Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE

Art. 3.1 Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione 11 Art. 3.2 Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali 13

Art. 3.3 Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica 14

Art. 3.4 Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia 15

4 Regole del mercato 16

Art. 4.1 Regole per il dispacciamento 16

Art. 4.2 Disciplina del mercato dell’energia elettrica 16

Art. 4.3 Regolamento della Piattaforma per Conti Energia 16

Art. 4.4 Convenzione tra TERNA e Gestore dei Mercati Energetici (GME) 17

Art. 4.5 Convenzione tra TERNA e Gestore del SII 17

5 Modello zonale della rete rilevante 18

Art. 5.1 Finalità del modello zonale 18

Art. 5.2 Aggiornamento del modello zonale 18

Art. 5.3 Analisi preliminare 18

Art. 5.4 Revisione formale 19

Art. 5.5 Approvazione del modello zonale 19

II Servizi ancillari nazionali 21

6 Servizi ancillari nazionali globali 22

Art. 6.1 Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali 22

Art. 6.2 Servizi ancillari per il bilanciamento 22

Art. 6.3 Servizi ancillari non relativi alla frequenza 24

Art. 6.4 Servizio di modulazione straordinaria 24

Art. 6.5 Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali 25

Art. 6.6 Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali 26

7 Servizi ancillari nazionali locali 27

III Aggregazioni rilevanti 29

8 Aggregazioni ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

e del ridispacciamento 30

Art. 8.1 Erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento 30 Art. 8.2 Unità Abilitata Singolarmente (UAS) 31

Art. 8.3 Unità Virtuali Abilitate (UVA) 31

Art. 8.4	Criteri generali per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali
	e del ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	32
Art. 8.5	Abilitazione per l’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento
	e per il ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	32
Art. 8.6	Qualifica per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza
	e del servizio di modulazione straordinaria . . . . . . . . . . . . . . .	33
Art. 8.7	Verifiche a cura dei gestore del sistema di distribuzione (Distribution
	System Operator) (DSO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	34
Art. 8.8	Capacità delle unità ai fini della partecipazione al mercato per il
	bilanciamento e il ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	35
Art. 8.9	Responsabilità ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari per il bilan-
	ciamento e ai fini del ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . .	35

9 Aggregazioni ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare 36

Art. 9.1 Tipologia di aggregati 36

Art. 9.2 Unità Abilitata Singolarmente (UAS) ai fini del diritto a immettere e prelevare 37

Art. 9.3 Unità non Abilitata da Programmare (UnAP) 37

Art. 9.4 Unità Virtuali non Abilitate (UVnA) 38

Art. 9.5 Individuazione dei responsabile del bilanciamento – Balance Respon- sible Party (BRP) responsabili delle UP, UC, UI, UE aggregate in

una Unità Virtuale Abilitata (UVA) 40

Art. 9.6 Capacità delle unità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare 41

Art. 9.7 Responsabilità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare 42 Art. 9.8 Diligenza, perizia, prudenza e previdenza 42

10 Aggregazioni ai fini della partecipazione ai mercati dell’energia 44

Art. 10.1 Portafogli zonali 44

Art. 10.2 Portafogli zonali fisici 44

Art. 10.3 Portafogli zonali commerciali 46

Art. 10.4 Capacità dei portafogli zonali 47

Art. 10.5 Portafogli zonali e operatori di mercato 48

IV Mercato dell’energia elettrica a livello nazionale 49

11 Organizzazione e finalità del mercato dell’energia elettrica a livello nazionale 50

Art. 11.1 Organizzazione del mercato dell’energia elettrica 50

Art. 11.2 Finalità del mercato dell’energia elettrica 50

Art. 11.3 Periodi rilevanti per le transazioni sul mercato dell’energia elettrica . 51

12 Mercato Elettrico a Termine (MET) 52

Art. 12.1 Oggetto del MET 52

Art. 12.2 Piattaforma per Conti Energia (PCE) 52

Art. 12.3 Allocazione a termine della capacità di trasporto 56

13 Mercato Elettrico a Pronti (MPE) 57

Art. 13.1 Oggetto del MPE 57

Art. 13.2 Ruolo del GME sul MPE 57

Art. 13.3 Mercato del Giorno Prima 58

Art. 13.4 Consegna fisica dell’energia scambiata su MET 61

Art. 13.5 Mercato Infragiornaliero 63

Art. 13.6 Posizione netta del BRP su Mercato Elettrico a Pronti (MPE) 67

Art. 13.7 Procedure di back-up 68

14 Mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 69

Art. 14.1 Oggetto del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 69

Art. 14.2 Ruolo di TERNA sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 70 Art. 14.3 Ruolo del GME sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 70

Art. 14.4 Offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 71

Art. 14.5 Integrated Scheduling Process 72

Art. 14.6 Piattaforme di bilanciamento 75

Art. 14.7 Esito del mercato per i servizi ancillari nazionali globali 77

15 Procedure specifiche di approvvigionamento per i servizi ancillari nazionali globali 79

Art. 15.1 Risorse approvvigionate con procedure specifiche 79

Art. 15.2 Approvvigionamento della riserva per il contenimento della frequenza (Frequency Containment Reserve) (FCR) e della riserva ultra-rapida

di frequenza 79

Art. 15.3 Approvvigionamento del servizio di modulazione straordinaria 82

Art. 15.4 Approvvigionamento a termine dei servizi ancillari nazionali globali . 83 Art. 15.5 Corrispettivi forfettari per i servizi ancillari non relativi alla frequenza 84

