza probabilità assegnata. L'approvazione del sito, le disponibilità dei fornitori, il finanziamento e la modifica legislativa restano necessari. Sono possibili ritardi maggiori o l'annullamento.
Metodo: 2037 primo getto di calcestruzzo + 9 anni al primo collegamento alla rete + 1 anno di messa in servizio = 2047. Tutte le durate sono ipotesi.
Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2053 anno · Primo progetto svizzero indicativo; preparazione dal 2026
Calendario analitico che combina disponibilità giuridica ipotizzata, preparazione e autorizzazioni sovrapposte, costruzione e messa in servizio.
Un caso condizionato per la prima unità, senza probabilità assegnata. L'approvazione del sito, le disponibilità dei fornitori, il finanziamento e la modifica legislativa restano necessari. Sono possibili ritardi maggiori o l'annullamento.
Metodo: 2041 primo getto di calcestruzzo + 11 anni al primo collegamento alla rete + 1 anno di messa in servizio = 2053. Tutte le durate sono ipotesi.
Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
5.6 TWh/anno · 2021–2025
Produzione netta combinata di Beznau 1 e 2, media di cinque anni comprese le fermate.
L'energia annua storica indica l'ordine di grandezza. La fornitura sostitutiva deve soddisfare anche le esigenze invernali e orarie; la media non garantisce la produzione futura.
Metodo: Sommare i dieci valori annui di produzione netta per impianto in GWh; dividere per cinque anni e per 1,000.
Nuclear generation and capacity factors, 2016–2025Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
2032 anno · Intenzione del gestore annunciata nel dicembre 2024
Orizzonte di esercizio annunciato da Axpo, riportato nell'introduzione del decimo rapporto nazionale IFSN.
Un'intenzione dell'operatore, distinta da una durata di esercizio fissa prevista dalla legge. Il proseguimento dell'esercizio resta soggetto ai requisiti di sicurezza e alla decisione del proprietario.
Metodo: Usare l’intenzione del gestore registrata dall’IFSN; nessuna estrapolazione della vita utile.
2033 anno · Intenzione del gestore annunciata nel dicembre 2024
Orizzonte di esercizio annunciato da Axpo, riportato nell'introduzione del decimo rapporto nazionale IFSN.
Un'intenzione dell'operatore, distinta da una durata di esercizio fissa prevista dalla legge. Il proseguimento dell'esercizio resta soggetto ai requisiti di sicurezza e alla decisione del proprietario.
Metodo: Usare l’intenzione del gestore registrata dall’IFSN; nessuna estrapolazione della vita utile.
2027 anno · Posizione del DATEC verificata il 17 settembre 2026
Il DATEC prevede il voto referendario nel 2027 dopo l'approvazione parlamentare dell'abrogazione.
I tempi e l'esito attesi restano condizionati. L'abrogazione permetterebbe di presentare domande di progetto; non autorizzerebbe una centrale.
Metodo: Riprendere direttamente l’anno di votazione atteso dichiarato dal DATEC; nessuna probabilità assegnata.
1'450 MW elettrici · Domande del 2008, descritte nella valutazione IFSN del 2010
Classe di potenza elettrica proposta. Le due classi di Niederamt sono alternative per un solo impianto. La tolleranza comune è registrata a parte; non si deducono produzione annua o fattore di capacità.
Proposta storica, mai realizzata nell'ambito di queste domande. Non stabilisce né una capacità installata né la capacità di un futuro progetto svizzero.
Metodo: Trascrizione diretta del parametro proposto dal richiedente e riportato dall’IFSN; nessuna previsione di produzione o disponibilità.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
1'450 MW elettrici · Domande del 2008, descritte nella valutazione IFSN del 2010
Classe di potenza elettrica proposta. Le due classi di Niederamt sono alternative per un solo impianto. La tolleranza comune è registrata a parte; non si deducono produzione annua o fattore di capacità.
Proposta storica, mai realizzata nell'ambito di queste domande. Non stabilisce né una capacità installata né la capacità di un futuro progetto svizzero.
Metodo: Trascrizione diretta del parametro proposto dal richiedente e riportato dall’IFSN; nessuna previsione di produzione o disponibilità.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
1'100 MW elettrici · Domande del 2008, descritte nella valutazione IFSN del 2010
Classe di potenza elettrica proposta. Le due classi di Niederamt sono alternative per un solo impianto. La tolleranza comune è registrata a parte; non si deducono produzione annua o fattore di capacità.
Proposta storica, mai realizzata nell'ambito di queste domande. Non stabilisce né una capacità installata né la capacità di un futuro progetto svizzero.
Metodo: Trascrizione diretta del parametro proposto dal richiedente e riportato dall’IFSN; nessuna previsione di produzione o disponibilità.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
1'600 MW elettrici · Domande del 2008, descritte nella valutazione IFSN del 2010
Classe di potenza elettrica proposta. Le due classi di Niederamt sono alternative per un solo impianto. La tolleranza comune è registrata a parte; non si deducono produzione annua o fattore di capacità.
Proposta storica, mai realizzata nell'ambito di queste domande. Non stabilisce né una capacità installata né la capacità di un futuro progetto svizzero.
Metodo: Trascrizione diretta del parametro proposto dal richiedente e riportato dall’IFSN; nessuna previsione di produzione o disponibilità.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
20 % · Domande del 2008, descritte nella valutazione IFSN del 2010
Le domande consentivano uno scostamento di più o meno il 20% da ciascuna classe di potenza indicata. È un margine progettuale, non un intervallo statistico d'incertezza.
Proposta storica, mai realizzata nell'ambito di queste domande. Non stabilisce né una capacità installata né la capacità di un futuro progetto svizzero.
Metodo: Trascrizione diretta del parametro proposto dal richiedente e riportato dall’IFSN; nessuna previsione di produzione o disponibilità.
ENSI comparison of the three proposed nuclear plantsHistorical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
5'000 CHF2024/kW · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Costo di costruzione per unità di capacità elettrica, in franchi svizzeri del 2024, escluso il finanziamento durante la costruzione.
Un dato in ingresso del modello, distinto da un'offerta svizzera attuale e concretamente eseguibile. Va considerato anche il trattamento della costruzione e dell'esercizio specifico del modello.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 6; sezione 2.3.3, pagina 12; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
8'000 CHF2024/kW · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Costo di costruzione per unità di capacità elettrica, in franchi svizzeri del 2024, escluso il finanziamento durante la costruzione.
Un dato in ingresso del modello, distinto da un'offerta svizzera attuale e concretamente eseguibile. Va considerato anche il trattamento della costruzione e dell'esercizio specifico del modello.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 6; sezione 2.3.3, pagina 12; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
12'000 CHF2024/kW · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Costo di costruzione per unità di capacità elettrica, in franchi svizzeri del 2024, escluso il finanziamento durante la costruzione.
Un dato in ingresso del modello, distinto da un'offerta svizzera attuale e concretamente eseguibile. Va considerato anche il trattamento della costruzione e dell'esercizio specifico del modello.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 6; sezione 2.3.3, pagina 12; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
5 % WACC reale · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Costo medio ponderato del capitale: rendimento complessivo richiesto da debito e capitale proprio, al netto dell'inflazione.
Lo studio associa il 5% alla riduzione del rischio d'investimento, per esempio tramite garanzie pubbliche, e l'8% al finanziamento privato del nucleare. Nessuno dei due tassi costituisce un'offerta di finanziamento ottenibile.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 7; sezione 2.2.2, pagina 8; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
8 % WACC reale · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Costo medio ponderato del capitale: rendimento complessivo richiesto da debito e capitale proprio, al netto dell'inflazione.
Lo studio associa il 5% alla riduzione del rischio d'investimento, per esempio tramite garanzie pubbliche, e l'8% al finanziamento privato del nucleare. Nessuno dei due tassi costituisce un'offerta di finanziamento ottenibile.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 7; sezione 2.2.2, pagina 8; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
45 TWh/anno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Fabbisogno ipotetico di produzione nazionale soddisfatto insieme da rinnovabili non idroelettriche e nuovo nucleare negli scenari con obiettivo condiviso.
È una variante di politica energetica dello studio. La famiglia guidata dal mercato elimina il requisito di produzione nazionale; restano i vincoli di emissioni nette zero e gli scambi di elettricità.
Metodo: Trascrizione diretta dalla sezione 2.3.2, pagina 11; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
2.6 GW · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Estremo dell'intervallo di capacità nucleare nuova dei quattro modelli con costo di costruzione di CHF2024 5,000/kW senza finanziamento, WACC reale del 5% e obiettivo condiviso di 45 TWh/anno.
Solo il caso a basso costo. Non è l'intervallo di capacità del caso CHF2024 8,000/kW, un intervallo di confidenza statistico o un parco di reattori selezionato. Si presume l'entrata in esercizio del nuovo nucleare nel 2050.
Metodo: Trascrizione diretta dalle pagine 21–22, figura 6; conclusione a pagina 27; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy SystemETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
4.9 GW · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Estremo dell'intervallo di capacità nucleare nuova dei quattro modelli con costo di costruzione di CHF2024 5,000/kW senza finanziamento, WACC reale del 5% e obiettivo condiviso di 45 TWh/anno.
Solo il caso a basso costo. Non è l'intervallo di capacità del caso CHF2024 8,000/kW, un intervallo di confidenza statistico o un parco di reattori selezionato. Si presume l'entrata in esercizio del nuovo nucleare nel 2050.
Metodo: Trascrizione diretta dalle pagine 21–22, figura 6; conclusione a pagina 27; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy SystemETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
2050 anno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Per ipotesi, il nuovo nucleare entra nello studio nel 2050. I prolungamenti delle centrali esistenti sono esclusi.
Un limite dello scenario, anziché un calendario autorizzativo o costruttivo dimostrato. Non sostituisce i casi condizionati di realizzazione di WattInfo.
Metodo: Trascrizione diretta dalla sezione 2.2.1, pagina 10; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy SystemETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
300 MW · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Dimensione minima nell'ottimizzazione continua della capacità, con ipotesi generiche di reattori ad acqua leggera.
Le dimensioni continue del modello approssimano le dimensioni discrete delle centrali disponibili. Questo dato non stabilisce né i prezzi degli SMR né siti svizzeri approvati.
Metodo: Trascrizione diretta dalla sezione 2.3.3, pagina 12; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
5 TWh/inverno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Obiettivo delle importazioni nette invernali identificato dagli autori ed esplicitamente escluso da tutti e quattro i modelli.
Non è un risultato del modello né un limite imposto alle importazioni. Gli autori discutono l'assenza di regole attuative e gli effetti sulle decisioni commerciali e d'investimento.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 7; sezione 2.3.2, pagina 11; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
52 TWh/anno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Domanda di servizi termici comune a SES, SES-ETH e STEM. L'elettricità necessaria dipende dagli impianti scelti e dalla loro efficienza.
Perimetro del modello e trattamento della domanda diversi da WattInfo. I servizi termici non devono essere aggiunti direttamente al consumo finale di elettricità. Questi dati non hanno sostituito i nostri scenari di domanda.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 5, comprese le note 2 e 3; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
9.3 TWh/anno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Domanda di servizi termici comune a SES, SES-ETH e STEM. L'elettricità necessaria dipende dagli impianti scelti e dalla loro efficienza.
Perimetro del modello e trattamento della domanda diversi da WattInfo. I servizi termici non devono essere aggiunti direttamente al consumo finale di elettricità. Questi dati non hanno sostituito i nostri scenari di domanda.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 5, comprese le note 2 e 3; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
18.6 TWh/anno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Domanda di servizi termici comune a SES, SES-ETH e STEM. L'elettricità necessaria dipende dagli impianti scelti e dalla loro efficienza.
Perimetro del modello e trattamento della domanda diversi da WattInfo. I servizi termici non devono essere aggiunti direttamente al consumo finale di elettricità. Questi dati non hanno sostituito i nostri scenari di domanda.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 5, comprese le note 2 e 3; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
76 TWh/anno · Scenario 2050 nello studio ETH–PSI pubblicato il 29 giugno 2026
Domanda elettrica fissata esternamente per Nexus-e, con riferimento a UFE 2020.
Perimetro del modello e trattamento della domanda diversi da WattInfo. I servizi termici non devono essere aggiunti direttamente al consumo finale di elettricità. Questi dati non hanno sostituito i nostri scenari di domanda.
Metodo: Trascrizione diretta dalla tabella 3, pagina 5, comprese le note 2 e 3; nessuna nuova esecuzione del modello o offerta di un fornitore svizzero.
ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentationETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
47.3 TWh · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Equivalente cumulato della produzione storica negli anni interi dopo le chiusure annunciate di Beznau, fino all'anno precedente il primo nuovo esercizio commerciale.
Mantiene costante la produzione media del 2021–2025 a scopo illustrativo. Esclude gli effetti parziali nell'anno di chiusura, la crescita della domanda, le perdite e l'adeguatezza invernale. Non presuppone che una nuova unità colmi l'intero deficit.
Metodo: Sommare la produzione media dell’unità 2 di Beznau dal 2033 e dell’unità 1 dal 2034 fino al 2041.
Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmeticNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
75.1 TWh · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Equivalente cumulato della produzione storica negli anni interi dopo le chiusure annunciate di Beznau, fino all'anno precedente il primo nuovo esercizio commerciale.
Mantiene costante la produzione media del 2021–2025 a scopo illustrativo. Esclude gli effetti parziali nell'anno di chiusura, la crescita della domanda, le perdite e l'adeguatezza invernale. Non presuppone che una nuova unità colmi l'intero deficit.
Metodo: Sommare la produzione media dell’unità 2 di Beznau dal 2033 e dell’unità 1 dal 2034 fino al 2046.
Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmeticNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
108.4 TWh · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Equivalente cumulato della produzione storica negli anni interi dopo le chiusure annunciate di Beznau, fino all'anno precedente il primo nuovo esercizio commerciale.
Mantiene costante la produzione media del 2021–2025 a scopo illustrativo. Esclude gli effetti parziali nell'anno di chiusura, la crescita della domanda, le perdite e l'adeguatezza invernale. Non presuppone che una nuova unità colmi l'intero deficit.
Metodo: Sommare la produzione media dell’unità 2 di Beznau dal 2033 e dell’unità 1 dal 2034 fino al 2052.
Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmeticNuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
5.3 GW · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Massima carenza elettrica oraria dopo la gestione archiviata di produzione e accumulo.
Applicazione successiva al dispacciamento a un unico caso ipotetico del 2050 con il tempo meteorologico del 2011/12. Si presume che tutta la potenza di riserva sia disponibile in ogni ora di carenza, con energia di attivazione illimitata. Il dispacciamento idroelettrico esistente resta fisso. Esclude vincoli di avviamento e variazione della potenza, fermi della riserva, logistica dei combustibili, rete interna e ridispacciamento. Non afferma un'affidabilità statistica né una dimensione ottimale della riserva.
Metodo: Massima potenza oraria non fornita in GW su 8,784 ore.
80 ore · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Ore modellate con potenza non servita superiore alla tolleranza numerica.
Applicazione successiva al dispacciamento a un unico caso ipotetico del 2050 con il tempo meteorologico del 2011/12. Si presume che tutta la potenza di riserva sia disponibile in ogni ora di carenza, con energia di attivazione illimitata. Il dispacciamento idroelettrico esistente resta fisso. Esclude vincoli di avviamento e variazione della potenza, fermi della riserva, logistica dei combustibili, rete interna e ridispacciamento. Non afferma un'affidabilità statistica né una dimensione ottimale della riserva.
Metodo: Conteggio dei deficit orari superiori a 0.000001 GW.
5.3 GW · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Picco osservato nel modello, arrotondato per eccesso a 0.01 GW per il calcolo sovrapposto.
Applicazione successiva al dispacciamento a un unico caso ipotetico del 2050 con il tempo meteorologico del 2011/12. Si presume che tutta la potenza di riserva sia disponibile in ogni ora di carenza, con energia di attivazione illimitata. Il dispacciamento idroelettrico esistente resta fisso. Esclude vincoli di avviamento e variazione della potenza, fermi della riserva, logistica dei combustibili, rete interna e ridispacciamento. Non afferma un'affidabilità statistica né una dimensione ottimale della riserva.
Metodo: ceil(picco modellato in GW × 100) / 100.
41.1 ore · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Energia annua della riserva divisa per la potenza di riserva disponibile ipotizzata. Differisce dalle ore con una qualsiasi attivazione.
Applicazione successiva al dispacciamento a un unico caso ipotetico del 2050 con il tempo meteorologico del 2011/12. Si presume che tutta la potenza di riserva sia disponibile in ogni ora di carenza, con energia di attivazione illimitata. Il dispacciamento idroelettrico esistente resta fisso. Esclude vincoli di avviamento e variazione della potenza, fermi della riserva, logistica dei combustibili, rete interna e ridispacciamento. Non afferma un'affidabilità statistica né una dimensione ottimale della riserva.
Metodo: 216.685430632421 GWh / 5.27 GW.