16 Mercato per i servizi ancillari nazionali locali 85

V Programmazione delle unità e scambi di energia 87

17 Registrazione delle nomine 88

Art. 17.1 Convenzioni di segno 88

Art. 17.2 Piattaforma di nomina 88

18 Programmi di immissione e prelievo 93

Art. 18.1 Tipologia dei programmi 93

Art. 18.2 Programmi base 93

Art. 18.3 Programmi di movimentazione 94

Art. 18.4 Programmi finali 94

19 Scambi e movimentazioni di energia 95

Art. 19.1 Energia immessa e prelevata ai fini del settlement 95

Art. 19.2 Modulazione ai fini del settlement 95

Art. 19.3 Movimentazioni in esito al mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento 96

VI Regolazione delle partite economiche 99

20 Partite economiche 100

Art. 20.1 Convenzioni di segno per le partite economiche 100

Art. 20.2 Partite economiche regolate con GME 100

Art. 20.3 Partite economiche regolate con TERNA 101

Art. 20.4 Partite economiche fra TERNA e GME 104

21 Corrispettivi di sbilanciamento 105

Art. 21.1 Finalità dei corrispettivi di sbilanciamento 105

Art. 21.2 Determinazione del corrispettivo di sbilanciamento 105

Art. 21.3 Sbilanciamento delle unità, UCP e UCS 106

Art. 21.4 Macrozone di sbilanciamento 107

Art. 21.5 Prezzi di sbilanciamento 108

Art. 21.6 Pubblicazione dei corrispettivi di sbilanciamento 110

22 Corrispettivi per le movimentazioni 112

Art. 22.1 Corrispettivo di mancata movimentazione 112

Art. 22.2 Corrispettivi addizionali di mancato rispetto degli ordini di dispaccia- mento 112

Art. 22.3 Corrispettivi di compensazione 115

23 Corrispettivi di neutralità 118

Art. 23.1 Finalità generale dei corrispettivi di neutralità 118

Art. 23.2 Corrispettivi di sbilanciamento a programma 118

Art. 23.3 Corrispettivi per l’assegnazione della capacità di trasporto 119

Art. 23.4 Corrispettivi di non arbitraggio 121

Art. 23.5 Corrispettivo di non arbitraggio macrozonale 123

24 Corrispettivo di dispacciamento 125

Art. 24.1 Finalità del corrispettivo di dispacciamento 125

Art. 24.2 Art. 24.3	Determinazione del corrispettivo di dispacciamento . . . . . . . . . . Corrispettivo uplift a copertura dei costi per l’approvvigionamento	125
	dei servizi ancillari nazionali globali . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	126
Art. 24.4	Copertura dei costi degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema	129
Art. 24.5	Copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di TERNA ai
	fini del dispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	131
Art. 24.6	Copertura dei costi per la remunerazione del servizio di modulazione
	straordinaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	131
Art. 24.7	Copertura dei costi dei ristori per la mancata produzione eolica . . .	133
Art. 24.8	Copertura delle ulteriori partite economiche relative al servizio di
	dispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	134

25 Settlement in caso di inadeguatezza del sistema 137

Art. 25.1 Inadeguatezza del sistema 137

Art. 25.2 Prezzo di sbilanciamento in condizioni di inadeguatezza 137

Art. 25.3 Movimentazioni in condizioni di inadeguatezza 137

Art. 25.4 Remunerazione dei margini a salire in condizioni di inadeguatezza 138

Art. 25.5 Determinazione dell’energia prelevata in condizioni di inadeguatezza 138

26 Inadempimenti e garanzie 141

Art. 26.1 Sistema di garanzie predisposto da GME 141

Art. 26.2 Sistema di garanzie predisposto da TERNA 141

VII Disposizioni transitorie e finali 143

27 Obblighi informativi 144

Art. 27.1 Obblighi informativi in capo a GME 144

Art. 27.2 Obblighi informativi in capo a TERNA 144

28 Disposizioni transitorie e finali 147

Art. 28.1 Raccordo con il Testo Integrato Monitoraggio Mercati (XXXX) 147

Art. 28.2 Raccordo con la Deliberazione 111/06 [36] 147

Art. 28.3 Raccordo con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel

[52] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148

Art. 28.4 Approvvigionamento transitorio della FCR e della riserva ultra-rapida

di frequenza 149

Art. 28.5 Punti di dispacciamento 151

Art. 28.6 Ordini di dispacciamento e baseline per le Unità Virtuale Nodale (UVN)151 Art. 28.7 Condizioni di emergenza 151

Art. 28.8 Macrozone per i prezzi di sbilanciamento 152

Art. 28.9 Sviluppo del modello e dell’algoritmo di ottimizzazione per l’Integrated Scheduling Process 152

Art. 28.10Fase transitoria per la programmazione 153

Art. 28.11Entrata in vigore del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) e processo di implementazione 155

VIII Glossario, acronimi e variabili 159

Glossario 160

Acronimi 178

Elenco delle variabili 183

IX Riferimenti normativi 195

Atti e Decisioni Europee 196

Leggi e Decreti dello Stato Italiano 198

Atti e Decreti del Governo e dei Ministeri 200

Atti dell’Autorità 202

Versioni e organizzazione del TIDE ‌‌

Versione attuale

Il presente documento contiene il TIDE nella Versione 1 efficace dal 1 gennaio 2025.

Aggiornamenti precedenti

Il testo è stato inizialmente approvato con deliberazione Autorità 345/2023/R/eel La tabella seguente riporta l’elenco delle Versioni e le relative date di validità.

Versione Data efficacia Delibera

1 1 gennaio 2025 345/2023/R/eel

Organizzazione del documento

Il documento è organizzato secondo le seguenti convenzioni:

Suddivisione in Parti e Sezioni Il documento è numerato con tre livelli di profondità:

1. Sezione

1.1 Articolo

1.1.1 Comma

Le Sezioni sono raggruppate per macro-temi (le Parti ), ma il numero di ciascuna Sezione

è univoco indipendentemente dalla Parte che lo contiene.

I riferimenti incrociati utilizzano la dicitura convenzionale “di cui alla Sezione xxx” indipendentemente dal fatto che il riferimento sia ad una Sezione, ad un Articolo o ad un comma. Ad esempio:

• la dicitura “come definito nella Sezione 2 ” fa riferimento all’intera Sezione 2

• la dicitura “come definito nella Sezione 2.1 ” fa riferimento all’intero Articolo 2.1

• la dicitura “come definito nella Sezione 2.1.3 ” fa riferimento al Comma 2.1.3

Revisione del documento e numerazione delle Sezioni Il documento è suscettibile di aggiornamenti ed evoluzioni nel tempo che potrebbero modificare la numerazione di articoli e commi. Pertanto eventuali citazioni del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) nei documenti esterni (altre norme, contratti ecc...), per essere univoche, devono riportare anche il numero di revisione del documento. Al fine di facilitare tale operazione, il numero di revisione del documento, riportato in copertina e nelle intestazioni di pagina, è anteposto anche a ogni numero di Sezione (ad esempio: Sezione 2–4.3.1 significa: Sezione 4.3.1 della revisione 2).

Riferimenti normativi I riferimenti normativi sono indicati con un titolo breve seguito da un numero identificativo univoco tra parentesi quadre (ad esempio: Deliberazione 111/06 [36]): tale numero è un link attivo che rimanda ai riferimenti completi, riportati nella Parte IX “Riferimenti normativi” a pagina 197 e seguenti.

Link ipertestuali e Glossario I link ipertestuali di colore blu scuro puntano alla definizione del termine evidenziato. La definizione può essere:

• “esterna” al TIDE, in tal caso il link fa riferimento al glossario (come ad esempio utente). Se il termine evidenziato è nella forma plurale, la definizione nel Glossario è riportata nella forma singolare (ad es. la definizione di utenti del sistema deve essere ricercata nel Glossario come utente del sistema). Nel Glossario, la nota a margine indica se la definizione è formulata dall’Autorità (in questo sarà indicata con “ARERA”) oppure se è tratta da altre fonti della normativa primaria. Talvolta la definizione tratta da altre fonti della normativa primaria viene lievemente modificata, in questi casi nella nota a margine si indicherà “mod. ARERA”.

• “interna” al TIDE, ossia definita all’interno dell’articolato. In tal caso il termine non è contenuto nel glossario e il link punta alla Sezione che definisce il termine.

Acronimi Gli acronimi utilizzati sono riportati nella forma estesa al primo utilizzo e, per comodità di lettura, sono elencati nella Parte VIII “Glossario, acronimi e variabili” a pagina 182. Il significato dell’acronimo può essere un termine esplicitato nel Glossario alla pagina 177 e seguenti, oppure può essere un termine definito all’interno del TIDE. In tal caso il link punta alla Sezione del TIDE che definisce tale termine.

Convenzione nella rappresentazione dei numeri I numeri sono rappresentati utilizzando come separatore dei decimali il punto (ad es. 15.5) e come separatore delle migliaia l’apice (ad es. 12’000).

Convenzione nell’uso di congiunzioni logiche Le congiunzioni e e o vanno intese come AND logico e OR logico. In particolare o non va inteso nel senso logico di XOR. Ad esempio all’inizio della Sezione 8.3.2, la locuzione “L’Unità Virtuale Abilitata Zonale è costituita da più UP o UC” significa che l’UVAZ potrebbe essere costituita da sole UP, da sole UC oppure sia da UP che da UC.

−

Convenzione nella rappresentazione delle variabili e delle formule Le variabili matematiche e le formule sono rappresentate in “corsivo matematico” (ad es: V = Va Vb). La nomenclatura delle variabili è descritta all’interno del testo, alla prima ricorrenza. L’elenco completo delle variabili utilizzate nel testo è anche riportato per maggiore comodità di consultazione, nella Parte VIII a pagina 194 e seguenti. La nomenclatura delle variabili segue le seguenti convenzioni di massima:

• la variabile è indicata con una lettera maiuscola. I nomi più utilizzati sono indicati nella tabella sottostante

• l’apice contiene una specifica della variabile

• il pedice rappresenta un indice corrente.

Ad esempio PMGP indica il prezzo unitario formatosi sul Mercato del Giorno Prima

(MGP) relativo alla zona di offerta z.