583 MW · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Capacità contrattuale futura aggregata descritta nella proposta di giugno 2026.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Totale pubblicato del programma.
Federal Council: reserve-plant financing proposal, June 2026Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
15 anni · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Periodo di disponibilità proposto da circa il 2030, subordinato alla realizzazione dei progetti.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Durata contrattuale pubblicata.
Federal Council: reserve-plant financing proposal, June 2026Beznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
1'880 milioni di CHF · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Stima aggregata di costruzione e disponibilità per 15 anni, prima del margine per imprevisti.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Totale pubblicato nella sezione 3.2.3.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
300 milioni di CHF · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Margine incluso per gli aumenti di costo specificati del progetto.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Importo previsto pubblicato nella sezione 3.2.3.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
2'180 milioni di CHF · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Costruzione e disponibilità, imprevisti e IVA inclusi; esclusi combustibile di attivazione e costi di bilanciamento energetico.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: 1,880 + 300 = 2,180.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
100 milioni di CHF · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Credito separato che anticipa lavori di progetto e pagamenti di componenti. Il messaggio indica che non aumenta i costi totali.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Sezione 3.2.2 e verbale parlamentare.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
31 milioni di CHF · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Credito transitorio separato che anticipa lavori previsti originariamente dal contratto di lungo periodo, riducendo i successivi costi di conversione.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Sezione 3.2.2 e verbale parlamentare.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
16 giorni · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Obbligo di stoccaggio del combustibile descritto nel messaggio federale.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Sezione 3.2.10.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
10 settimane · Piano di affidabilità esaminato il 18 settembre 2026
Obbligo di garantire rifornimento e logistica; non dieci settimane di scorte sul posto.
Proposta o descrizione contrattuale riferita alla data indicata. La commissione ha sospeso l'esame del credito principale l'11 agosto 2026. I valori non rappresentano forniture attualmente in servizio, spese finali o prezzi generici dei fornitori.
Metodo: Sezione 3.2.10.
Reserve financing: cost boundaries and fuel obligationsBeznau replacement timeline and reserve-supply arithmetic
73.5 TWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Calcolo settoriale centrale indipendente della domanda 2035: consumo finale prima delle perdite di rete e V2X aggiuntive, normalizzato all'anno civile 2024.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: model.demand.calculate(baseline, parameters, 2035, central). I totali variano secondo l’anno meteorologico.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelIndependent demand model v1
26 GWp · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Capacità nominale solare nel primo pacchetto sostitutivo.
La realizzazione richiede siti, apparecchiature, accesso alla rete e rendimenti sostenibili per i proprietari; la capacità di picco differisce dalla potenza notturna affidabile.
Metodo: Proposta esplicita: 26 GWp.
1.7 GWp/anno · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Aumento medio semplice dal parco stimato a fine 2025 a quello proposto per fine 2035.
Differenza lorda tra le capacità del parco; sono escluse le sostituzioni e le variazioni dei ritmi annui di costruzione.
Metodo: (26 − 9.4986) / 10.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelSwiss solar and associated storage statistics for 2025
2.2 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Gösgen e Leibstadt alle capacità nette documentate, a condizione di proseguire un esercizio sicuro e sostenibile.
Beznau segue le chiusure definitive annunciate. Nessun nuovo reattore è conteggiato nel 2035. Le ipotesi di manutenzione e fermo riducono la produzione modellizzata.
Metodo: 1.010 + 1.233 = 2.243 GW netti.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelSwiss Electricity Statistics 2025
249'832 automobili · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Conteggio UST del parco al 30 settembre 2025.
Osservazione del 2025, non un tasso futuro di sostituzione.
Metodo: Osservazione pubblicata dall’UST.
232'602 automobili/anno · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Nuove immatricolazioni UST nell'intero anno civile.
Osservazione del 2025, non un tasso futuro di sostituzione.
Metodo: Osservazione pubblicata dall’UST.
22.7 % · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Nuove immatricolazioni; distinte dalla quota elettrica dell'intero parco.
Osservazione del 2025, non un tasso futuro di sostituzione.
Metodo: Osservazione pubblicata dall’UST.
2'100'000 automobili · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Parco di automobili elettriche a batteria nello studio sulle infrastrutture di ricarica di maggio 2023.
Scenario di adozione condizionato; le prime aspettative sulle vendite di veicoli nuovi superavano il risultato osservato nel 2025. Esclude i PHEV.
Metodo: UFE/EBP, pagina stampata 17.
BFE / EBP: charging infrastructure and vehicle stock to 2050
1'439'084.5 automobili · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Semplice aggiornamento annuo del parco con volume di immatricolazioni e totale auto del 2025, ipotizzando nuove vendite interamente elettriche a batteria entro il 2035.
Tassi di dismissione uguali, parco totale e volume delle vendite fissi, raccordo approssimativo tra settembre e l'anno civile. Non è una previsione per coorti d'età. Cambia solo la flessibilità; la domanda nazionale resta costante.
Metodo: BEV[t] = BEV[t−1] × (1 − 232602/4839465) + 232602 × quota BEV delle nuove vendite[t]; la quota sale linearmente da 0.227 a 1 nel 2025–2035.
BFS: vehicle registrations and stock in 20252035 day/night supply and vehicle-flexibility model
210'000 automobili · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Sottoinsieme del parco elettrico UFE con auto compatibile, abitazione attrezzata e proprietario disponibile.
Tutte le quote di idoneità sono ipotesi illustrative. Le altre automobili continuano ad assorbire l'elettricità per la guida nella domanda fissa.
Metodo: 2,100,000 × 50% compatibili × 50% attrezzate × 40% partecipanti = 210,000.
147'000 automobili · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Abitazioni collegate nell'esempio durante le ore locali 18:00–07:59; la quota collegata di giorno è il 20%.
La fascia oraria differisce dal giorno e dalla notte astronomici. Il comportamento di connessione e la disponibilità per i singoli tragitti non sono stati convalidati.
Metodo: 210,000 × 70%.
6.3 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Finestra totale lato batteria tra i 20 kWh protetti e il massimo di 50 kWh per partecipante.
Include le automobili scollegate; non tutta l'energia può raggiungere la rete nello stesso momento. La guida e le perdite di conversione riducono l'elettricità esportabile.
Metodo: 210,000 × (50 − 20) kWh / 1,000,000.
1 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Limite di potenza lato contatore per le auto ipotizzate collegate a casa.
Richiede energia, apparecchiature compatibili, autorizzazione alla connessione, capacità disponibile nell'abitazione e nella rete e partecipazione volontaria sostenibile. Non è capacità garantita.
Metodo: 210,000 × 70% × 7 kW / 1,000,000.
2'555.7 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2.3 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'461.8 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2.1 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'448 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2.1 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'448 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2.1 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'306.2 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0.7 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'186.4 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0.7 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'169.5 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0.7 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'169.5 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0.7 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
10'440.4 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2.8 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2'212 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0.7 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0 GWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
0 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Fornitura aggiuntiva necessaria dopo produzione, accumulo, importazioni e servizio dei veicoli specificati; meteo dell'anno idrologico e domanda 2035.
Valutazione preliminare condizionata su un nodo nazionale unico: conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico naturale aggregato e afflussi mensili uniformati. Esclude la rete interna e verifiche dell'adeguatezza probabilistica o della sostenibilità economica per i proprietari. Le ipotesi sul parco e sulle connessioni non sono impegni.
Metodo: Gestione oraria: minimizzare il deficit totale, poi il suo picco; somma annua o massimo orario.
2.5 TWh · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Massima carenza invernale residua fra tre scenari meteorologici V2G, arrotondata per eccesso a 0.1 TWh.
Quantità preliminare per la valutazione del mercato, condizionata a importazioni fino a 2 GW e a un dispacciamento ottimistico. Non include un margine di riserva statistico. Rete, ulteriori condizioni meteorologiche e fermi, combustibili e disponibilità contrattuale possono aumentare il fabbisogno.
Metodo: ceil(max(deficit invernale in GWh) / 100) / 10.
2.2 GW · Valutazione dell’approvvigionamento 2035, 18 settembre 2026
Massimo picco residuo fra tre scenari meteorologici V2G, arrotondato per eccesso a 0.1 GW.
Potenza disponibile erogata, non potenza nominale delle apparecchiature o capacità contrattuale definitiva. Presuppone importazioni fino a 2 GW; il caso senza importazioni richiede di più. Non include un margine di riserva statistico.
Metodo: ceil(max(deficit di punta in GW) × 10) / 10.
2.6 TWh · Domanda 2035 con meteo 2011/12 e 2021/22
Massima energia invernale residua fra i due scenari di stress archiviati con ricarica fissa, arrotondata per eccesso a 0.1 TWh.
Capitolato preliminare per offerte di fornitura basato su due casi meteorologici con ricarica fissa (2011/12 e 2021/22) e domanda del 2035. Presuppone importazioni fino a 2 GW e un fermo di Leibstadt di 90 giorni invernali, di frequenza non stimata. Conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato; esclude la rete interna e un margine di riserva probabilistico. Non è energia sostitutiva annua ordinaria, un volume definitivo d'acquisto o una garanzia di adeguatezza. Questa edizione non presenta risultati per il 2023/24 con ricarica fissa.
Metodo: ceil(max(2555.6857744809754, 2258.7349184467917) / 100) / 10
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelWattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
2.3 GW · Domanda 2035 con meteo 2011/12 e 2021/22
Massimo deficit orario di potenza residuo fra i due scenari di stress archiviati con ricarica fissa, arrotondato per eccesso a 0.1 GW.
Capitolato preliminare per offerte di fornitura basato su due casi meteorologici con ricarica fissa (2011/12 e 2021/22) e domanda del 2035. Presuppone importazioni fino a 2 GW e un fermo di Leibstadt di 90 giorni invernali, di frequenza non stimata. Conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato; esclude la rete interna e un margine di riserva probabilistico. Non è energia sostitutiva annua ordinaria, un volume definitivo d'acquisto o una garanzia di adeguatezza. Questa edizione non presenta risultati per il 2023/24 con ricarica fissa.
Metodo: ceil(max(2.28209526160838, 0.7046165785531138) * 10) / 10
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelWattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
35.9 TWh/anno · Base osservata 2024 fino allo scenario centrale condizionato 2050
Elettricità finale annua aggiuntiva, prima di perdite di rete, ricarica degli accumuli ed esportazioni nette.
Eredita le ipotesi del modello centrale. La crescita aggiuntiva di data center, idrogeno, e-fuel e teleriscaldamento oltre le ipotesi settoriali è zero; la conversione dell'aviazione è esclusa. Non è una previsione né un fabbisogno di capacità di produzione.
Metodo: 93.36564180546513 − 57.512 = 35.85364180546513 TWh/anno.
Independent demand model v1WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
47.5 GWh · Periodo aprile–settembre del caso meteorologico 2021/22, domanda 2035
Carenza elettrica annua residua meno la sua parte invernale di ottobre–marzo.
Capitolato preliminare per offerte di fornitura basato su due casi meteorologici con ricarica fissa (2011/12 e 2021/22) e domanda del 2035. Presuppone importazioni fino a 2 GW e un fermo di Leibstadt di 90 giorni invernali, di frequenza non stimata. Conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato; esclude la rete interna e un margine di riserva probabilistico. Non è energia sostitutiva annua ordinaria, un volume definitivo d'acquisto o una garanzia di adeguatezza. Questa edizione non presenta risultati per il 2023/24 con ricarica fissa. Questo deficit estivo è escluso dalla quantità invernale di 2.6 TWh.
Metodo: 2306.1959870084297 − 2258.7349184467917 = 47.461068561638 GWh.
2035 day/night supply and vehicle-flexibility modelWattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
3.8 TWh · Domanda 2035; meteo 2011/12–2023/24
Massima carenza invernale arrotondata per eccesso a 0.1 TWh.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: ceil(max(winter_shortfall_gwh) / 100) / 10 su tredici casi confrontabili con fermo prolungato.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
2.3 GW · Domanda 2035; meteo 2011/12–2023/24
Massimo deficit di potenza orario nell'anno, arrotondato per eccesso a 0.1 GW.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: ceil(max(unserved_peak_gw) × 10) / 10 su tredici casi confrontabili con fermo prolungato.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
4.2 TWh · Programma 2035 e tre sensibilità alla crescita
Massimo fabbisogno invernale fra tredici scenari meteorologici di base e tre sensibilità dei data center, arrotondato per eccesso.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. I casi di crescita presumono che il totale centrale dello studio per i data center nel 2030 resti a 3.2 TWh fino al 2035. È assegnato alla domanda di servizi mantenuta nel modello. Solo il 2012, il 2017 e il 2022 sono sottoposti alla prova con carico aggiuntivo. È un capitolato preliminare per offerte, non una valutazione completa dell'adeguatezza rispetto alla crescita e al tempo meteorologico.
Metodo: ceil(max(winter_shortfall_gwh nei casi di verifica) / 100) / 10
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
2.5 GW · Programma 2035 e tre sensibilità alla crescita
Massimo fabbisogno orario fra gli stessi scenari, arrotondato per eccesso.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. I casi di crescita presumono che il totale centrale dello studio per i data center nel 2030 resti a 3.2 TWh fino al 2035. È assegnato alla domanda di servizi mantenuta nel modello. Solo il 2012, il 2017 e il 2022 sono sottoposti alla prova con carico aggiuntivo. È un capitolato preliminare per offerte, non una valutazione completa dell'adeguatezza rispetto alla crescita e al tempo meteorologico.
Metodo: ceil(max(unserved_peak_gw nei casi di verifica) × 10) / 10
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1 TWh/anno · 2035 con consumo centrale dei centri dati dello studio 2030 mantenuto costante
Consumo annuo con la meteo di riferimento: margine aggiuntivo o totale che lo include, secondo l'etichetta.
La ripartizione precisa tra componenti settoriali, usi finali e raffreddamento resta irrisolta. Queste sono attribuzioni condizionate, non un intervallo di confidenza statistico o una previsione centrale calibrata. Le piccole sale server esistenti, escluse dallo studio, restano nel resto della domanda. Non è stimata un'ulteriore crescita dei data center dopo il 2030. La prova del 2025 confronta il modello con un totale annuo ufficiale applicato di recente. Non dimostra capacità previsiva fuori campione né convalida le ipotesi sugli apparecchi del 2050.
Metodo: Incremento = scenario pubblicato dei centri dati meno 2.08 × attività interpolata × intensità elettrica residua interpolata. Attribuire tutta l’elettricità dei centri dati già inclusa ai servizi oppure all’industria, in sensibilità separate. Mantenere il resto della domanda settoriale.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
74.5 TWh/anno · 2035 con consumo centrale dei centri dati dello studio 2030 mantenuto costante
Consumo annuo con la meteo di riferimento: margine aggiuntivo o totale che lo include, secondo l'etichetta.
La ripartizione precisa tra componenti settoriali, usi finali e raffreddamento resta irrisolta. Queste sono attribuzioni condizionate, non un intervallo di confidenza statistico o una previsione centrale calibrata. Le piccole sale server esistenti, escluse dallo studio, restano nel resto della domanda. Non è stimata un'ulteriore crescita dei data center dopo il 2030. La prova del 2025 confronta il modello con un totale annuo ufficiale applicato di recente. Non dimostra capacità previsiva fuori campione né convalida le ipotesi sugli apparecchi del 2050.
Metodo: Incremento = scenario pubblicato dei centri dati meno 2.08 × attività interpolata × intensità elettrica residua interpolata. Attribuire tutta l’elettricità dei centri dati già inclusa ai servizi oppure all’industria, in sensibilità separate. Mantenere il resto della domanda settoriale.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
1.5 TWh · Domanda 2035; tredici anni meteorologici storici
Massimo fabbisogno invernale negli stessi anni senza la lunga fermata eccezionale.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. L'esercizio ordinario include comunque la manutenzione programmata e l'ipotesi di disponibilità del 98%.
Metodo: max(winter_shortfall_gwh nei casi con manutenzione programmata) / 1000.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
58.1 GWh · Domanda 2035; periodi aprile–settembre di tredici anni meteorologici
Massima carenza estiva negli scenari di base con lunga fermata; esclusa dalla quantità di fornitura invernale.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: max(summer_shortfall_gwh).
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2.6 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0.3 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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2.6 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0.2 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0.7 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0.6 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
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1.6 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
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3.7 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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1.5 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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2.8 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0.4 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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1.4 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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1.4 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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2.3 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0.1 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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1.2 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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0 TWh · Domanda 2035 e meteo storica per anno idrologico
Elettricità invernale residua dopo produzione, idroelettrico e importazioni specificati.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali.
Metodo: sum(elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo) / 1000.
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3 TWh · Domanda 2035 con consumo centrale dei centri dati dello studio 2030 mantenuto costante
Lo scenario con lunga fermata aggiunge solo la domanda oltre la base del terziario già aumentata e incorporata. Il carico aggiuntivo è uniforme.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. L'attribuzione interamente ai servizi e un livello costante di 3.2 TWh dopo il 2030 sono ipotesi, non una previsione per il 2035.