Q una Quantità generica

A, V una quantità offerta in Acquisto o in Vendita sui mercati

A, V una quantità Acquistata o Venduta sui mercati (offerta accettata)

K una capacità (energia massima in un periodo di tempo)

E un’Energia misurata

↑ ↓

M , M un Margine (capacità residua a salire o a scendere)

Prg un Programma

S uno Sbilanciamento o un Saldo (in volume)

P un Prezzo unitario o un corrispettivo unitario

C un Corrispettivo (ossia un prezzo per una quantità)

T un Saldo (in denaro)

Operatori logici Nel TIDE sono utilizzati i seguenti operatori logici:

| dove

∀ per ogni

̸ diverso da

∅ insieme vuoto

Convenzione nella rappresentazione degli orari Gli orari, quando non diversamente specificato, sono riferiti al fuso orario italiano.

Convenzione nella rappresentazione degli importi monetari Segue le regole del paragrafo 7.3.3 del “Manuale interistituzionale di convenzioni redazionali”, pubblicato dall’Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea e qui brevemente richiamate.

Quando la menzione di una moneta non è accompagnata da una cifra, è riportata in lettere (ad es.: un importo in euro).

Quando gli importi monetari sono accompagnati da una cifra, questa è rappresentata con numeri seguiti dal codice ISO (ad es. 20’000 EUR).

Nelle unità di misura è riportato il simbolo della moneta (ad es. €/MWh).

Parte I ‌

Oggetto e definizione di elementi funzionali alla disciplina

Sezione 1–1 ‌

Finalità e oggetto

Articolo 1–1.1 ‌

Finalità

Il TIDE:

1. promuove un efficiente e sostenibile utilizzo delle risorse disponibili nel sistema elettrico (Unità di Produzione (UP), Unità di Consumo (UC) e reti di trasmissione e distribuzione) in coerenza con gli obiettivi ambientali e di decarbonizzazione previsti dall’ordinamento europeo

2. promuove lo sviluppo di mercati dell’energia elettrica liquidi e concorrenziali

3. assicura l’imparzialità, la neutralità e la trasparenza nei confronti di tutti gli utenti del sistema.

Articolo 1–1.2 ‌

Oggetto

Per conseguire le finalità di cui alla Sezione precedente, il TIDE regola l’accesso e le modalità di erogazione del servizio di dispacciamento che consiste:

1. nell’attribuzione agli utenti del sistema del diritto di immettere o prelevare energia al fine di alimentare i clienti finali nel rispetto dei vincoli di utilizzo della rete

2. nell’organizzazione del mercato dell’energia elettrica, finalizzato alla individuazione delle risorse che soddisfano la domanda, minimizzando i costi a carico dei clienti finali

3. nell’attribuzione a TERNA, in qualità di concessionario per il servizio di dispaccia- mento ai sensi del Decreto Legislativo 79/99 [15] degli strumenti tecnici necessari ad assicurare l’esercizio del sistema elettrico in condizioni di sicurezza, attraverso l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali da effettuarsi, laddove possibile, con criteri di merito economico

TIDE revisione 1 efficace dal 1 gennaio 2025

4. nell’attribuzione ai DSO degli strumenti tecnici necessari ad assicurare l’esercizio delle reti di distribuzione in condizioni di sicurezza, attraverso l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali locali da effettuarsi, laddove possibile, con criteri di merito economico

5. nella regolazione delle partite economiche tra gli utenti del sistema e le loro controparti contrattuali (TERNA, GME e DSO) nell’ambito del dispacciamento.

Sezione 1–2 ‌‌‌

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Articolo 1–2.1 ‌

Punti di connessione

1–2.1.1 Punti di connessione sul territorio nazionale

I punti di connessione sul territorio nazionale, come identificati dal corrispondente codice attribuito ai sensi dell’Articolo 14 del Testo Integrato del Settlement (TIS), possono essere alternativamente:

• punti esclusivamente di immissione a cui sono connesse esclusivamente UP

• punti esclusivamente di prelievo a cui sono connesse esclusivamente UC

• punti contestualmente di immissione e di prelievo a cui sono connesse sia UP sia UC.

1–2.1.2 Punti di interconnessione con l’estero

I punti di interconnessione per gli scambi di energia con l’estero possono essere alternati- vamente:

• punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati

• punti di importazione non associati al controllo degli scambi programmati a cui sono connesse esclusivamente UI

• punti di esportazione non associati al controllo degli scambi programmati a cui sono connesse esclusivamente UE

• punti di interconnessione non associati al controllo degli scambi programmati contestualmente di importazione e di esportazione a cui sono connesse sia UI sia UE.

Articolo 1–2.2

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Tutte le immissioni e i prelievi nel sistema elettrico devono essere riferiti:

• a UP o UC connesse attraverso i punti di connessione sul territorio nazionale

• a UI o UE connesse attraverso i punti di interconnessione non associati al controllo degli scambi programmati

• a UIE o UEE relative ai punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati

• a scambi nell’ambito del coupling del mercato dell’energia elettrica attraverso i punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati

Articolo 1–2.3 ‌

Titolarità delle risorse connesse al sistema elettrico ai fini del dispaccia- mento

I titolari delle risorse connesse al sistema elettrico ai fini del dispacciamento sono:

• il gestore della UP, per le UP localizzate sul territorio nazionale

• il cliente finale, per le UC localizzate sul territorio nazionale

• i gestori dell’infrastruttura, per le UI e le UE

• il BRP assegnatario della capacità di trasporto allocata in modo esplicito per le UIE e le UEE

• TERNA per gli scambi relativi al coupling del mercato dell’energia elettrica attra- verso i punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati.

Articolo 1–2.4 ‌

Mappatura delle UP

1–2.4.1 Identificazione delle UP

Sulla base di una analisi adeguatamente motivata, TERNA definisce i criteri con cui sono identificate le UP nel rispetto dei seguenti principi:

• come regola generale ogni UP può coincidere con una singola sezione di impianto di produzione oppure con un insieme di sezioni dello stesso impianto di produzione oppure con l’impianto di produzione stesso

• in deroga alla regola generale, è possibile aggregare più impianti di produzione nella medesima UP qualora detti impianti di produzione siano fra loro funzional- mente dipendenti, ossia la produzione di un impianto di produzione dipenda dalla produzione degli altri impianti di produzione, e siano alimentati dalla stessa fonte

• ciascuna risorsa di stoccaggio 210/2021 costituisce una UP dedicata

• i prelievi dei sistemi di accumulo destinati alla reimmissione in rete sono sempre inclusi nella UP a cui sono riferite le immissioni del sistema di accumulo in coerenza con la Deliberazione 109/2021/R/eel [37]

• i prelievi relativi all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione di ciascun impianto di produzione o sezione di impianto di produzione sono inclusi in una UC dedicata o in una UP dedicata distinta dalla UP cui appartiene l’impianto di produzione secondo le modalità previste dalla Deliberazione 109/2021/R/eel [37]

• in deroga ai punti precedenti TERNA, secondo le modalità previste dalla Delibe- razione 109/2021/R/eel [37], può consentire che i prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione dei sistemi di accumulo siano contabilizzati all’interno della UP cui sono riferite le immissioni del sistema di accumulo.

1–2.4.2 Informazioni rilevanti per le UP

Ciascuna UP è caratterizzata almeno dalle seguenti informazioni:

• il titolare ai sensi della Sezione 2.3

• la tipologia ai sensi della Sezione 2.4.3

• la capacità di immissione e di prelievo ai sensi della Sezione 2.9.2,

• gli eventuali ulteriori vincoli tecnici

• l’indicazione del BRP responsabile ai sensi della Sezione 3.1.2

• l’indicazione del prestatore di servizi di bilanciamento – Balancing Service Provider (BSP) responsabile ai sensi della Sezione 3.2.2, qualora l’UP risultaıabilitata come UAS o inserita in una UVA.

Le informazioni sulle UP sono integrate nel sistema Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ) gestito da TERNA.

1–2.4.3 Tipologie delle UP

Ai fini del dispacciamento, TERNA classifica ciascuna UP in una delle seguenti tipologie:

a. UP alimentate da fonti rinnovabili non programmabili

b. UP alimentate da fonti rinnovabili programmabili

c. UP di cogenerazione ad alto rendimento alimentate da fonti non rinnovabili

d. UP costituita da una risorsa di stoccaggio 210/2021

e. UP costituite da soli sistemi di accumulo diverse da quelle di cui alla lettera d.

f. UP per i servizi ausiliari

g. UP diverse da quelle di cui ai punti precedenti.

Ai fini di quanto sopra, TERNA rispetta i seguenti criteri:

• il produttore responsabile per ciascuna UP appartenente ad una centrale ibrida di cui all’Articolo 2, lettera d), del Decreto Legislativo 387/03 [16] può richiedere a TERNA la classificazione in una delle tipologie alimentate da fonti rinnovabili qualora la producibilità imputabile alle fonti rinnovabili calcolata sulla base di stime a partire dai dati progettuali risulta pari almeno al 50% della producibilità complessiva; in assenza di tale richiesta o in caso in cui la richiesta abbia esito negativo, l’UP è considerata alimentata da fonti non rinnovabili

• ciascun sistema di accumulo che costituisce una UP indipendente è considerato una UP di stoccaggio e classificato in una delle tipologie relative a seconda che sia o meno costituito da una risorsa di stoccaggio 210/2021

• ciascuna UP che contiene un sistema di accumulo unitamente ad altre sezioni di impianto di produzione è classificata in funzione dei parametri tecnici del sistema di accumulo rispetto ai parametri tecnici delle altre sezioni dell’impianto di produzione.

Articolo 1–2.5 ‌

Mappatura delle UC

Ai fini del dispacciamento, si utilizzano tutte le UC identificate ai sensi del Testo Integrato Connessione (TIC) e registrate sul Sistema Informativo Integrato (SII).‌

Articolo 1–2.6

Mappatura delle UI e delle UE

1–2.6.1 Identificazione delle UI e delle UE

Sulla base di una analisi adeguatamente motivata, TERNA definisce i criteri con cui le risorse connesse ai punti di interconnessione non associati agli scambi programmati sono aggregate nelle UI e nelle UE.

1–2.6.2 Informazioni rilevanti per le UI e delle UE

Ciascuna UI e ciascuna UE è caratterizzata almeno dalle seguenti informazioni:

• il titolare ai sensi della Sezione 2.3

• la capacità di immissione e di prelievo ai sensi delle Sezione 2.9.5

• gli eventuali ulteriori vincoli tecnici

• l’indicazione del BRP responsabile ai sensi della Sezione 3.1.2

• l’indicazione del BSP responsabile ai sensi della Sezione 3.2.2, qualora l’UI o l’UE risulta inserita in una UVA.