Metodo: Incremento 2035 = 3.2 − 2.08 × attività interpolata dei servizi × intensità interpolata dei servizi; nuovo calcolo orario.
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10.8 TWh · Domanda 2035 e meteo storica senza importazioni
Carenza elettrica annua residua con lunga fermata del reattore e nessuna importazione transfrontaliera.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. In questo caso il limite delle importazioni è zero. Non è assegnata alcuna probabilità all'evento.
Metodo: sum(energia oraria non fornita) / 1000.
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4.2 TWh · Domanda 2035 con consumo centrale dei centri dati dello studio 2030 mantenuto costante
Lo scenario con lunga fermata aggiunge solo la domanda oltre la base del terziario già aumentata e incorporata. Il carico aggiuntivo è uniforme.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. L'attribuzione interamente ai servizi e un livello costante di 3.2 TWh dopo il 2030 sono ipotesi, non una previsione per il 2035.
Metodo: Incremento 2035 = 3.2 − 2.08 × attività interpolata dei servizi × intensità interpolata dei servizi; nuovo calcolo orario.
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12.3 TWh · Domanda 2035 e meteo storica senza importazioni
Carenza elettrica annua residua con lunga fermata del reattore e nessuna importazione transfrontaliera.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. In questo caso il limite delle importazioni è zero. Non è assegnata alcuna probabilità all'evento.
Metodo: sum(energia oraria non fornita) / 1000.
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2.7 TWh · Domanda 2035 con consumo centrale dei centri dati dello studio 2030 mantenuto costante
Lo scenario con lunga fermata aggiunge solo la domanda oltre la base del terziario già aumentata e incorporata. Il carico aggiuntivo è uniforme.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. L'attribuzione interamente ai servizi e un livello costante di 3.2 TWh dopo il 2030 sono ipotesi, non una previsione per il 2035.
Metodo: Incremento 2035 = 3.2 − 2.08 × attività interpolata dei servizi × intensità interpolata dei servizi; nuovo calcolo orario.
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10.9 TWh · Domanda 2035 e meteo storica senza importazioni
Carenza elettrica annua residua con lunga fermata del reattore e nessuna importazione transfrontaliera.
Scenari deterministici del 2035 con ricarica fissa, 26 GWp di fotovoltaico, idroelettrico aggregato limitato, Gösgen/Leibstadt e manutenzione programmata. La disponibilità nucleare è del 98% al di fuori dei fermi previsti. Importazioni fino a 2 GW, salvo diversa indicazione. Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico mensile uniformato, rete semplificata e livelli iniziali degli accumuli ottimizzati con vincolo ciclico. Esclude margine di riserva, probabilità, contratti con i proprietari e una dimostrazione completa dell'adeguatezza nazionale. Il fermo prolungato esclude Leibstadt per 90 giorni invernali. In questo caso il limite delle importazioni è zero. Non è assegnata alcuna probabilità all'evento.
Metodo: sum(energia oraria non fornita) / 1000.
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59 TWh · 2025
Percorso centrale esistente valutato al 2025, mantenendo le ipotesi meteorologiche annue del 2024.
Confronto su un solo anno; nessuna ricalibrazione del tempo meteorologico o delle sostituzioni effettivamente avvenute. Il modello originale è stato costruito dopo il 2025.
Metodo: Eseguire model.demand.calculate con year=2025 e i parametri originali.
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58 TWh · 2025
Elettricità finale nazionale, dopo le perdite di rete; il pompaggio è già dedotto dalla produzione.
Distinto dai perimetri più ristretti dell'indagine o dei prelievi Swissgrid.
Metodo: Foglio di calcolo UFE T25!H71 / 1000.
1.7 % · Confronto 2025
Differenza relativa tra il percorso invariato del modello e l'elettricità finale ufficiale.
La vicinanza del totale annuo non convalida le ipotesi sugli usi finali del 2050.
Metodo: (modello / osservato − 1) × 100.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
93 TWh · 2050
Modello centrale originale con la sola popolazione portata a 10.3065125 milioni.
Restano invariate le altre ipotesi su attività settoriale, elettrificazione ed efficienza.
Metodo: calculate(..., population_million=10.3065125).
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageEnergy Perspectives 2060: demographic input workbook
-0.4 TWh · 2050
Sensibilità della popolazione meno il riferimento originale di 93.3656 TWh.
Cambia solo la dipendenza dei consumi domestici dalla popolazione rappresentata in questo modello.
Metodo: population_sensitivity_2050_twh − reference_2050_twh.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageEnergy Perspectives 2060: demographic input workbook
0.4 TWh/anno · 2030; lo scenario alto potrebbe realizzarsi più tardi
Incremento rispetto al modello nazionale proporzionato all'attività, attribuendo tutta l'elettricità già inclusa dei data center ai consumi mantenuti del terziario.
La ripartizione precisa tra componenti settoriali, usi finali e raffreddamento resta irrisolta. Queste sono attribuzioni condizionate, non un intervallo di confidenza statistico o una previsione centrale calibrata. Le piccole sale server esistenti, escluse dallo studio, restano nel resto della domanda. Non è stimata un'ulteriore crescita dei data center dopo il 2030. La prova del 2025 confronta il modello con un totale annuo ufficiale applicato di recente. Non dimostra capacità previsiva fuori campione né convalida le ipotesi sugli apparecchi del 2050.
Metodo: Incremento = scenario pubblicato dei centri dati meno 2.08 × attività interpolata × intensità elettrica residua interpolata. Attribuire tutta l’elettricità dei centri dati già inclusa ai servizi oppure all’industria, in sensibilità separate. Mantenere il resto della domanda settoriale.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
1.1 TWh/anno · 2030; lo scenario alto potrebbe realizzarsi più tardi
Incremento rispetto al modello nazionale proporzionato all'attività, attribuendo tutta l'elettricità già inclusa dei data center ai consumi mantenuti del terziario.
La ripartizione precisa tra componenti settoriali, usi finali e raffreddamento resta irrisolta. Queste sono attribuzioni condizionate, non un intervallo di confidenza statistico o una previsione centrale calibrata. Le piccole sale server esistenti, escluse dallo studio, restano nel resto della domanda. Non è stimata un'ulteriore crescita dei data center dopo il 2030. La prova del 2025 confronta il modello con un totale annuo ufficiale applicato di recente. Non dimostra capacità previsiva fuori campione né convalida le ipotesi sugli apparecchi del 2050.
Metodo: Incremento = scenario pubblicato dei centri dati meno 2.08 × attività interpolata × intensità elettrica residua interpolata. Attribuire tutta l’elettricità dei centri dati già inclusa ai servizi oppure all’industria, in sensibilità separate. Mantenere il resto della domanda settoriale.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
1.4 TWh/anno · 2030; lo scenario alto potrebbe realizzarsi più tardi
Incremento rispetto al modello nazionale proporzionato all'attività, attribuendo tutta l'elettricità già inclusa dei data center ai consumi mantenuti del terziario.
La ripartizione precisa tra componenti settoriali, usi finali e raffreddamento resta irrisolta. Queste sono attribuzioni condizionate, non un intervallo di confidenza statistico o una previsione centrale calibrata. Le piccole sale server esistenti, escluse dallo studio, restano nel resto della domanda. Non è stimata un'ulteriore crescita dei data center dopo il 2030. La prova del 2025 confronta il modello con un totale annuo ufficiale applicato di recente. Non dimostra capacità previsiva fuori campione né convalida le ipotesi sugli apparecchi del 2050.
Metodo: Incremento = scenario pubblicato dei centri dati meno 2.08 × attività interpolata × intensità elettrica residua interpolata. Attribuire tutta l’elettricità dei centri dati già inclusa ai servizi oppure all’industria, in sensibilità separate. Mantenere il resto della domanda settoriale.
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
2.1 TWh/anno · 2030
Stima corrispondente di 2.08 TWh moltiplicata per attività interpolata del modello e intensità elettrica mantenuta.
La ripartizione precisa tra componenti settoriali, usi finali e raffreddamento resta irrisolta. Queste sono attribuzioni condizionate, non un intervallo di confidenza statistico o una previsione centrale calibrata. Le piccole sale server esistenti, escluse dallo studio, restano nel resto della domanda. Non è stimata un'ulteriore crescita dei data center dopo il 2030. La prova del 2025 confronta il modello con un totale annuo ufficiale applicato di recente. Non dimostra capacità previsiva fuori campione né convalida le ipotesi sugli apparecchi del 2050.
Metodo: 2.08 × (1 + .25 × 6/26) × (1 − .1 × 6/26).
WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storageSwiss data-centre electricity use and efficiency potential
3.5 TWh/anno · 2030 o successivamente
Sensibilità superiore dello studio; la pagina stampata 127 ammette esplicitamente che sia raggiunta dopo il 2030.
Analisi di sensibilità degli autori, non una data promessa di messa in servizio o utilizzo.
Metodo: Totale condizionato pubblicato nello studio, senza estrapolazione.
Swiss data-centre electricity use and efficiency potentialWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
3.3 GWh termici · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Perimetro di energia termica o costo del progetto secondo l'etichetta.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici storage_capacity_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
34 GWh termici · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Perimetro di energia termica o costo del progetto secondo l'etichetta.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici charge_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
29.9 GWh termici · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Perimetro di energia termica o costo del progetto secondo l'etichetta.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici discharge_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
3.6 GWh termici · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Perimetro di energia termica o costo del progetto secondo l'etichetta.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici loss_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
0.5 GWh termici · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Perimetro di energia termica o costo del progetto secondo l'etichetta.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici inventory_change_mwh_th × 0.001.
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
12 milioni di EUR · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Importo dell'intero progetto prima dei contributi.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici capex_eur_million × 1.
Danish Energy Agency thermal storage case studyWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
1.3 milioni di EUR · Bilancio termico 2024; costo della costruzione 2020–22 dichiarato nel 2025
Un singolo accumulo di teleriscaldamento. Perimetro di energia termica o costo del progetto secondo l'etichetta.
Il calore non può essere trattato come elettricità erogabile. Costi danesi dell'anno di realizzazione, senza offerta svizzera né risparmio nazionale attribuito. La capacità è calcolata dal volume d'acqua e dall'intervallo di temperatura.
Metodo: Campo dei dati termici subsidy_eur_million × 1.
Danish Energy Agency thermal storage case studyWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
9 mesi per unità · Programma del gestore dichiarato il 15 luglio 2026
Durata approssimativa di una grande revisione per un gruppo di produzione; i lavori sono scaglionati nella centrale.
Programma di manutenzione di una sola centrale, non un'ipotesi uniforme sui fermi idroelettrici annui.
Metodo: Gestore, pagina 1, voce sulla durata.
54.4 milioni di CHF · Programma dichiarato il 15 luglio 2026
Investimento dichiarato per l'intero programma di revisione per tappe, in CHF nominali.
Importo di un programma in corso, non una spesa finale sottoposta a revisione, un costo operativo annuo o un costo dell'elettricità sostitutiva.
Metodo: Gestore, pagina 1, voce sull’investimento.
1.5 TWh · Domanda 2035; tredici anni meteorologici storici
Massima carenza invernale fra tredici scenari meteorologici con esercizio ordinario, prima del margine separato per i data center.
Include 30 giorni di manutenzione programmata e una disponibilità nucleare del 98% negli altri periodi; esclude il fermo aggiuntivo di 90 giorni. È il maggiore deficit verificato, non gli acquisti annui attesi o la dimensione definitiva di un contratto. L'esercizio ordinario con il margine separato per i data center non è stato simulato. Tutti i casi consentono importazioni fino a 2 GW e una ricarica fissa delle automobili. Restano la conoscenza perfetta anticipata, l'idroelettrico aggregato e i vincoli di rete semplificati. Non sono stabiliti un margine di riserva statistico né la sostenibilità economica per i proprietari.
Metodo: max(winter_shortfall_gwh nei casi con manutenzione programmata) / 1000.
WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage coverWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
4.2 TWh · Programma 2035 e tre sensibilità alla crescita
Massima carenza invernale fra tredici scenari di base con lunga fermata e tre con domanda aggiuntiva, arrotondata per eccesso a 0.1 TWh.
Include il deficit ordinario; non sommare i totali ordinario e di emergenza. Il fermo invernale di Leibstadt di 90 giorni, scelto dall'analista, non ha una probabilità assegnata. È un intervallo di stress, non una produzione annua regolare o una quantità d'acquisto ottimizzata. Tutti i casi consentono importazioni fino a 2 GW e una ricarica fissa delle automobili. Restano la conoscenza perfetta anticipata, l'idroelettrico aggregato e i vincoli di rete semplificati. Non sono stabiliti un margine di riserva statistico né la sostenibilità economica per i proprietari.
Metodo: ceil(max(winter_shortfall_gwh nei casi di verifica) / 100) / 10
WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage coverWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
2.5 GW · Programma 2035 e tre sensibilità alla crescita
Massima carenza oraria annua fra tredici scenari di base con lunga fermata e tre con domanda aggiuntiva, arrotondata per eccesso a 0.1 GW.
Il fermo invernale di Leibstadt di 90 giorni, scelto dall'analista, non ha una probabilità assegnata. La potenza massima e l'energia invernale si verificano in anni meteorologici diversi. Questo deficit orario non dimensiona le riserve a risposta rapida né stabilisce una quantità d'acquisto ottimizzata. Tutti i casi consentono importazioni fino a 2 GW e una ricarica fissa delle automobili. Restano la conoscenza perfetta anticipata, l'idroelettrico aggregato e i vincoli di rete semplificati. Non sono stabiliti un margine di riserva statistico né la sostenibilità economica per i proprietari.
Metodo: ceil(max(unserved_peak_gw nei casi di verifica) × 10) / 10
WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage coverWattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
57.8 TWh/anno · 2021–2025
Calcolato dai cinque totali annui del consumo elettrico finale nella tabella T25 UFE.
Consumo finale svizzero di elettricità, escluse le perdite di rete e il pompaggio. La media annua è il totale diviso cinque; le medie giornaliera e di potenza usano gli effettivi 1,826 giorni e 43,824 ore. Non si deducono un picco invernale, un profilo orario, una ripartizione per città o la domanda futura. Un confronto degli ordini di grandezza non stabilisce la fornitura disponibile, la durata dell'accumulo a un dato carico o una produzione garantita.
Metodo: sum(T25!H67:H71) / 5 / 1000
Swiss electricity scale: five-year consumption averagesSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
158.3 GWh/giorno · 2021–2025
Calcolato dai cinque totali annui del consumo elettrico finale nella tabella T25 UFE.
Consumo finale svizzero di elettricità, escluse le perdite di rete e il pompaggio. La media annua è il totale diviso cinque; le medie giornaliera e di potenza usano gli effettivi 1,826 giorni e 43,824 ore. Non si deducono un picco invernale, un profilo orario, una ripartizione per città o la domanda futura. Un confronto degli ordini di grandezza non stabilisce la fornitura disponibile, la durata dell'accumulo a un dato carico o una produzione garantita.
Metodo: sum(T25!H67:H71) / sum(giorni di calendario nel 2021–2025)
Swiss electricity scale: five-year consumption averagesSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
6.6 GW · 2021–2025
Calcolato dai cinque totali annui del consumo elettrico finale nella tabella T25 UFE.
Consumo finale svizzero di elettricità, escluse le perdite di rete e il pompaggio. La media annua è il totale diviso cinque; le medie giornaliera e di potenza usano gli effettivi 1,826 giorni e 43,824 ore. Non si deducono un picco invernale, un profilo orario, una ripartizione per città o la domanda futura. Un confronto degli ordini di grandezza non stabilisce la fornitura disponibile, la durata dell'accumulo a un dato carico o una produzione garantita.
Metodo: sum(T25!H67:H71) / (sum(giorni di calendario nel 2021–2025) × 24)
Swiss electricity scale: five-year consumption averagesSchweizerische Gesamtenergiestatistik 2025 - Tabellen
5 miliardi di CHF2024 · Ipotesi di costruzione ETH–PSI per il 2050; capacità indicativa di 1 GW
Esempio di scala basato sul costo di costruzione dello studio e su una centrale ipotizzata da 1 GW.
Costo di costruzione prima del finanziamento, in moneta del 2024. La taglia di 1 GW è una normalizzazione illustrativa, non una scelta di reattore o un'offerta di costruzione svizzera.
Metodo: 5000 CHF2024/kW × 1 GW × 1,000,000 kW/GW / 1,000,000,000 = 5 miliardi di CHF2024
ETH–PSI comparison: model scopes, financing and construction-price examplesETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
8 miliardi di CHF2024 · Ipotesi di costruzione ETH–PSI per il 2050; capacità indicativa di 1 GW
Esempio di scala basato sul costo di costruzione dello studio e su una centrale ipotizzata da 1 GW.
Costo di costruzione prima del finanziamento, in moneta del 2024. La taglia di 1 GW è una normalizzazione illustrativa, non una scelta di reattore o un'offerta di costruzione svizzera.
Metodo: 8000 CHF2024/kW × 1 GW × 1,000,000 kW/GW / 1,000,000,000 = 8 miliardi di CHF2024
ETH–PSI comparison: model scopes, financing and construction-price examplesETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
12 miliardi di CHF2024 · Ipotesi di costruzione ETH–PSI per il 2050; capacità indicativa di 1 GW
Esempio di scala basato sul costo di costruzione dello studio e su una centrale ipotizzata da 1 GW.
Costo di costruzione prima del finanziamento, in moneta del 2024. La taglia di 1 GW è una normalizzazione illustrativa, non una scelta di reattore o un'offerta di costruzione svizzera.
Metodo: 12000 CHF2024/kW × 1 GW × 1,000,000 kW/GW / 1,000,000,000 = 12 miliardi di CHF2024
ETH–PSI comparison: model scopes, financing and construction-price examplesETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
0.7 TWh · Combinazione 2035; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
3 TWh · Combinazione 2035; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0.6 TWh · Combinazione 2035; meteo 2012/2013
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
3 TWh · Combinazione 2035; meteo 2012/2013
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2013/2014
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
1.1 TWh · Combinazione 2035; meteo 2013/2014
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2014/2015
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
1 TWh · Combinazione 2035; meteo 2014/2015
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2015/2016
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
2 TWh · Combinazione 2035; meteo 2015/2016
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
2 TWh · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
4.2 TWh · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0.9 TWh · Combinazione 2035; meteo 2017/2018
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
3.3 TWh · Combinazione 2035; meteo 2017/2018
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2018/2019
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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1.8 TWh · Combinazione 2035; meteo 2018/2019
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2019/2020
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2019/2020
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2020/2021
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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1.8 TWh · Combinazione 2035; meteo 2020/2021
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0.6 TWh · Combinazione 2035; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.7 TWh · Combinazione 2035; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2022/2023
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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1.6 TWh · Combinazione 2035; meteo 2022/2023
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2023/2024
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0 TWh · Combinazione 2035; meteo 2023/2024
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2 TWh · Scenario 2035; tredici anni meteorologici
Massima carenza invernale fra tredici anni meteorologici confrontabili con esercizio ordinario dei reattori e margine per i data center.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: max(winter_shortfall_gwh dei casi dc-routine 2012–2024) / 1000
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2 TWh · Acquisti proposti prima della dismissione di Beznau
Arrotondare per eccesso il massimo invernale ordinario di base per un primo confronto delle offerte; rivederlo per domanda e rischi di consegna.
Una specifica iniziale del servizio, non una quantità contrattualizzata, un acquisto annuo previsto o un limite valido per tutte le condizioni di stress.
Metodo: ceil(1.9552512904960864 TWh × 10) / 10 = 2.0 TWh
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2.9 TWh · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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7.2 GW · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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3.8 TWh · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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4 GW · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.4 TWh · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0.9 GW · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.4 TWh · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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8.2 GW · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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7.6 TWh · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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5.1 GW · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6 TWh · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2 GW · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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10.3 TWh · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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9.4 GW · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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11.6 TWh · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.2 GW · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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10 TWh · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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3.2 GW · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.7 TWh · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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8.3 GW · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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8 TWh · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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5.1 GW · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.5 TWh · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.1 GW · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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1.1 TWh · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.1 GW · Combinazione 2050; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.1 TWh · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.9 GW · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0.7 TWh · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0.4 GW · Combinazione 2050; meteo 2021/2022
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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0.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17; funzionamento ordinario
Elettricità invernale insoddisfatta, suddivisa in fasce di luce secondo la posizione solare, con esercizio ordinario dei reattori.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: Somma del deficit orario nella categoria indicata per inverno/luce diurna / 1000.
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1.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17; funzionamento ordinario
Elettricità invernale insoddisfatta, suddivisa in fasce di luce secondo la posizione solare, con esercizio ordinario dei reattori.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: Somma del deficit orario nella categoria indicata per inverno/luce diurna / 1000.
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94.2 TWh/anno · Scenario 2050; meteo di riferimento
Riferimento centrale della domanda più aggiunta netta dei data center, dedotta la quota già incorporata nel terziario.
Condizioni meteorologiche di riferimento del 2024; i totali effettivi dei casi variano con il tempo meteorologico. Mantiene costante fino al 2050 lo scenario pubblicato per i data center al 2030; non è una nuova previsione.
Metodo: 93.36564180546513 + (3.2 - 2.34)
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2 unità · Programma 2050 proposto
Dato di pianificazione proposto, subordinato ad autorizzazioni, fornitori, finanziamenti e costruzione.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; definizioni dei casi 2050; vedere metodo e dati originali.
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1.1 GW · Programma 2050 proposto
Dato di pianificazione proposto, subordinato ad autorizzazioni, fornitori, finanziamenti e costruzione.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; definizioni dei casi 2050; vedere metodo e dati originali.
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2047 anno · Programma 2050 proposto
Dato di pianificazione proposto, subordinato ad autorizzazioni, fornitori, finanziamenti e costruzione.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; definizioni dei casi 2050; vedere metodo e dati originali.
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2050 anno · Programma 2050 proposto
Dato di pianificazione proposto, subordinato ad autorizzazioni, fornitori, finanziamenti e costruzione.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; definizioni dei casi 2050; vedere metodo e dati originali.
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53 GWp · Programma 2050 proposto
Dato di pianificazione proposto, subordinato ad autorizzazioni, fornitori, finanziamenti e costruzione.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: recommended-inputs.json; delivery-timeline.json; definizioni dei casi 2050; vedere metodo e dati originali.
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8.1 TWh · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.3 GW · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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12.2 TWh · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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3.3 GW · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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5.5 TWh · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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1.7 GW · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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4.3 TWh · Combinazione 2035; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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4.3 GW · Combinazione 2035; meteo 2011/2012
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.3 TWh · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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2.1 GW · Combinazione 2035; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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6.7 TWh · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: winter_shortfall_gwh / 1000; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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4.8 GW · Combinazione 2050; meteo 2016/2017
Fabbisogno residuo di fornitura dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Conoscenza perfetta anticipata, idroelettrico aggregato e rete nazionale senza vincoli. Manutenzione e fermi eccezionali variano secondo il caso; le importazioni sono limitate al livello indicato. Potenza ed energia sono requisiti di servizio distinti.
Metodo: unserved_peak_gw / 1; somma dell’elettricità oraria non fornita da ottobre a marzo oppure massimo deficit di un’ora.
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115 CHF2026/MWh · Vita utile indicativa di 60 anni per il proprietario; CHF costanti 2026
Prezzo elettrico costante incassato che azzera il flusso di cassa attualizzato del proprietario con le ipotesi dichiarate di spesa, manutenzione, combustibile, scorie e finanziamento.
Budget elaborato dall'analista; non è un'offerta di un fornitore, un tasso di finanziamento garantito o una tariffa per le economie domestiche. L'esposizione agli incidenti non coperta da assicurazione resta priva di una valutazione monetaria.
Metodo: Spese attualizzate del proprietario / produzione attualizzata durante la vita utile; flussi reali a metà anno valutati all’avvio commerciale.
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153 CHF2026/MWh · Vita utile indicativa di 60 anni per il proprietario; CHF costanti 2026
Prezzo elettrico costante incassato che azzera il flusso di cassa attualizzato del proprietario con le ipotesi dichiarate di spesa, manutenzione, combustibile, scorie e finanziamento.
Budget elaborato dall'analista; non è un'offerta di un fornitore, un tasso di finanziamento garantito o una tariffa per le economie domestiche. L'esposizione agli incidenti non coperta da assicurazione resta priva di una valutazione monetaria.
Metodo: Spese attualizzate del proprietario / produzione attualizzata durante la vita utile; flussi reali a metà anno valutati all’avvio commerciale.
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202 CHF2026/MWh · Vita utile indicativa di 60 anni per il proprietario; CHF costanti 2026
Prezzo elettrico costante incassato che azzera il flusso di cassa attualizzato del proprietario con le ipotesi dichiarate di spesa, manutenzione, combustibile, scorie e finanziamento.
Budget elaborato dall'analista; non è un'offerta di un fornitore, un tasso di finanziamento garantito o una tariffa per le economie domestiche. L'esposizione agli incidenti non coperta da assicurazione resta priva di una valutazione monetaria.
Metodo: Spese attualizzate del proprietario / produzione attualizzata durante la vita utile; flussi reali a metà anno valutati all’avvio commerciale.
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300 CHF2026/MWh · Vita utile indicativa di 60 anni per il proprietario; CHF costanti 2026
Prezzo elettrico costante incassato che azzera il flusso di cassa attualizzato del proprietario con le ipotesi dichiarate di spesa, manutenzione, combustibile, scorie e finanziamento.
Budget elaborato dall'analista; non è un'offerta di un fornitore, un tasso di finanziamento garantito o una tariffa per le economie domestiche. L'esposizione agli incidenti non coperta da assicurazione resta priva di una valutazione monetaria.
Metodo: Spese attualizzate del proprietario / produzione attualizzata durante la vita utile; flussi reali a metà anno valutati all’avvio commerciale.
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22 miliardi di CHF2026 · Programma di costruzione; CHF costanti 2026
Due unità da 1.1 GW a CHF 10,000/kW senza finanziamento della costruzione, più quote separate del 5% per sviluppo, 5% per rete attribuibile e 1% per il combustibile iniziale del nocciolo.
Un importo stimato dall'analista prima dei costi di finanziamento, non un'offerta EPC per progettazione, approvvigionamento e costruzione né il budget complessivo del programma nazionale.
Metodo: Somma della componente di costruzione senza finanziamento per new_1 e new_2 / 1e9; finanziamento escluso.
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2.4 miliardi di CHF2026 · Programma di costruzione; CHF costanti 2026
Due unità da 1.1 GW a CHF 10,000/kW senza finanziamento della costruzione, più quote separate del 5% per sviluppo, 5% per rete attribuibile e 1% per il combustibile iniziale del nocciolo.
Un importo stimato dall'analista prima dei costi di finanziamento, non un'offerta EPC per progettazione, approvvigionamento e costruzione né il budget complessivo del programma nazionale.
Metodo: Somma degli importi accessori previsti per new_1 e new_2 / 1e9; finanziamento escluso.
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24.4 miliardi di CHF2026 · Programma di costruzione; CHF costanti 2026
Due unità da 1.1 GW a CHF 10,000/kW senza finanziamento della costruzione, più quote separate del 5% per sviluppo, 5% per rete attribuibile e 1% per il combustibile iniziale del nocciolo.
Un importo stimato dall'analista prima dei costi di finanziamento, non un'offerta EPC per progettazione, approvvigionamento e costruzione né il budget complessivo del programma nazionale.
Metodo: Somma della componente precedente all’esercizio per new_1 e new_2 / 1e9; finanziamento escluso.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
14.7 miliardi di CHF2026 · CHF costanti 2026
Variare il costo di costruzione senza finanziamento, mantenendo quote separate dell'11% prima dell'esercizio.
Valori estremi di un'analisi di sensibilità, non preventivi o un intervallo di confidenza. Finanziamento escluso.
Metodo: 2 × 1,100,000 kW × CHF 6000/kW × 1.11 / 1e9
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
36.6 miliardi di CHF2026 · CHF costanti 2026
Variare il costo di costruzione senza finanziamento, mantenendo quote separate dell'11% prima dell'esercizio.
Valori estremi di un'analisi di sensibilità, non preventivi o un intervallo di confidenza. Finanziamento escluso.
Metodo: 2 × 1,100,000 kW × CHF 15000/kW × 1.11 / 1e9
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
0.2 TWh · Contratti di riserva proposti
Equivalente energetico elettrico a pieno carico di 583 MW per 16 giorni.
Requisito per un futuro contratto, non capacità già in servizio o combustibile fisicamente immagazzinato oggi. Sono esclusi gli effetti dell'indisponibilità e le penalizzazioni del funzionamento a carico parziale.
Metodo: 0.583 GW × 16 × 24 h / 1000
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner financeReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
1.1 miliardi di litri · Un inverno difficile indicativo
Volume illustrativo di combustibile con rendimento netto del 40% e potere calorifico inferiore di 9.6 kWh per litro.
Esempio dell'ordine di grandezza fisico, non una raccomandazione per l'acquisto di combustibile o una garanzia logistica; esclude le perdite oltre a quelle implicite nel rendimento ipotizzato.
Metodo: 4.2 × 1e9 kWh / 0.4 / 9.6 kWh/litro / 1e9
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3.7 TWh/anno · Sensibilità energetica del parco veicoli 2035
Elettricità totale delle automobili calcolata da parco elettrico a batteria, distanza, intensità, perdite di ricarica, quota nazionale e termine ipotizzato per ibride ricaricabili.
Ipotesi sul parco automobilistico e sull'utilizzo dei veicoli; nessuna misurazione nazionale. Sostituisce l'intera componente delle automobili; gli altri modi di trasporto stradale restano invariati.
Metodo: Parco di auto elettriche a batteria × 12,000 km × 0.18 kWh/km / 0.9 × 0.95 / 1e9 + elettricità ipotizzata delle ibride ricaricabili.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
5.2 TWh/anno · Sensibilità energetica del parco veicoli 2035
Elettricità totale delle automobili calcolata da parco elettrico a batteria, distanza, intensità, perdite di ricarica, quota nazionale e termine ipotizzato per ibride ricaricabili.
Ipotesi sul parco automobilistico e sull'utilizzo dei veicoli; nessuna misurazione nazionale. Sostituisce l'intera componente delle automobili; gli altri modi di trasporto stradale restano invariati.
Metodo: Parco di auto elettriche a batteria × 12,000 km × 0.18 kWh/km / 0.9 × 0.95 / 1e9 + elettricità ipotizzata delle ibride ricaricabili.
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
101.9 GWh · Scenario 2035; tredici anni meteorologici
Elettricità estiva rimasta insoddisfatta dopo l'impiego delle risorse modellate.
Calcolo condizionato alle ipotesi dichiarate; non indica una probabilità né garantisce la realizzazione.
Metodo: max(summer_shortfall_gwh nei tredici casi centri dati/fermo)
WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
55 TWh · Bilancio indicativo ottobre–marzo
Esempio stagionale che omette nucleare, eolico, biomassa e importazioni, ponendo a zero perdite aggiuntive di accumulo e limitazioni della produzione.
Non è una previsione della domanda né una quantità di energia idroelettrica garantita. I contributi positivi di altre fonti riducono il fabbisogno di produzione solare.
Metodo: 55 TWh di domanda − 20 TWh idroelettrici = 35 TWh solari.
20 TWh · Bilancio indicativo ottobre–marzo
Esempio stagionale che omette nucleare, eolico, biomassa e importazioni, ponendo a zero perdite aggiuntive di accumulo e limitazioni della produzione.
Non è una previsione della domanda né una quantità di energia idroelettrica garantita. I contributi positivi di altre fonti riducono il fabbisogno di produzione solare.
Metodo: 55 TWh di domanda − 20 TWh idroelettrici = 35 TWh solari.
35 TWh · Bilancio indicativo ottobre–marzo
Esempio stagionale che omette nucleare, eolico, biomassa e importazioni, ponendo a zero perdite aggiuntive di accumulo e limitazioni della produzione.
Non è una previsione della domanda né una quantità di energia idroelettrica garantita. I contributi positivi di altre fonti riducono il fabbisogno di produzione solare.
Metodo: 55 TWh di domanda − 20 TWh idroelettrici = 35 TWh solari.
117.9 GWp · Esempio 2050; energia ottobre–marzo
Scala lineare di mix pubblicati di tetti e facciate basati sulla meteo 2004–2018.
Non dimostra la disponibilità di siti equivalenti su questa scala né la copertura del fabbisogno in ogni ora. Il profilo orientato all'inverno utilizza una diversa selezione dei siti, senza ipotizzare un miglioramento tecnologico.
Metodo: (55 − 20) TWh / resa invernale in kWh/kWp × 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageWinterstrom Schweiz
135.8 GWp · Esempio 2050; energia ottobre–marzo
Scala lineare di mix pubblicati di tetti e facciate basati sulla meteo 2004–2018.
Non dimostra la disponibilità di siti equivalenti su questa scala né la copertura del fabbisogno in ogni ora. Il profilo orientato all'inverno utilizza una diversa selezione dei siti, senza ipotizzare un miglioramento tecnologico.
Metodo: (55 − 20) TWh / resa invernale in kWh/kWp × 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageWinterstrom Schweiz
88.4 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Dedurre la capacità installata a fine 2025 e applicare un solo prezzo a ogni kWp aggiuntivo.
Sola installazione, esclusi IVA, finanziamento, invecchiamento e sostituzioni, lavori sui tetti, reti esterne ai siti e accumulo. Analisi di sensibilità con un unico prezzo per tutte le installazioni, non una combinazione realizzabile di siti a livello nazionale.