Le informazioni sulle UI e sulle UE sono integrate nel sistema GAUDÌ gestito da TERNA.‌

Articolo 1–2.7

Costituzione delle UIE e delle UEE

Per ciascuna frontiera con l’estero sulla quale è attuato il controllo degli scambi program- mati TERNA costituisce:

• una UIE per ciascun orizzonte temporale di allocazione della capacità e per ciascun BRP assegnatario, direttamente o per il tramite di un operatore di mercato, di una capacità di trasporto di importazione allocata in modo esplicito

• una UEE per ciascun orizzonte temporale di allocazione della capacità e per ciascun BRP assegnatario, direttamente o per il tramite di un operatore di mercato, di una capacità di trasporto di esportazione allocata in modo esplicito.

Articolo 1–2.8 ‌

Pubblicazione dei criteri di identificazione

I criteri utilizzati per l’identificazione delle UP, delle UI e delle UE sono riportati nel Codice di Rete unitamente all’analisi con cui sono stati definiti.‌

Articolo 1–2.9

Capacità delle risorse connesse al sistema elettrico ai fini del dispaccia- mento

1–2.9.1 Criteri generali per la determinazione della capacità delle risorse

Le capacità in immissione e in prelievo ai fini del dispacciamento di ciascuna UP, di ciascuna UC, di ciascuna UI e di ciascuna UE sono pari all’energia massima rispettivamente in immissione e in prelievo che l’unità può scambiare con il sistema per un periodo temporale coincidente con l’Imbalance Settlement Period (ISP) di cui alla Sezione 11.3.2.

1–2.9.2 Capacità delle UP

TERNA nel Codice di Xxxx definisce le modalità con cui è determinata la capacità in immissione KImax di ciascuna UP up ai fini del dispacciamento nel rispetto delle seguenti

condizioni:

• fatte salve le comunicazioni di cui ai punti successivi, KImax è funzione della potenza attiva massima definita ai sensi del Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA) e contenuta su GAUDÌ

• il BRP responsabile di ciascuna UP è tenuto ad aggiornare lo stato di disponibilità della UP stessa fornendo il nuovo valore di KImax qualora inferiore rispetto al valore funzione della potenza registrata su GAUDÌ per effetto di avarie o anomalie agli impianti

• nel caso di UP alimentate da fonte solare e prive di sistema di accumulo, KImax applicando alla potenza massima definita ai sensi del TICA e contenuta su GAUDÌ la curva di modulazione convenzionale di cui alla Sezione 2.9.3

• la capacità di immissione delle UP dedicate ai prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione è pari a zero.

La capacità in prelievo KWmax di ciascuna UP up ai fini del dispacciamento è funzione

della potenza attiva destinata all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione o al sistema di accumulo per la successiva reimmissione in rete come dichiarata dal gestore della UP ai sensi della Deliberazione 109/2021/R/eel [37]. Tale capacità di prelievo di fatto rappresenta una immissione negativa.

1–2.9.3 Curva di modulazione convenzionale per fonte solare

Sulla base di una analisi adeguatamente motivata, TERNA nel Codice di Rete definisce una curva di modulazione convenzionale per la fonte solare riportante, per ogni ora dell’anno, un coefficiente variabile fra zero e uno relativo alla disponibilità attesa della fonte solare su base statistica rispetto alla piena capacità delle UP.

La curva di modulazione:

• è differenziata su base geografica

• è unica per tutte le UP a fonte solare prive di sistema di accumulo localizzate nella medesima area geografica

• deve essere tale da non impedire alle UP a fonte solare prive di sistemi di accumulo maggiormente efficienti di poter offrire sui mercati la propria produzione massima

1–2.9.4 Capacità delle UC

La capacità in prelievo KWmax

di ciascuna UC uc ai fini del dispacciamento è funzione

della potenza disponibile caricata sul SII ai sensi dell’Allegato A alla Deliberazione 628/2015/R/eel [38]. Le UC non hanno capacità in immissione.

1–2.9.5 Capacità delle UI e delle UE

La capacità in immissione KImax di ciascuna UI ui ai fini del dispacciamento è funzione

della potenza massima in importazione ammessa per la UI ui come comunicata dal relativo BRP a TERNA ai sensi del Codice di Rete. Le UI non hanno capacità in prelievo.

La capacità in prelievo KWmax di ciascuna UE ue ai fini del dispacciamento è funzione

della potenza massima in esportazione ammessa per la UE ue come comunicata dal relativo BRP a TERNA ai sensi del Codice di Rete. Le UE non hanno capacità in immissione.

1–2.9.6 Capacità delle UIE e delle UEE

uie

La capacità in immissione KImax di ciascuna UIE uie ai fini del dispacciamento è funzione della capacità di trasporto in importazione di cui il BRP titolare dell’UIE uie risulta assegnatario in modo esplicito (direttamente o per il tramite di altro operatore di mercato) sulla frontiera cui l’unità si riferisce. Le UIE non hanno capacità in prelievo.

uee

La capacità in prelievo KWmax di ciascuna UEE uie ai fini del dispacciamento è funzione

della capacità di trasporto in esportazione di cui il BRP titolare dell’UIE uie risulta assegnatario in modo esplicito (direttamente o per il tramite di altro operatore di mercato) sulla frontiera cui l’unità si riferisce. Le UEE non hanno capacità in immissione.

Sezione 1–3 ‌

Contratti

Articolo 1–3.1 ‌

Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione

1–3.1.1 Stipula dei contratti

Ai fini dell’assegnazione del diritto a immettere e prelevare di cui al punto 1 di cui alla Sezione 1.2, i titolari delle risorse connesse al sistema elettrico, con l’eccezione di TERNA, sono tenuti a concludere con TERNA rispettivamente un contratto di dispacciamento di immissione e un contratto di dispacciamento di prelievo.

Contestualmente alla stipula dei contratti di dispacciamento, il titolare di ciascuna UC e di ciascuna UE stipula il contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica con il DSO competente.

1–3.1.2 Balance Responsible Party (BRP)

Il soggetto che stipula il contratto di dispacciamento:

• assume la qualifica di BRP

• risponde delle obbligazioni nei confronti di TERNA che derivano dal contratto, come disciplinate nel Codice di Rete.

I BRP, qualora contestualmente firmatari del contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica, rispondono altresì delle obbligazioni nei confronti dei DSO nel cui ambito di competenza hanno luogo le immissioni e i prelievi di cui sono titolari, come disciplinate nel Codice di Rete della Distribuzione.

Ciascun BRP stipula:

• un unico contratto di dispacciamento di immissione per tutte le UP, UI, UE, UIE e UEE e UCS di cui è responsabile ivi incluse quelle per cui ha ricevuto mandato ai sensi della Sezione 3.1.3

• un unico contratto di dispacciamento in prelievo per tutte le UC e le UCP di cui è responsabile ivi inclusi quelli per cui ha ricevuto mandato ai sensi della Sezione 3.1.3

• un unico contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica per ciascun DSO nel cui ambito di competenza hanno luogo le immissioni e i prelievi di cui è responsabile, ivi inclusi quelli per cui ha ricevuto mandato ai sensi della Sezione 3.1.3.

1–3.1.3 Interposizione di terzi

Il contratto di dispacciamento può essere concluso direttamente dal titolare delle risorse connesse al sistema elettrico, o per l’interposizione di un terzo nella forma di un mandato senza rappresentanza.

Fatto salvo quanto riportato nella Sezione 3.1.4, in caso di interposizione di terzi, il soggetto che stipula il contratto di dispacciamento deve altresì stipulare il contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica, qualora previsto.

Nel caso di interposizione di terzi la qualifica di BRP è attribuita direttamente al soggetto terzo che ha concluso il contratto di dispacciamento.

1–3.1.4 Obblighi di interposizione di terzi

I clienti finali riforniti nell’ambito dei servizi di vendita dell’energia elettrica di ultima istanza di cui al Testo Integrato Vendita (TIV) delegano la firma del contratto di dispacciamento e la firma del contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica al relativo esercente del servizio.

I clienti finali ricompresi nel servizio di maggior tutela:

• delegano la firma del contratto di dispacciamento all’Acquirente Unico (AU)

• delegano la firma del contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica all’esercente la maggior tutela.

Per le unità di produzione in ritiro dedicato, le UP in scambio sul posto e le UP con tariffa fissa onnicomprensiva, i relativi produttori delegano la firma del contratto di dispacciamento al Gestore dei Servizi Energetici (GSE).

1–3.1.5 Mancata stipula dei contratti di dispacciamento e di trasporto

La conclusione del contratto di dispacciamento costituisce condizione necessaria per l’attivazione della connessione delle UP e delle UI.

La conclusione del contratto di dispacciamento e del contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica costituisce condizione necessaria per l’attivazione della connessione delle UC e delle UE e il conseguente accesso al servizio di trasmissione e al servizio di distribuzione di cui all’Articolo 2 del Testo Integrato Trasporto (TIT).‌

Articolo 1–3.2

Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

1–3.2.1 Stipula del contratto

Sono tenuti a stipulare con TERNA il contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali:

• i titolari delle risorse connesse al sistema elettrico che erogano i servizi ancillari per il bilanciamento o sono abilitate al ridispacciamento

• i titolari delle risorse connesse al sistema elettrico qualificate per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza che intendono partecipare alle procedure di approvvigionamento a termine di cui alla Sezione 15.4

• i titolari delle risorse connesse al sistema elettrico qualificate per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza qualora dette risorse abbiano diritto ai corrispettivi forfettari di cui alla Sezione 15.5

• i titolari delle risorse connesse al sistema elettrico qualificate per il servizio di modulazione straordinaria laddove previsto da TERNA nel Codice di Rete.

1–3.2.2 Balancing Service Provider (BSP)

Il soggetto che stipula il contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali:

• assume la qualifica di BSP

• risponde delle obbligazioni nei confronti di TERNA che derivano dal contratto, come disciplinate nel Codice di Rete.

Il BSP può coincidere con il BRP o essere un soggetto distinto. La coincidenza fra BSP e BRP è obbligatoria per le risorse di stoccaggio 210/2021.