Metodo: (120 − 9.4986) GWp × CHF 800/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
104.4 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Dedurre la capacità installata a fine 2025 e applicare un solo prezzo a ogni kWp aggiuntivo.
Sola installazione, esclusi IVA, finanziamento, invecchiamento e sostituzioni, lavori sui tetti, reti esterne ai siti e accumulo. Analisi di sensibilità con un unico prezzo per tutte le installazioni, non una combinazione realizzabile di siti a livello nazionale.
Metodo: (140 − 9.4986) GWp × CHF 800/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
157.8 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Dedurre la capacità installata a fine 2025 e applicare un solo prezzo a ogni kWp aggiuntivo.
Sola installazione, esclusi IVA, finanziamento, invecchiamento e sostituzioni, lavori sui tetti, reti esterne ai siti e accumulo. Analisi di sensibilità con un unico prezzo per tutte le installazioni, non una combinazione realizzabile di siti a livello nazionale.
Metodo: (120 − 9.4986) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
186.4 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Dedurre la capacità installata a fine 2025 e applicare un solo prezzo a ogni kWp aggiuntivo.
Sola installazione, esclusi IVA, finanziamento, invecchiamento e sostituzioni, lavori sui tetti, reti esterne ai siti e accumulo. Analisi di sensibilità con un unico prezzo per tutte le installazioni, non una combinazione realizzabile di siti a livello nazionale.
Metodo: (140 − 9.4986) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
211.2 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Dedurre la capacità installata a fine 2025 e applicare un solo prezzo a ogni kWp aggiuntivo.
Sola installazione, esclusi IVA, finanziamento, invecchiamento e sostituzioni, lavori sui tetti, reti esterne ai siti e accumulo. Analisi di sensibilità con un unico prezzo per tutte le installazioni, non una combinazione realizzabile di siti a livello nazionale.
Metodo: (120 − 9.4986) GWp × CHF 1911/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
249.4 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Dedurre la capacità installata a fine 2025 e applicare un solo prezzo a ogni kWp aggiuntivo.
Sola installazione, esclusi IVA, finanziamento, invecchiamento e sostituzioni, lavori sui tetti, reti esterne ai siti e accumulo. Analisi di sensibilità con un unico prezzo per tutte le installazioni, non una combinazione realizzabile di siti a livello nazionale.
Metodo: (140 − 9.4986) GWp × CHF 1911/kWp / 1000.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageSwiss rooftop solar installation prices in 2025Swiss solar and associated storage statistics for 2025
95.7 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Differenza nel costo d'installazione rispetto al solare ipotizzato nel programma con nucleare, usando lo stesso prezzo uniforme.
Solo una differenza relativa a una componente; i portafogli non hanno un'affidabilità equivalente e richiedono altri investimenti diversi.
Metodo: (120 − 53) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
173.2 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Obiettivo a produzione equivalente con gruppi approssimati di impianti ereditati, separato dalla tabella dei costi per capacità nominale.
Spesa non attualizzata; nessun modello di riduzione dei costi con l'esperienza o di composizione dei siti. Gli obiettivi a parità di produzione differiscono da quelli di potenza nominale.
Metodo: Somma delle aggiunte lorde 2026–2050 × CHF 1428/kWp; vita di 30 anni, degrado annuo dello 0.5%, costruzioni lorde uniformi.
124.2 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Differenza nel costo d'installazione rispetto al solare ipotizzato nel programma con nucleare, usando lo stesso prezzo uniforme.
Solo una differenza relativa a una componente; i portafogli non hanno un'affidabilità equivalente e richiedono altri investimenti diversi.
Metodo: (140 − 53) GWp × CHF 1428/kWp / 1000.
203.5 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Obiettivo a produzione equivalente con gruppi approssimati di impianti ereditati, separato dalla tabella dei costi per capacità nominale.
Spesa non attualizzata; nessun modello di riduzione dei costi con l'esperienza o di composizione dei siti. Gli obiettivi a parità di produzione differiscono da quelli di potenza nominale.
Metodo: Somma delle aggiunte lorde 2026–2050 × CHF 1428/kWp; vita di 30 anni, degrado annuo dello 0.5%, costruzioni lorde uniformi.
302 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
166 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
386 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
250 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
651 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
515 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
482 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
416 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
782 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
707 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
216 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
175 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
173 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
148 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sessant'anni, rendimento finanziario reale richiesto del 5%, manutenzione e sostituzioni dichiarate; la stessa ipotesi di valore estivo si applica a ogni produttore.
La produzione invernale potenziale è considerata interamente utilizzabile. Il prezzo dell'energia della componente esclude il bilanciamento orario e la rete esterna al sito. La solidità delle evidenze varia tra i budget e i dati di riferimento.
Metodo: (Costi attualizzati dell’impianto − valore estivo effettivo × MWh estivi potenziali attualizzati) / MWh invernali potenziali attualizzati.
45 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Uguale prezzo stagionale di recupero dei costi, con lo stesso valore effettivo estivo, ipotesi centrali d'impianto e rendimento finanziario reale del 5%.
Non è una previsione di mercato né un confronto a parità di affidabilità. Il valore estivo è al netto della produzione invenduta, delle perdite e dei costi di transazione.
Metodo: (Costo fotovoltaico/produzione invernale − costo nucleare/produzione invernale) / (produzione fotovoltaica estiva/invernale − produzione nucleare estiva/invernale), con valori attualizzati.
365 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Sensibilità a costo e consegna senza ricavi estivi; vita operativa e produzione restano invariate.
Calcolo condizionato relativo a una componente o a una stagione. Il bilanciamento orario aggiuntivo e le reti esterne ai siti restano privi di una valutazione monetaria.
Metodo: Costi attualizzati della centrale nucleare / produzione invernale attualizzata; CHF2024 15000/kW, costruzione di 15 anni e rendimento reale del 5%.
10 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Quattro ore, 10 GW, durata di 15 anni, rendimento finanziario del 5%, 300 cicli completi annui e costi annui di esercizio e manutenzione del 4%, incluso ripristino della capacità.
Dimensionamento e ipotesi di approvvigionamento a titolo illustrativo, non un requisito del sistema o un'offerta svizzera. Sono esclusi la rete esterna al sito e il finanziamento della costruzione.
Metodo: 40 milioni di kWh × CHF/kWh installato; prezzo del servizio = capitale annualizzato ed esercizio e manutenzione / MWh scaricati + CHF 30/MWh / 0.85.
149 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Quattro ore, 10 GW, durata di 15 anni, rendimento finanziario del 5%, 300 cicli completi annui e costi annui di esercizio e manutenzione del 4%, incluso ripristino della capacità.
Dimensionamento e ipotesi di approvvigionamento a titolo illustrativo, non un requisito del sistema o un'offerta svizzera. Sono esclusi la rete esterna al sito e il finanziamento della costruzione.
Metodo: 40 milioni di kWh × CHF/kWh installato; prezzo del servizio = capitale annualizzato ed esercizio e manutenzione / MWh scaricati + CHF 30/MWh / 0.85.
20 miliardi di CHF2025 · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Quattro ore, 10 GW, durata di 15 anni, rendimento finanziario del 5%, 300 cicli completi annui e costi annui di esercizio e manutenzione del 4%, incluso ripristino della capacità.
Dimensionamento e ipotesi di approvvigionamento a titolo illustrativo, non un requisito del sistema o un'offerta svizzera. Sono esclusi la rete esterna al sito e il finanziamento della costruzione.
Metodo: 40 milioni di kWh × CHF/kWh installato; prezzo del servizio = capitale annualizzato ed esercizio e manutenzione / MWh scaricati + CHF 30/MWh / 0.85.
263 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Quattro ore, 10 GW, durata di 15 anni, rendimento finanziario del 5%, 300 cicli completi annui e costi annui di esercizio e manutenzione del 4%, incluso ripristino della capacità.
Dimensionamento e ipotesi di approvvigionamento a titolo illustrativo, non un requisito del sistema o un'offerta svizzera. Sono esclusi la rete esterna al sito e il finanziamento della costruzione.
Metodo: 40 milioni di kWh × CHF/kWh installato; prezzo del servizio = capitale annualizzato ed esercizio e manutenzione / MWh scaricati + CHF 30/MWh / 0.85.
108 CHF2025/MWh · Confronto indicativo; CHF costanti 2025
Uno spostamento stagionale aggiuntivo l'anno con le ipotesi dichiarate di investimento, vita utile, costi e ricavi.
Servizio di accumulo che include il costo opportunità, non nuova produzione annua o una risorsa nazionale illimitata.
Metodo: CHF307m × fattore di recupero del capitale(5%,60 anni) / 240000 MWh + CHF10 di manutenzione + CHF30 di vendita estiva mancata per MWh.
Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storageKWO Grimselsee expansion
1.5 GWh · Rapporto o piano del proprietario esaminato il 22 settembre 2026
Prima produzione invernale parziale di Madrisa; vedere il riferimento preciso nella fonte.
Dati dichiarati dal proprietario per la parte dell'impianto realizzata, con poco più di 2 MW, durante un solo inverno. Valori arrotondati; la produzione del progetto completo resta una previsione.
Metodo: Comunicato del proprietario, 31 marzo 2026
70 milioni di CHF · Rapporto o piano del proprietario esaminato il 22 settembre 2026
Budget dichiarato del progetto Madrisa; vedere il riferimento preciso nella fonte.
Budget del proprietario, non spesa finale sottoposta a revisione.
Metodo: Dati e cifre
34 milioni di CHF · Rapporto o piano del proprietario esaminato il 22 settembre 2026
Budget dichiarato del progetto Grenchen; vedere il riferimento preciso nella fonte.
Budget del proprietario; tempi e costruzione subordinati a condizioni.
Metodo: Dati e fatti del progetto
30 GWh/anno · Rapporto o piano del proprietario esaminato il 22 settembre 2026
Produzione annua prevista a Grenchen; vedere il riferimento preciso nella fonte.
Previsione precedente all'entrata in servizio; circa due terzi della produzione sono attesi in inverno.
Metodo: Dati e fatti del progetto
2029 anno · Rapporto o piano del proprietario esaminato il 22 settembre 2026
Avvio dell'esercizio previsto a Grenchen; vedere il riferimento preciso nella fonte.
La cronologia del proprietario segnala una sospensione dei lavori in attesa della decisione del Tribunale federale.
Metodo: Calendario attuale del progetto
307 milioni di CHF2025 · Rapporto o piano del proprietario esaminato il 22 settembre 2026
Budget dell'ampliamento del Grimselsee; vedere il riferimento preciso nella fonte.
Budget del progetto indicato dal proprietario, non costo finale effettivo.
Metodo: Dati principali del progetto
1'100 kWh/kWp/anno · Meteo di riferimento 2024
Resa solare annua ipotizzata con la meteo di riferimento 2024.
Calibrazione ipotizzata sulle condizioni meteorologiche del 2024, non produzione misurata dell'insieme degli impianti. La composizione futura dei siti, la resa annua e il profilo mensile richiedono una calibrazione.
Metodo: hourly_model/config.json: supply.solar_reference_kwh_per_kwp
820 kWh/kW/anno · Campione di riferimento osservato nel 2024
Resa misurata rappresentativa usata nella stima di produzione UFE; impianti sopra 30 kVA con dodici rapporti mensili. Posizione e orientamento non sono separati.
Campione rappresentativo UFE del 2024: impianti oltre 30 kVA con misurazione della produzione e dodici rilevazioni mensili. Gli effetti dell'ubicazione e dell'orientamento non sono distinti; non è una previsione della resa dei siti futuri.
Metodo: Statistiche solari UFE 2025, sezioni 2.3 e 5.4.1, pagine stampate 7 e 27.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Differenza rispetto allo scenario equivalente con importazioni da 2 GW. Altri dati dichiarati invariati; mantenute le ipotesi esistenti di resa e idroelettrico.
Zero per costruzione del confronto: questo è il riferimento da 2 GW per il confronto con manutenzione programmata e senza fermo prolungato.
Metodo: (2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh) / 1000
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Differenza rispetto allo scenario equivalente con importazioni da 2 GW. Altri dati dichiarati invariati; mantenute le ipotesi esistenti di resa e idroelettrico.
Zero per costruzione del confronto: questo è il riferimento da 2 GW per il confronto con il fermo ipotizzato di Leibstadt di 90 giorni.
Metodo: (2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh) / 1000
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Differenza rispetto allo scenario equivalente con importazioni da 2 GW. Altri dati dichiarati invariati; mantenute le ipotesi esistenti di resa e idroelettrico.
Differenza limitata all'inverno tra i casi comparabili da 1 e 2 GW, con le condizioni meteorologiche del 2016/17 e manutenzione programmata, senza fermo prolungato. Restano valide le ipotesi iniziali su solare, nucleare, domanda e idroelettrico; non indica un intervallo di programmi operativi alternativi né una quantità contrattuale definitiva.
Metodo: (2017-dc-import1-routine.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh) / 1000
3.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Differenza rispetto allo scenario equivalente con importazioni da 2 GW. Altri dati dichiarati invariati; mantenute le ipotesi esistenti di resa e idroelettrico.
Differenza limitata all'inverno tra i casi comparabili da 1 e 2 GW, con le condizioni meteorologiche del 2016/17 e il fermo ipotizzato di Leibstadt di 90 giorni. Restano valide le ipotesi iniziali su solare, nucleare, domanda e idroelettrico; non indica un intervallo di programmi operativi alternativi né una quantità contrattuale definitiva.
Metodo: (2017-dc-import1-outage.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh) / 1000
7.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Differenza rispetto allo scenario equivalente con importazioni da 2 GW. Altri dati dichiarati invariati; mantenute le ipotesi esistenti di resa e idroelettrico.
Differenza limitata all'inverno tra i casi comparabili da 0 e 2 GW, con le condizioni meteorologiche del 2016/17 e manutenzione programmata, senza fermo prolungato. Restano valide le ipotesi iniziali su solare, nucleare, domanda e idroelettrico; non indica un intervallo di programmi operativi alternativi né una quantità contrattuale definitiva.
Metodo: (2017-dc-import0-routine.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-routine.winter_shortfall_gwh) / 1000
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Differenza rispetto allo scenario equivalente con importazioni da 2 GW. Altri dati dichiarati invariati; mantenute le ipotesi esistenti di resa e idroelettrico.
Differenza limitata all'inverno tra i casi comparabili da 0 e 2 GW, con le condizioni meteorologiche del 2016/17 e il fermo ipotizzato di Leibstadt di 90 giorni. Restano valide le ipotesi iniziali su solare, nucleare, domanda e idroelettrico; non indica un intervallo di programmi operativi alternativi né una quantità contrattuale definitiva.
Metodo: (2017-dc-import0-outage.winter_shortfall_gwh − 2017-dc-outage.winter_shortfall_gwh) / 1000
4.4 TWh · Ottobre 2016–marzo 2017, Europe/Zurich
Un GW in ogni ora invernale del modello.
Utilizzo continuo e integrale di un limite massimo ipotetico; non rappresenta importazioni misurate, approvvigionamento garantito o un volume d'importazione derivato da un'ottimizzazione alternativa.
Metodo: 1 GW × 4368 ore / 1000 = 4.368 TWh.
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quattro passaggi confrontabili: 2→1 e 1→0 GW, con manutenzione programmata o una fermata prolungata scelta.
Variazione marginale del deficit nei casi salvati, non volume delle importazioni invernali. I dati di produzione e dell'idroelettrico restano da calibrare.
Metodo: min(deficit invernale con limite inferiore − deficit invernale con limite superiore) / 1000.
266.2 kWh/kWp · Scenario 2035; 13 anni meteorologici selezionati
Produzione potenziale di ottobre–marzo per unità di capacità solare ipotizzata, prima delle limitazioni di produzione.
Dato in ingresso del modello non calibrato. Gli intervalli relativi agli anni meteorologici differiscono dalle medie pluriennali dei portafogli pubblicati; non è un confronto a parità di siti o di servizio.
Metodo: min(sum(GW solari orari invernali) / GWp solari). Gli intervalli durano un’ora.
306.7 kWh/kWp · Scenario 2050; 3 anni meteorologici selezionati
Produzione potenziale di ottobre–marzo per unità di capacità solare ipotizzata, prima delle limitazioni di produzione.
Dato in ingresso del modello non calibrato. Gli intervalli relativi agli anni meteorologici differiscono dalle medie pluriennali dei portafogli pubblicati; non è un confronto a parità di siti o di servizio.
Metodo: min(sum(GW solari orari invernali) / GWp solari). Gli intervalli durano un’ora.
257.8 kWh/kWp · Ottobre–marzo; combinazioni pubblicate con meteo 2004–2018
Due mix modellati usati nell'esempio solare stagionale: ZWB e AWS.
Risultato di una modellizzazione pubblicata, non produzione nazionale osservata. La composizione dei siti e il perimetro meteorologico differiscono da quelli del programma orario.
Metodo: min(ZWB 257.8, AWS 296.9), tabella 3 pubblicata, pagina stampata 21.
Import reliance, winter solar inputs and forced shortagesWinterstrom Schweiz
4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quattro passaggi confrontabili: 2→1 e 1→0 GW, con manutenzione programmata o una fermata prolungata scelta.
Variazione marginale del deficit nei casi salvati, non volume delle importazioni invernali. I dati di produzione e dell'idroelettrico restano da calibrare.
Metodo: max(deficit invernale con limite inferiore − deficit invernale con limite superiore) / 1000.
342.9 kWh/kWp · Scenario 2035; 13 anni meteorologici selezionati
Produzione potenziale di ottobre–marzo per unità di capacità solare ipotizzata, prima delle limitazioni di produzione.
Dato in ingresso del modello non calibrato. Gli intervalli relativi agli anni meteorologici differiscono dalle medie pluriennali dei portafogli pubblicati; non è un confronto a parità di siti o di servizio.
Metodo: max(sum(GW solari orari invernali) / GWp solari). Gli intervalli durano un’ora.
342.9 kWh/kWp · Scenario 2050; 3 anni meteorologici selezionati
Produzione potenziale di ottobre–marzo per unità di capacità solare ipotizzata, prima delle limitazioni di produzione.
Dato in ingresso del modello non calibrato. Gli intervalli relativi agli anni meteorologici differiscono dalle medie pluriennali dei portafogli pubblicati; non è un confronto a parità di siti o di servizio.
Metodo: max(sum(GW solari orari invernali) / GWp solari). Gli intervalli durano un’ora.
296.9 kWh/kWp · Ottobre–marzo; combinazioni pubblicate con meteo 2004–2018
Due mix modellati usati nell'esempio solare stagionale: ZWB e AWS.
Risultato di una modellizzazione pubblicata, non produzione nazionale osservata. La composizione dei siti e il perimetro meteorologico differiscono da quelli del programma orario.
Metodo: max(ZWB 257.8, AWS 296.9), tabella 3 pubblicata, pagina stampata 21.
Import reliance, winter solar inputs and forced shortagesWinterstrom Schweiz
1.1 TWh · Parco 2050; meteo 2016/17; tre nuove unità, prolungamenti degli impianti esistenti, livello iniziale dei bacini osservato e importazioni fino a 2 GW
Limite inferiore certificato dell'elettricità annua insoddisfatta quando la terza unità produce in ogni ora di manutenzione modellata, mantenendo disponibilità del 98% e tutte le altre risorse invariate.
Limite inferiore certificato, non risultato ottimizzato di una nuova simulazione del dispacciamento. Non determina la distribuzione temporale in inverno, la potenza di picco o i ricavi del proprietario. Eliminare tutta la manutenzione della terza unità è un'ipotesi più favorevole che riprogrammarla.
Metodo: Limite duale ammissibile originale del programma lineare meno la produzione aggiunta ponderata per i valori marginali del nodo, diviso per 1000; maintenance-dual-comparisons.json fornisce il certificato e gli hash dei casi di origine.
5 inverni · 2016/17–2025/26
Almeno questo numero dei dieci inverni ottobre–marzo dal 2016/17 al 2025/26 si è sovrapposto a uno dei cinque eventi documentati.
Conteggio minimo osservato, non stima di una probabilità futura. Include interventi di rinnovo programmati con prolungamenti della durata; non deriva da una ricerca esaustiva degli eventi ora per ora.
Metodo: Contare gli inverni distinti nel registro selezionato degli eventi da fonti primarie.
Geschäftsbericht 2016Geschäftsbericht 2017Geschäftsbericht 2018Geschäftsbericht 2021ENSI: ensi-restart-2017-readerENSI: ensi-restart-december-2017-readerENSI: ensi-restart-2018-readerENSI: ensi-annual-2017-readerGösgen restart permission after the extended shutdownNach Revision im KKW Leibstadt: ENSI genehmigt WiederanfahrenKKG hat Stromproduktion wieder aufgenommen
835.3 kWh/kWp · Meteo 2024; anni di calibrazione 2020–2024
Indicatore di radiazione calibrato sulle rese annue del parco UFE per il 2020–2024.
Calibrazione del modello, non produzione osservata degli impianti. La corrispondenza annuale non convalida la distribuzione oraria, gli effetti della neve, l'orientamento o la composizione futura dei siti.
Metodo: Calibrazione ai minimi quadrati di un moltiplicatore dell’irraggiamento su cinque rese annue pubblicate.
23.7 kWh/kWp · 2020–2024
Dispersione delle rese annue calibrate attorno ai cinque valori UFE.
Errore di adattamento sui dati usati per la calibrazione; non se ne deduce una probabilità né l'incertezza complessiva della previsione.
Metodo: sqrt(mean((resa calibrata − resa pubblicata)^2)).
48.5 kWh/kWp · 2015–2019
Scarto quadratico medio fra l'indicatore solare invariato e le rese annue UFE del 2015–2019.
Include l'errore dell'indicatore meteorologico sostitutivo, le variazioni nella composizione dei siti e le differenze tra metodi statistici; non permette di stabilire una correzione invernale.
Metodo: sqrt(mean((resa calibrata − resa pubblicata)^2)) su cinque anni civili precedenti.
202.1 kWh/kWp · Scenario 2035; tredici anni meteorologici
Produzione solare potenziale di ottobre–marzo per GWp installato, prima delle limitazioni di produzione.
Indicatore sostitutivo calibrato; condizioni meteorologiche e siti diversi da quelli dei portafogli pubblicati per tetti e facciate.
Metodo: min(sum(GW solari orari invernali) / GWp installati).
260.4 kWh/kWp · Scenario 2035; tredici anni meteorologici
Produzione solare potenziale di ottobre–marzo per GWp installato, prima delle limitazioni di produzione.
Indicatore sostitutivo calibrato; condizioni meteorologiche e siti diversi da quelli dei portafogli pubblicati per tetti e facciate.
Metodo: max(sum(GW solari orari invernali) / GWp installati).
232.9 kWh/kWp · Scenario 2050; tre anni meteorologici selezionati
Produzione solare potenziale di ottobre–marzo per GWp installato, prima delle limitazioni di produzione.
Indicatore sostitutivo calibrato; condizioni meteorologiche e siti diversi da quelli dei portafogli pubblicati per tetti e facciate.
Metodo: min(sum(GW solari orari invernali) / GWp installati).
260.4 kWh/kWp · Scenario 2050; tre anni meteorologici selezionati
Produzione solare potenziale di ottobre–marzo per GWp installato, prima delle limitazioni di produzione.
Indicatore sostitutivo calibrato; condizioni meteorologiche e siti diversi da quelli dei portafogli pubblicati per tetti e facciate.
Metodo: max(sum(GW solari orari invernali) / GWp installati).
90.4 % · 2016, 2017, 2018, 2019, 2020, 2021, 2022, 2023, 2024
Produzione degli anni selezionati divisa per potenza nominale moltiplicata per le ore di calendario.
Ipotesi operativa condizionata. Esclude il 2025; i fermi prolungati sono verificati separatamente. Il valore di Leibstadt mantiene la riduzione di potenza del 2018.
Metodo: Somma della produzione / somma(capacità netta specifica dell’anno × ore di calendario) × 100.
85.5 % · 2018, 2019, 2020, 2022, 2023, 2024, 2025
Produzione degli anni selezionati divisa per potenza nominale moltiplicata per le ore di calendario.
Ipotesi operativa condizionata. Esclude gli anni 2016, 2017, 2021; i fermi prolungati sono verificati separatamente. Il valore di Leibstadt mantiene la riduzione di potenza del 2018.
Metodo: Somma della produzione / somma(capacità netta specifica dell’anno × ore di calendario) × 100.
9.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.2 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.2 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.4 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.4 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.3 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.4 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.3 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.2 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.2 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.4 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.5 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 GW · Scenario 2035; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
19.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.3 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
15.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.3 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
27.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
32.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.4 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-1.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
26 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.4 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
19.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
21.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.4 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
26 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.4 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
19.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
21.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.4 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
15.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.4 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.8 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.9 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
19 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.3 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
15.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.3 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
15.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.2 GW · Scenario 2050; meteo 2011/12
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2011/12
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2012-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.9 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.5 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.9 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
13.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.7 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.3 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
12.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.4 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
13 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
12.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
8.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.4 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
8.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
4.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
8.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
5.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.3 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.9 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.4 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
12.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.4 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.4 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.4 GW · Scenario 2035; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
22.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
20.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
16.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
17.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
13.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
7.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
12.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
28.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
37 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.3 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-1.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
24.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
30.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.3 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
17.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
24.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
30 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-1.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.2 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
17.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.2 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
13 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
5.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
5.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
12 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
12.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
12.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
8.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
8.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
8.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
5.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.5 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90-coldheat: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
12 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.8 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.8 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
20.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
17.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
8.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
8.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
4.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.9 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.9 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: min(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
1.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Quota invernale dell'elettricità insoddisfatta mantenendo energia annua insoddisfatta, deficit di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo tra programmi operativi, non intervallo di confidenza. Una quota stagionale può cambiare senza modificare l'adeguatezza annua complessiva. Le correzioni del pompaggio preservano il valore estremo.
Metodo: max(sum(GW orari invernali non forniti)) / 1000 con i vincoli registrati sull’obiettivo.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Minimo volume lordo d'importazioni invernali mantenendo energia annua insoddisfatta e carenza di picco ai rispettivi ottimi; le importazioni annue possono cambiare.
Minimo fisico condizionato. Non dimostra la disponibilità di produzione estera, diritti di capacità transfrontaliera o scambi effettivi; il volume annuo delle importazioni può variare.
Metodo: Minimizzare sum(importazioni orarie invernali in GW) / 1000 con il vincolo di uguaglianza dell’energia annua non fornita e il limite di picco.
1.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Energia invernale insoddisfatta nella gestione ammissibile che minimizza le importazioni lorde invernali, mantenendo energia annua insoddisfatta e deficit di potenza di picco.
La funzione obiettivo mantiene fissa l'energia annua non fornita, non quella invernale. La sua distribuzione stagionale può differire dal riferimento mostrato o da altri programmi operativi con la stessa adeguatezza.
Metodo: Sum(GW invernali non forniti) / 1000 nella soluzione salvata con importazioni invernali minime.
16.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
17.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
13.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 GW · Scenario 2050; meteo 2016/17
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2016/17
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2017-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
9.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.6 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.5 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.1 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.6 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.5 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.9 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.2 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.1 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.9 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.4 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.8 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
12.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.4 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.9 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.8 GW · Scenario 2035; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
8.2 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2035; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2035-0new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
18.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.4 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
26.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
36.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.7 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-1.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
22.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
29.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.6 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
18.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.6 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-0new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.2 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.1 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
22.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
29.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.5 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
18.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.5 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.4 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-1new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
8.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.8 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.8 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.1 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.8 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-free-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.5 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.4 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.9 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-floor-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.1 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.5 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2-outage90: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.6 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.6 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.6 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-lto-observed-power-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
18.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
23.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5.4 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-2new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
6.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-0.2 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
6.6 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
14.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
16.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
0 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
-2.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import0: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
10.7 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
11.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
3.3 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
3.8 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
0.9 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import1: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.1 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria da ottobre a marzo.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
7.3 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità aggiuntiva necessaria nell'intero anno idrologico.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario unserved_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
2.2 GW · Scenario 2050; meteo 2021/22
Massima carenza oraria dopo l'impiego delle risorse ipotizzate.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario peak_unserved_gw / 1; specifica in evidence.json.
7.4 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Elettricità importata da ottobre a marzo, prima di dedurre le esportazioni.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
4.5 TWh · Scenario 2050; meteo 2021/22
Importazioni invernali meno esportazioni invernali nella gestione selezionata.
Calcolo orario condizionato: calibrazione del solare su cinque anni, fattori dei reattori relativi ad anni selezionati, conoscenza perfetta anticipata e idroelettrico aggregato. Non include vincoli della rete interna. I totali invernali descrivono il programma operativo ammissibile salvato; l'energia annua non fornita è l'obiettivo principale della minimizzazione. Non indica una probabilità di fermo né un margine di riserva.
Metodo: Caso 2022-2050-3new-no-lto-observed-import2: risultato salvato del modello orario winter_net_imports_gwh / 1000; specifica in evidence.json.
1.8 TWh · 2035; meteo 2011/12
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
1.8 TWh · 2035; meteo ottobre 2011–settembre 2012
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
1.7 TWh · 2035; meteo 2012/13
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
1.8 TWh · 2035; meteo ottobre 2012–settembre 2013
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0 TWh · 2035; meteo 2013/14
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0 TWh · 2035; meteo ottobre 2013–settembre 2014
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0 TWh · 2035; meteo 2014/15
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0 TWh · 2035; meteo ottobre 2014–settembre 2015
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0.8 TWh · 2035; meteo 2015/16
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0.8 TWh · 2035; meteo ottobre 2015–settembre 2016
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
3.1 TWh · 2035; meteo 2016/17
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
3.1 TWh · 2035; meteo ottobre 2016–settembre 2017
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
1.9 TWh · 2035; meteo 2017/18
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
1.9 TWh · 2035; meteo ottobre 2017–settembre 2018
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0.6 TWh · 2035; meteo 2018/19
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0.6 TWh · 2035; meteo ottobre 2018–settembre 2019
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0 TWh · 2035; meteo 2019/20
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0 TWh · 2035; meteo ottobre 2019–settembre 2020
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0.5 TWh · 2035; meteo 2020/21
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0.6 TWh · 2035; meteo ottobre 2020–settembre 2021
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
1.6 TWh · 2035; meteo 2021/22
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
1.7 TWh · 2035; meteo ottobre 2021–settembre 2022
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0.4 TWh · 2035; meteo 2022/23
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0.4 TWh · 2035; meteo ottobre 2022–settembre 2023
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
0 TWh · 2035; meteo 2023/24
Carenza invernale con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
I bacini aggregati possono iniziare l'inverno quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato e nessun margine statistico. In presenza di una qualsiasi carenza estiva, la quota attribuita all'inverno può variare.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti da ottobre a marzo / 1000.
0 TWh · 2035; meteo ottobre 2023–settembre 2024
Elettricità insoddisfatta nell'intero anno con calibrazione solare quinquennale e fattori condizionati dei reattori; scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico.
Quantità relativa all'adeguatezza annua. La sua distribuzione stagionale può variare. I bacini aggregati possono iniziare quasi pieni e arrivare a zero; nessun fermo prolungato né margine statistico di riserva.
Metodo: Somma dei GW orari non forniti nell’anno idrologico / 1000.
8.2 TWh · 2035; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: min(sum(gross_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
8.2 TWh · 2035; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: max(sum(gross_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
7.8 TWh · 2035; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: min(sum(net_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
8.2 TWh · 2035; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: max(sum(net_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
94.1 % · 2035; ottobre 2016–marzo 2017
Importazioni lorde minime nell'intervallo di gestioni riportato, divise per l'uso continuo di una connessione da 2 GW.
Intervallo condizionato al totale annuo delle importazioni salvato e alla gestione libera dei bacini con vincolo ciclico sul livello. La capacità d'importazione non dimostra la disponibilità di approvvigionamento estero.
Metodo: Minimo dell’intervallo in TWh × 1000 / (2 GW × 4368 h) × 100.
7.4 TWh · 2050; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: min(sum(gross_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
7.5 TWh · 2050; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: max(sum(gross_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
4.8 TWh · 2050; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: min(sum(net_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
7.5 TWh · 2050; meteo 2016/17, scorta iniziale dei bacini ottimizzata con vincolo ciclico
Estremo tra gestioni alternative che mantengono energia annua insoddisfatta, carenza di picco e importazioni lorde annue all'ottimo salvato.
Intervallo di programmi operativi ammissibili, non intervallo di confidenza o previsione degli scambi. Le importazioni annue sono fisse; non è il minimo delle importazioni invernali privo di tale vincolo. Le correzioni del pompaggio preservano questi valori estremi.
Metodo: max(sum(net_imports invernali) / 1000) con i vincoli registrati.
85 % · 2050; ottobre 2016–marzo 2017
Importazioni lorde minime nell'intervallo di gestioni riportato, divise per l'uso continuo di una connessione da 2 GW.
Intervallo condizionato al totale annuo delle importazioni salvato e alla gestione libera dei bacini con vincolo ciclico sul livello. La capacità d'importazione non dimostra la disponibilità di approvvigionamento estero.
Metodo: Minimo dell’intervallo in TWh × 1000 / (2 GW × 4368 h) × 100.
131 milioni di CHF · Voto del 28 settembre 2026; situazione al 29 settembre
CHF 100 milioni per preparazione e lavori anticipati più CHF 31.3 milioni per l'esercizio transitorio di Monthey. Importi da fonti primarie abbinati alla notizia SDA sull'approvazione del Consiglio nazionale.
Approvazione del solo Consiglio nazionale; secondo il resoconto del 28 settembre, l'esame del Consiglio degli Stati è ancora in sospeso. L'autorizzazione del credito non equivale a denaro speso né a capacità operativa. Le spese precedenti del progetto non devono essere conteggiate di nuovo nei costi complessivi del progetto.
Nationalrat spricht Geld für Vorarbeiten für ReservekraftwerkeErdbebenvorsorge: Private und staatliche Ansätze kombinierenReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
100 milioni di CHF · Voto del 28 settembre 2026; situazione al 29 settembre
Pianificazione del progetto e prestazioni anticipate
Approvazione del solo Consiglio nazionale; secondo il resoconto del 28 settembre, l'esame del Consiglio degli Stati è ancora in sospeso. L'autorizzazione del credito non equivale a denaro speso né a capacità operativa. Le spese precedenti del progetto non devono essere conteggiate di nuovo nei costi complessivi del progetto.
Nationalrat spricht Geld für Vorarbeiten für ReservekraftwerkeErdbebenvorsorge: Private und staatliche Ansätze kombinierenReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
31 milioni di CHF · Voto del 28 settembre 2026; situazione al 29 settembre
Riserva transitoria di Monthey fino al 2030, revisione delle turbine e periodi aggiuntivi di disponibilità
Approvazione del solo Consiglio nazionale; secondo il resoconto del 28 settembre, l'esame del Consiglio degli Stati è ancora in sospeso. L'autorizzazione del credito non equivale a denaro speso né a capacità operativa. Le spese precedenti del progetto non devono essere conteggiate di nuovo nei costi complessivi del progetto.
Nationalrat spricht Geld für Vorarbeiten für ReservekraftwerkeErdbebenvorsorge: Private und staatliche Ansätze kombinierenReserve financing: cost boundaries and fuel obligations
10'000 moduli · Metà settembre 2026
Circa 10,000 moduli installati e collegati alla rete, secondo EKZ.
Conteggio arrotondato indicato dal proprietario, pari a circa la metà dei moduli previsti; il numero di moduli non è una misura dell'energia.
6 MWp · Metà settembre 2026
EKZ descrive la capacità dei moduli collegati come quasi 6 MWp; 6 è un riferimento arrotondato di confronto, non la capacità installata esatta.
Mantenere la parola «quasi». MWp indica la potenza nominale dei moduli; la produzione varia con le condizioni meteorologiche e la luce diurna.
17 GWh/anno · Entrata in servizio completa prevista per l’autunno 2027
Previsione del proprietario di circa 17 GWh/anno per l'impianto completato.
Previsione per il progetto completo; non produzione misurata dell'impianto parzialmente collegato.
8.4 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import0-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.7 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import0-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
11.5 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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8.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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15 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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6.9 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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10.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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8.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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11.5 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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8.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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7.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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7.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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7.8 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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7.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import0-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
1.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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3.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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6.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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7 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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4.3 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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6.4 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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3.5 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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6.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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6.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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4.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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3 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
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6.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.5 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
6.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0.2 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0.2 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2012-import2-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
12.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
16.3 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
11.8 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
12.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
5 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
8.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.9 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
8.9 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
4 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import0-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
2.6 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.5 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-dc10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-dc10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
5.4 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-dc5", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.2 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-dc5", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.6 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
8.2 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.4 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
4.6 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
1.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.9 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
1.3 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2017-import2-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7.6 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2.3 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
13.8 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
4.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
9.9 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
10.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
3.1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
6.5 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
2.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import0-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
6.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-dc10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.9 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-dc10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.9 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-dc5", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.2 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-dc5", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-lake240", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-lake240", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
5.8 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-no-new-pv20-battery40", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
2.6 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-pv10", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-pv10", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
3.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-reference", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
1 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-reference", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-third-summer", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-third-summer", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
0 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-winter1", "divisor": 1000, "metric": "unserved_gwh"}
0.8 GW · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Calcolo orario comparabile al confine della generazione. La specifica dello scenario identifica domanda, clima, importazioni e risorsa modificata.
Risultato di valutazione, non quantità da acquistare o probabilità di blackout. L’idroelettrico è aggregato, il clima futuro è noto e la rete interna è omessa.
Metodo: {"case": "2022-import2-winter1", "divisor": 1, "metric": "peak_unserved_gw"}
-8.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Esportazioni meno importazioni a parità di deficit energetico annuo, deficit massimo e importazioni lorde annue del riferimento.
Parte della domanda resta scoperta. L’intervallo non è una previsione degli scambi annui né una prova di sovranità energetica.
Metodo: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "min", "weather": 2012}
11.6 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Esportazioni meno importazioni a parità di deficit energetico annuo, deficit massimo e importazioni lorde annue del riferimento.
Parte della domanda resta scoperta. L’intervallo non è una previsione degli scambi annui né una prova di sovranità energetica.
Metodo: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "max", "weather": 2012}
-8.1 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Esportazioni meno importazioni a parità di deficit energetico annuo, deficit massimo e importazioni lorde annue del riferimento.
Parte della domanda resta scoperta. L’intervallo non è una previsione degli scambi annui né una prova di sovranità energetica.
Metodo: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "min", "weather": 2017}
8.5 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Esportazioni meno importazioni a parità di deficit energetico annuo, deficit massimo e importazioni lorde annue del riferimento.
Parte della domanda resta scoperta. L’intervallo non è una previsione degli scambi annui né una prova di sovranità energetica.
Metodo: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "max", "weather": 2017}
-7.7 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Esportazioni meno importazioni a parità di deficit energetico annuo, deficit massimo e importazioni lorde annue del riferimento.
Parte della domanda resta scoperta. L’intervallo non è una previsione degli scambi annui né una prova di sovranità energetica.
Metodo: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "min", "weather": 2022}
7.4 TWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Esportazioni meno importazioni a parità di deficit energetico annuo, deficit massimo e importazioni lorde annue del riferimento.
Parte della domanda resta scoperta. L’intervallo non è una previsione degli scambi annui né una prova di sovranità energetica.
Metodo: {"definition": "exports minus imports", "endpoint": "max", "weather": 2022}
159.4 GWh · Parco 2050 con il clima del 6–12 febbraio 2012
Domanda oltre la generazione fissa più tutte le turbine idroelettriche, gli accumuli di pompaggio e le importazioni consentite a piena potenza.
Un limite superiore orario ottimistico ignora l’esaurimento dell’acqua. La fornitura effettiva può essere inferiore. Nessun programma di gestione arbitrario determina queste ore.
Metodo: {"formula": "max(0, bus demand - fixed generation - hydro turbine power - pumped discharge power - imports)", "metric": "energy"}
6.1 GW · Parco 2050 con il clima del 6–12 febbraio 2012
Domanda oltre la generazione fissa più tutte le turbine idroelettriche, gli accumuli di pompaggio e le importazioni consentite a piena potenza.
Un limite superiore orario ottimistico ignora l’esaurimento dell’acqua. La fornitura effettiva può essere inferiore. Nessun programma di gestione arbitrario determina queste ore.
Metodo: {"formula": "max(0, bus demand - fixed generation - hydro turbine power - pumped discharge power - imports)", "metric": "peak"}
50 ore · Parco 2050 con il clima del 6–12 febbraio 2012
Domanda oltre la generazione fissa più tutte le turbine idroelettriche, gli accumuli di pompaggio e le importazioni consentite a piena potenza.
Un limite superiore orario ottimistico ignora l’esaurimento dell’acqua. La fornitura effettiva può essere inferiore. Nessun programma di gestione arbitrario determina queste ore.
Metodo: {"formula": "max(0, bus demand - fixed generation - hydro turbine power - pumped discharge power - imports)", "metric": "hours"}
215 CHF/kW/anno · Proposta di finanziamento della riserva svizzera, 2026
Credito proposto per costruzione e disponibilità della riserva diviso per potenza contrattualizzata e 15 anni di disponibilità.
Esclude il combustibile di attivazione; gli imprevisti distinguono gli estremi. Moltiplicare questa media non stabilisce un’offerta per capacità aggiuntiva.
Metodo: {"formula": "credit CHF / kW / years", "high_chf": 2180000000.0, "kw": 583000, "low_chf": 1880000000.0, "years": 15}
249 CHF/kW/anno · Proposta di finanziamento della riserva svizzera, 2026
Credito proposto per costruzione e disponibilità della riserva diviso per potenza contrattualizzata e 15 anni di disponibilità.
Esclude il combustibile di attivazione; gli imprevisti distinguono gli estremi. Moltiplicare questa media non stabilisce un’offerta per capacità aggiuntiva.
Metodo: {"formula": "credit CHF / kW / years", "high_chf": 2180000000.0, "kw": 583000, "low_chf": 1880000000.0, "years": 15}
2.5 TWh · Durata ottobre 2016–marzo 2017
Potenza elettrica moltiplicata per tutte le 4 368 ore dell’inverno 2016/17.
Assume piena produzione continua. Non stabilisce disponibilità di combustibile né permessi per l’esercizio ordinario.
Metodo: {"formula": "GW * 4368 hours / 1000 = TWh"}
4.4 TWh · Durata ottobre 2016–marzo 2017
Potenza elettrica moltiplicata per tutte le 4 368 ore dell’inverno 2016/17.
Assume piena produzione continua. Non stabilisce disponibilità di combustibile né permessi per l’esercizio ordinario.
Metodo: {"formula": "GW * 4368 hours / 1000 = TWh"}
1.2 miliardi di litri · Domanda 2050; clima del 2016/17
Combustibile liquido necessario per coprire il deficit elettrico annuo del 2050 con il clima del 2016/17 e rendimento netto del 40%.
Equivalenza illustrativa di combustibile, non piano di acquisto. Consegna, rotazione delle scorte, emissioni e permessi restano separati.
Metodo: {"formula": "gap TWh * 1e9 kWh/TWh / .40 / 9.6 kWh per litre / 1e9 litres/billion"}
165 CHF/MWh · Ipotesi in CHF del 2026
Combustibile, manutenzione variabile e onere ipotizzato per la CO₂ per MWh di elettricità prodotta a gas.
Esclude capitale, disponibilità, emissioni a monte e logistica del combustibile. I prezzi di combustibile e CO₂ sono ipotesi di scenario.
Metodo: {"co2_chf_t": 100, "co2_t_per_mwh_fuel": 0.2016, "efficiency": 0.55, "formula": "65/.55 + 10 + .2016/.55*100", "fuel_chf_mwh": 65, "upkeep_chf_mwh": 10}
1.7 million tonnes CO2 · Domanda 2050; clima del 2016/17
CO₂ diretta da combustione se il gas copre il deficit elettrico annuo comparabile con rendimento del 55%.
Esclude metano a monte e altre emissioni del ciclo di vita. Non stabilisce quale combustibile o impianto coprirebbe il deficit.
Metodo: {"formula": "gap TWh * .2016 tCO2/MWh fuel / .55 = million tonnes CO2"}
1.2 EUR billion · Legge e spiegazione UFE verificate il 2 ottobre 2026
Copertura obbligatoria dei danni nucleari indicata dall’UFE, prima del 10% aggiuntivo per interessi e spese legali.
La copertura limitata è distinta dalla responsabilità illimitata dell’esercente. Polizze private effettive, copertura federale e supplementi internazionali hanno condizioni separate.
Metodo: {"key": "nuclear-insurance", "source": "review-nuclear-liability", "value": 1.2}
35 TWh · Legge sull’energia, versione in vigore dal 1° gennaio 2026
Obiettivo dell’articolo 2 della legge sull’energia per la produzione media annua nazionale rinnovabile, escluso l’idroelettrico, nel 2035.
Obiettivo di produzione annua; da solo non garantisce la fornitura oraria e non fissa la quota solare.
Metodo: {"key": "renewables-2035", "source": "review-energy-act", "value": 35}
5 TWh · Legge sull’energia, versione in vigore dal 1° gennaio 2026
Valore indicativo dell’articolo 2 della legge sull’energia per le importazioni nette invernali da ottobre a marzo.
Le importazioni nette sottraggono le esportazioni; dipendenza lorda e accesso orario restano distinti. Un valore indicativo non è un limite assoluto alla frontiera.
Metodo: {"key": "winter-import-guide", "source": "review-energy-act", "value": 5}
24 GWh/anno · Indagine UFE, 13 giugno 2025, tabella 5
Produzione annua aggiuntiva degli ampliamenti censiti di grandi impianti idroelettrici esistenti, raggruppata per redditività dichiarata.
Sottoinsieme censito, non potenziale nazionale o fornitura invernale. Una stima redditizia non stabilisce costruzione o approvazione finale dell’investimento.
Metodo: {"key": "hydro-profit-no-support", "source": "review-hydro-profitability", "value": 24}
792 GWh/anno · Indagine UFE, 13 giugno 2025, tabella 5
Produzione annua aggiuntiva degli ampliamenti censiti di grandi impianti idroelettrici esistenti, raggruppata per redditività dichiarata.
Sottoinsieme censito, non potenziale nazionale o fornitura invernale. Una stima redditizia non stabilisce costruzione o approvazione finale dell’investimento.
Metodo: {"key": "hydro-profit-support", "source": "review-hydro-profitability", "value": 792}
431 GWh/anno · Indagine UFE, 13 giugno 2025, tabella 5
Produzione annua aggiuntiva degli ampliamenti censiti di grandi impianti idroelettrici esistenti, raggruppata per redditività dichiarata.
Sottoinsieme censito, non potenziale nazionale o fornitura invernale. Una stima redditizia non stabilisce costruzione o approvazione finale dell’investimento.
Metodo: {"key": "hydro-profit-neither", "source": "review-hydro-profitability", "value": 431}
37.5 GWp · PE2050+ ZERO Base, scenario 2050
Capacità solare pubblicata di PE2050+ ZERO Base o risultato approssimativo delle importazioni nette invernali.
Perimetri e domanda dello scenario differiscono dal programma WattInfo. Lo studio federale è in aggiornamento.
Metodo: {"key": "ep-pv", "source": "review-bfe-10323", "value": 37.5}
9 TWh · PE2050+ ZERO Base, scenario 2050
Capacità solare pubblicata di PE2050+ ZERO Base o risultato approssimativo delle importazioni nette invernali.
Perimetri e domanda dello scenario differiscono dal programma WattInfo. Lo studio federale è in aggiornamento.
Metodo: {"key": "ep-winter-imports", "source": "review-bfe-10641", "value": 9}
50 GWp · Proposta Swissolar pubblicata nel 2022; orizzonte 2050
Capacità solare installata proposta da Swissolar per il 2050.
Proposta del settore, non obiettivo di capacità previsto dalla legge o piano completo di approvvigionamento verificato.
Metodo: {"key": "swissolar-pv", "source": "review-swissolar-50gw-2022", "value": 50}
50 Gigawatt Photovoltaik bis 2050 – welche Anlagen braucht es?
35 GBP2015 billion · Conti consolidati EDF 2025, pubblicati nel febbraio 2026
Stima EDF del costo di completamento nella valuta originale dichiarata e ai prezzi del 2015.
Hinkley comprende due unità; Flamanville una. Finanziamento e perimetri di progetto differiscono dalle ipotesi svizzere di costo senza finanziamento.
Metodo: {"key": "hinkley-cost", "source": "review-edf-costs", "value": 35}
13.2 EUR2015 billion · Conti consolidati EDF 2025, pubblicati nel febbraio 2026
La stima EDF di EUR 13,2 miliardi al completamento, ai prezzi del 2015, copre la costruzione. Costi più ampi del proprietario e del finanziamento richiedono totali separati.
Perimetro del costo di costruzione, non investimento totale finanziato. Hinkley comprende due unità; Flamanville una. Esplicitare valuta, anno dei prezzi e perimetro.
Metodo: {"key": "flamanville-cost", "source": "review-edf-costs", "value": 13.2}
10 CHF2026/MWh · CHF del 2026; sensibilità dell’analista
Contributo aggiuntivo ipotizzato per lo smaltimento geologico per MWh prodotto nella sensibilità economica del proprietario.
Non è disponibile una valutazione dei fondi specifica del progetto. Il contributo ipotizzato non stabilisce l’intera passività.
Metodo: {"key": "disposal-extra", "source": "review-scale-finance", "value": 10}
9.4 GW · Osservazioni Swissgrid del carico misurato nel 2024
Massima media oraria del carico degli utenti finali misurato da Swissgrid nell’archivio 2024.
Questo perimetro di misura esclude perdite di rete e pompaggio e differisce dal confine della generazione del modello futuro. Non valida i futuri picchi di riscaldamento al freddo.
Metodo: {"key": "observed-hourly-peak", "source": "review-scale-finance", "value": 9.401333994875001}
27 TWh · Parco 2035; anni meteorologici storici selezionati
Solare più l’intera categoria mista di altra generazione, conteggiata ottimisticamente come rinnovabile.
La categoria restante include anche generazione non rinnovabile. La valutazione non dimostra conformità legale; mostra che il parco resta insufficiente anche con un conteggio generoso.
Metodo: {"mixed_other_gwh": 3697.54, "solar_gwh": 23270.5959819539, "weather": 2012}
Matched electricity, peak-power and trade comparisonsEnergy Act
27.5 TWh · Parco 2035; anni meteorologici storici selezionati
Solare più l’intera categoria mista di altra generazione, conteggiata ottimisticamente come rinnovabile.
La categoria restante include anche generazione non rinnovabile. La valutazione non dimostra conformità legale; mostra che il parco resta insufficiente anche con un conteggio generoso.
Metodo: {"mixed_other_gwh": 3697.54, "solar_gwh": 23779.92042022594, "weather": 2017}
Matched electricity, peak-power and trade comparisonsEnergy Act
29.1 TWh · Parco 2035; anni meteorologici storici selezionati
Solare più l’intera categoria mista di altra generazione, conteggiata ottimisticamente come rinnovabile.
La categoria restante include anche generazione non rinnovabile. La valutazione non dimostra conformità legale; mostra che il parco resta insufficiente anche con un conteggio generoso.
Metodo: {"mixed_other_gwh": 3697.54, "solar_gwh": 25419.951721238736, "weather": 2022}
Matched electricity, peak-power and trade comparisonsEnergy Act
192 CHF2026/MWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Prezzo originario di pareggio del proprietario più CHF 10 ipotizzati per MWh prodotto per lo smaltimento geologico, diviso per la quota di produzione che genera ricavi.
I costi restano invariati quando le vendite diminuiscono. È una sensibilità, non una previsione di tagli alla produzione, prezzi di mercato o contributi legali per lo smaltimento.
Metodo: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.7, "original_break_even": 182.2543028209942, "saleable_fraction": 1}
256 CHF2026/MWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Prezzo originario di pareggio del proprietario più CHF 10 ipotizzati per MWh prodotto per lo smaltimento geologico, diviso per la quota di produzione che genera ricavi.
I costi restano invariati quando le vendite diminuiscono. È una sensibilità, non una previsione di tagli alla produzione, prezzi di mercato o contributi legali per lo smaltimento.
Metodo: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.7, "original_break_even": 182.2543028209942, "saleable_fraction": 0.75}
163 CHF2026/MWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Prezzo originario di pareggio del proprietario più CHF 10 ipotizzati per MWh prodotto per lo smaltimento geologico, diviso per la quota di produzione che genera ricavi.
I costi restano invariati quando le vendite diminuiscono. È una sensibilità, non una previsione di tagli alla produzione, prezzi di mercato o contributi legali per lo smaltimento.
Metodo: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.85, "original_break_even": 152.73883761728933, "saleable_fraction": 1}
217 CHF2026/MWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Prezzo originario di pareggio del proprietario più CHF 10 ipotizzati per MWh prodotto per lo smaltimento geologico, diviso per la quota di produzione che genera ricavi.
I costi restano invariati quando le vendite diminuiscono. È una sensibilità, non una previsione di tagli alla produzione, prezzi di mercato o contributi legali per lo smaltimento.
Metodo: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.85, "original_break_even": 152.73883761728933, "saleable_fraction": 0.75}
151 CHF2026/MWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Prezzo originario di pareggio del proprietario più CHF 10 ipotizzati per MWh prodotto per lo smaltimento geologico, diviso per la quota di produzione che genera ricavi.
I costi restano invariati quando le vendite diminuiscono. È una sensibilità, non una previsione di tagli alla produzione, prezzi di mercato o contributi legali per lo smaltimento.
Metodo: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.93, "original_break_even": 140.89033545666234, "saleable_fraction": 1}
201 CHF2026/MWh · Valutazione 2050; anni meteorologici storici selezionati
Prezzo originario di pareggio del proprietario più CHF 10 ipotizzati per MWh prodotto per lo smaltimento geologico, diviso per la quota di produzione che genera ricavi.
I costi restano invariati quando le vendite diminuiscono. È una sensibilità, non una previsione di tagli alla produzione, prezzi di mercato o contributi legali per lo smaltimento.
Metodo: {"additional_disposal": 10, "capacity_factor": 0.93, "original_break_even": 140.89033545666234, "saleable_fraction": 0.75}
62 meters · Inverno 2023/24, ottobre–marzo
Insieme fisso di contatori di impianti con letture complete ogni quarto d’ora per tutto l’inverno.
Contatori di impianti selezionati con controllo ordinario del gestore, non un campione nazionale o ponderato per economie domestiche. Nessuna stima causale dei risparmi del controllo o del picco futuro.
Metodo: Conteggio dei contatori selezionati con il 100% degli intervalli invernali validi.
Swiss residential load profiles 2023–2024, dataset.zipDataset on residential electricity load profiles in Switzerland, v1 21 July 2026Measured heating demand and repository planning boundaries
140.1 kW · Inverno 2023/24, ottobre–marzo
Elettricità invernale aggregata registrata divisa per tutte le 4.392 ore invernali.
Contatori di impianti selezionati con controllo ordinario del gestore, non un campione nazionale o ponderato per economie domestiche. Nessuna stima causale dei risparmi del controllo o del picco futuro.
Metodo: 615306.566 kWh / 4392 h
Swiss residential load profiles 2023–2024, dataset.zipDataset on residential electricity load profiles in Switzerland, v1 21 July 2026Measured heating demand and repository planning boundaries
308.2 kW · Inverno 2023/24, ottobre–marzo
Massima media oraria aggregata; ogni ora somma quattro letture elettriche di un quarto d’ora etichettate all’inizio dell’intervallo.
Contatori di impianti selezionati con controllo ordinario del gestore, non un campione nazionale o ponderato per economie domestiche. Nessuna stima causale dei risparmi del controllo o del picco futuro.
Metodo: max(kWh orari aggregati / 1 h)
Swiss residential load profiles 2023–2024, dataset.zipDataset on residential electricity load profiles in Switzerland, v1 21 July 2026Measured heating demand and repository planning boundaries
13.5 % · Esportazione nazionale REA degli edifici, 4 ottobre 2026
Quota degli edifici esistenti selezionati con uso abitativo e GEBF registrata positiva.
Copertura amministrativa, non quota della superficie riscaldata o dei consumi. Il conteggio include sistemi di riscaldamento ignoti o assenti.
Metodo: 244447 / 1808852 * 100
National public GWR building extract, selected complete ZIP membersMeasured heating demand and repository planning boundaries
1'550 m³ · Rapporto di sicurezza della domanda per il deposito, maggio 2025
Quantità richiesta in NTB 24-01, appendice A.
Inventario proposto delle scorie altamente radioattive non imballate del parco esistente. Nuovi reattori, volume imballato e area del deposito determinata dal calore sono distinti.
NTB24-01: General licence application safety reportSind neue Kernkraftwerke im Tiefenlager eingerechnet?
550 m³ · Rapporto di sicurezza della domanda per il deposito, maggio 2025
Quantità richiesta in NTB 24-01, appendice A.
Inventario proposto delle scorie altamente radioattive non imballate del parco esistente. Nuovi reattori, volume imballato e area del deposito determinata dal calore sono distinti.
NTB24-01: General licence application safety reportSind neue Kernkraftwerke im Tiefenlager eingerechnet?
2'500 m³ · Rapporto di sicurezza della domanda per il deposito, maggio 2025
Quantità richiesta in NTB 24-01, appendice A.
Inventario proposto delle scorie altamente radioattive non imballate del parco esistente. Nuovi reattori, volume imballato e area del deposito determinata dal calore sono distinti.
NTB24-01: General licence application safety reportSind neue Kernkraftwerke im Tiefenlager eingerechnet?
2110 anno · Calendario illustrativo dei servizi per un nuovo reattore
Un reattore avviato nel 2050 e in esercizio per 60 anni ipotizzati termina l’esercizio attorno al 2110.
Esempio di calendario prima di raffreddamento, imballaggio e smaltimento del combustibile. Non è un’autorizzazione né una durata di vita o data di smaltimento garantita.
Metodo: 2050 + 60 = 2110
Measured heating demand and repository planning boundariesNTB22-05 Model radioactive-waste inventory for repository application
11.7 TWh fuel · Indagine industria/servizi 2025
Somma delle stime pubblicate dei 41 gruppi economici, convertita in TWh di energia del combustibile.
Stime sperimentali; nessun intervallo di confidenza congiunto dedotto. Include usi negli edifici e nei processi. Altri combustibili e settori esclusi non rientrano nel totale; la sostituzione elettrica dipende da servizio ed efficienza.
Metodo: 42110 TJ / 3600 TJ per TWh
Energy consumption in Switzerland2025 by NOGA divisions: industry and services surveyIndustry fuel totals, generation price references and delivery gates
4.8 TWh fuel · Indagine industria/servizi 2025
Somma delle stime pubblicate dei 41 gruppi economici, convertita in TWh di energia del combustibile.
Stime sperimentali; nessun intervallo di confidenza congiunto dedotto. Include usi negli edifici e nei processi. Altri combustibili e settori esclusi non rientrano nel totale; la sostituzione elettrica dipende da servizio ed efficienza.
Metodo: 17380 TJ / 3600 TJ per TWh
Energy consumption in Switzerland2025 by NOGA divisions: industry and services surveyIndustry fuel totals, generation price references and delivery gates
16.5 TWh fuel · Indagine industria/servizi 2025
Somma delle stime pubblicate dei 41 gruppi economici, convertita in TWh di energia del combustibile.
Stime sperimentali; nessun intervallo di confidenza congiunto dedotto. Include usi negli edifici e nei processi. Altri combustibili e settori esclusi non rientrano nel totale; la sostituzione elettrica dipende da servizio ed efficienza.
Metodo: 59490 TJ / 3600 TJ per TWh
Energy consumption in Switzerland2025 by NOGA divisions: industry and services surveyIndustry fuel totals, generation price references and delivery gates
103 CHF/MWh · 2026 T1
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
39 CHF/MWh · 2026 T2
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
85 CHF/MWh · 2026 T3
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 2026 T1
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
93 CHF/MWh · 2026 T2
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
133 CHF/MWh · 2026 T3
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 2026 T1
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
89 CHF/MWh · 2026 T2
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
133 CHF/MWh · 2026 T3
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
117 CHF/MWh · 2026 T1
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
88 CHF/MWh · 2026 T2
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
131 CHF/MWh · 2026 T3
Prezzo svizzero del giorno prima pubblicato, ponderato con la produzione del gruppo misurato, IVA esclusa.
Riferimento di remunerazione del gruppo, non ricavi totali, costo dell’impianto o utile. Non si deducono previsioni di prezzo, margini dell’accumulo o premi per certificati.
Reference market prices under EnFV Art15How Swiss reference market prices are calculated
5.2 TWh · Scenario pubblicato per il 2050
Differenza tra Max-E e andamento di riferimento nella tabella 5, convertita da PJ a TWh.
Adozione tecnologica condizionale, anche di processi immaturi. La sintesi usa circa 6 TWh. Il perimetro differisce dal modello WattInfo; non sommare questo incremento a previsioni che includono già l’elettrificazione industriale.
Metodo: 18,6 PJ / 3,6 PJ per TWh
400 MW · Piano del proprietario verificato il 23 ottobre 2026; obiettivo primo trimestre 2031
Valore previsto della batteria di Mühleberg, secondo l’elenco attuale dei progetti BKW.
Valori nominali previsti. Energia utilizzabile, perdite, degrado, costi complessivi e messa in servizio garantita restano da stabilire.
Metodo: Specifiche previste dal gestore; nessun risultato operativo.
Operator battery project pipeline and conditional commissioning dates
0.8 GWh · Piano del proprietario verificato il 23 ottobre 2026; obiettivo primo trimestre 2031
Valore previsto della batteria di Mühleberg, secondo l’elenco attuale dei progetti BKW.
Valori nominali previsti. Energia utilizzabile, perdite, degrado, costi complessivi e messa in servizio garantita restano da stabilire.
Metodo: 800 MWh / 1000 MWh per GWh
Operator battery project pipeline and conditional commissioning dates
2 ore · Piano del proprietario verificato il 23 ottobre 2026; obiettivo primo trimestre 2031
Energia nominale divisa per la potenza prevista. L’erogazione effettiva dipende dalla capacità utilizzabile e dall’esercizio.
Valori nominali previsti. Energia utilizzabile, perdite, degrado, costi complessivi e messa in servizio garantita restano da stabilire.
Metodo: 800 MWh / 400 MW = 2 ore
Operator battery project pipeline and conditional commissioning dates
6.4 TWh · Osservazione settimanale del 19 ottobre 2026
Equivalente elettrico dell’energia accumulata dichiarato dall’UFE per il totale svizzero.
Osservazione datata delle riserve, non previsione o riserva nazionale liberamente disponibile. Il confronto storico usa l’osservazione settimanale più vicina di ogni anno e la capacità dichiarata.
Metodo: 6379 GWh / 1000 GWh per TWh
Reservoir energy and filling levels, official machine-readable history
71.7 % · Osservazione settimanale del 19 ottobre 2026
Energia accumulata divisa per la capacità dichiarata della stessa osservazione.
Osservazione datata delle riserve, non previsione o riserva nazionale liberamente disponibile. Il confronto storico usa l’osservazione settimanale più vicina di ogni anno e la capacità dichiarata.
Metodo: 6379 GWh / 8895 GWh × 100
Reservoir energy and filling levels, official machine-readable history
23.6 miliardi di CHF2026 · Presentazione KS26, 30 settembre 2026; prezzi del 1° gennaio 2026
Totale combinato pubblicato del ciclo di vita, compresi costi già sostenuti e scorie della Confederazione. Il postesercizio è escluso.
Include costi già sostenuti; la valutazione indipendente è in corso. Non è il fabbisogno finanziario residuo né un disavanzo dei fondi. Gli scenari del parco esistente non quantificano i nuovi reattori proposti o i prolungamenti a 80 anni.
Metodo: 23602 / 1000
Kostenstudie 2026: MantelberichtKostenstudie 2026 eingereicht
1.6 miliardi di CHF2026 · Presentazione KS26, 30 settembre 2026; prezzi del 1° gennaio 2026
Totale del postesercizio presentato, separato da disattivazione e smaltimento.
Include costi già sostenuti; la valutazione indipendente è in corso. Non è il fabbisogno finanziario residuo né un disavanzo dei fondi. Gli scenari del parco esistente non quantificano i nuovi reattori proposti o i prolungamenti a 80 anni.
Metodo: 1629 / 1000
15.6 EUR2015 billion · Audit di gennaio 2025; euro del 2015
Stima EDF senza finanziamento, compresi gli accantonamenti dichiarati, riprodotta nella tabella 2 dell’audit.
Stime datate del progetto con perimetri sovrapposti; non sommare le righe. Non sono costi finali, prezzi elettrici sul ciclo di vita o offerte svizzere. Costi del proprietario, accantonamenti e finanziamento mantengono il perimetro dichiarato.
EPR industry: renewed momentum and persistent risks — full audit report
19.3 EUR2015 billion · Audit di gennaio 2025; euro del 2015
Stima EDF dell’investimento totale al completamento, colonna novembre 2023 della tabella 2.
Stime datate del progetto con perimetri sovrapposti; non sommare le righe. Non sono costi finali, prezzi elettrici sul ciclo di vita o offerte svizzere. Costi del proprietario, accantonamenti e finanziamento mantengono il perimetro dichiarato.
EPR industry: renewed momentum and persistent risks — full audit report
20.4 EUR2015 billion · Audit di gennaio 2025; euro del 2015
Stima più ampia dell’audit per l’investimento al completamento, dopo gli adeguamenti discussi a pagina 28.
Stime datate del progetto con perimetri sovrapposti; non sommare le righe. Non sono costi finali, prezzi elettrici sul ciclo di vita o offerte svizzere. Costi del proprietario, accantonamenti e finanziamento mantengono il perimetro dichiarato.
EPR industry: renewed momentum and persistent risks — full audit report
89.3 % · Bilancio termico gennaio–dicembre 2024
Calore fornito diviso per il calore immesso meno l’aumento del calore accumulato, usando i totali annui pubblicati.
Rendimento termico, non rendimento elettrico di andata e ritorno. I totali arrotondati del rapporto danno circa l’89%; anche la ricostruzione distinta dai dati pubblici dà circa l’89%.
Metodo: 100 × 29917 / (34044 − 529)
DTU Høje Taastrup measured 2024 report official repository alternateCost boundaries and heat-storage reproduction
90 % · Bilancio termico gennaio–dicembre 2025
Rendimento termico annuo corretto per la variazione delle scorte, dichiarato dal DTU per l’accumulo danese nel 2025.
Misura dichiarata con riproduzione dai dati pubblici irrisolta. Lacune nei flussi potrebbero contribuire; causa e misure corrette non sono stabilite. Non è una stima di risparmio elettrico svizzero o di utile.
Høje Taastrup 2025 measurement report: full originalCost boundaries and heat-storage reproduction
Consumo finale di elettricità in Svizzera · media 2021–2025. Include tutte le stagioni e le ore; esclude le perdite di rete.