1–3.2.3 Interposizione di terzi

Il contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali può essere concluso direttamente dal titolare delle risorse connesse al sistema elettrico o per l’interposizione di un terzo nella forma di un mandato senza rappresentanza. Nel caso di interposizione di terzi la qualifica di BSP è attribuita direttamente al soggetto terzo che ha concluso il contratto.‌

Articolo 1–3.3

Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica

1–3.3.1 Stipula del contratto

Sono tenuti a concludere con GME il contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica:

• i BRP che intendono partecipare alle piattaforme del mercato dell’energia elettrica organizzate da GME per la compravendita di energia elettrica ai fini di acquisire il diritto a immettere e a prelevare di cui al punto 1 della Sezione 1.2

• i BSP che intendono erogare i servizi ancillari per il bilanciamento e operare sul ridispacciamento nell’ambito del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento di cui alla Sezione 14

• tutti gli altri soggetti che intendono partecipare alle piattaforme del mercato dell’energia elettrica organizzate da GME per la compravendita di energia elettrica.

L’AU e il GSE sono ammessi di diritto al mercato dell’energia elettrica in quanto BRP rispettivamente per le UC appartenenti al servizio di maggior tutela e per le unità di produzione in ritiro dedicato, per le UP in scambio sul posto e le UP con tariffa fissa onnicomprensiva.

1–3.3.2 Operatore di mercato

Il soggetto che stipula il contratto per la partecipazione al mercato dell’energia elettrica:

• assume la qualifica di operatore di mercato

• risponde delle obbligazioni nei confronti del GME che derivano dal contratto, come disciplinate dal Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico (TIDME).

Il GME assume la qualifica di operatore di mercato qualificato.

1–3.3.3 Delega a terzi

I BRP e i BSP possono concludere il contratto per la partecipazione al mercato dell’energia elettrica direttamente oppure possono delegare un soggetto terzo ad operare sui propri portafogli zonali. Nel caso di delega a un terzo la qualifica di operatore di mercato è attribuita direttamente al soggetto terzo firmatario del contratto.

I BRP e i BSP possono delegare la firma del contratto anche solamente per una parte delle immissioni e dei prelievi di cui sono responsabili.

Tutti gli altri soggetti stipulano il contratto per la partecipazione al mercato dell’energia elettrica direttamente con il GME.‌

Articolo 1–3.4

Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia

1–3.4.1 Stipula del contratto

Sono tenuti a concludere con il GME il contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia di cui alla Sezione 12.2:

• i BRP per la registrazione delle transazioni a termine e l’allocazione della capacità di trasporto ai fini dell’acquisizione del diritto a immettere e a prelevare di cui al punto 1 della Sezione 1.2

• gli operatori di mercato che intendono richiedere un Conto Energia in bianco ai sensi della Sezione 12.2.2 o che risultano assegnatari di portafogli zonali di stoccaggio ai sensi della Sezione 10.1.

L’AU e il GSE sono ammessi di diritto alla Piattaforma Conti Energia in quanto BRP rispettivamente per le UC appartenenti al servizio di maggior tutela e per le unità di produzione in ritiro dedicato, per le UP in scambio sul posto e le UP con tariffa fissa onnicomprensiva.

1–3.4.2 Operatore PCE

Il soggetto che stipula il contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia:

• acquisisce la qualifica di operatore della PCE

• risponde delle obbligazioni nei confronti del GME che derivano dal contratto, come disciplinate dal Regolamento per la Piattaforma Conti Energia di cui alla Sezione 4.3.

1–3.4.3 Delega a terzi

I BRP e gli operatori di mercato possono concludere il contratto di adesione alla Piat- taforma per Conti Energia direttamente oppure delegare un operatore di mercato terzo ad operare sui propri Conti Energia. Nel caso di delega a un operatore di mercato terzo la qualifica di Operatore PCE è attribuita direttamente al soggetto terzo firmatario del contratto.

Sezione 1–4 ‌

Regole del mercato

Articolo 1–4.1 ‌

Regole per il dispacciamento

1–4.1.1 Regole di dispacciamento e Codice di Rete

TERNA inserisce le regole per il dispacciamento di cui all’Articolo 3.6 del Decreto Legislativo 79/99 [15] nel Codice di Rete, in coerenza con quanto previsto al riguardo dall’Articolo 1, comma 4, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [26].

Le regole di dispacciamento sono aggiornate da TERNA direttamente o su proposta degli utenti del sistema o del Comitato di Consultazione istituito ai sensi dell’Articolo 1, comma 4, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [26] e sono sottoposte all’approvazione dell’Autorità e del Ministero, ognuno per le parti di propria competenza, secondo la procedura di cui all’Articolo 63 della Deliberazione 250/04 [39], come declinata nel Codice di Rete.

Fatte salve disposizioni specifiche adottate dall’Autorità o dal Ministero in sede di approvazione della proposta di aggiornamento e revisione delle regole di dispacciamento, la nuova versione delle regole stesse entra in vigore con decorrenza dalla pubblicazione sul sito internet di TERNA.‌

Articolo 1–4.2

Disciplina del mercato dell’energia elettrica

Ai sensi dell’Articolo 5.1 delDecreto Legislativo 79/99 [15], il GME predispone il TIDME in cui sono riportate le regole di accesso e di funzionamento del mercato dell’energia elettrica. Ai sensi del medesimo Articolo, il TIDME è approvato dal Ministero, sentita l’Autorità.‌

Articolo 1–4.3

Regolamento della Piattaforma per Conti Energia

Il GME predispone il Regolamento per la Piattaforma per Conti Energia di cui alla Sezione 12.2.

TIDE revisione 1 efficace dal 1 gennaio 2025

Il Regolamento della Piattaforma per Conti Energia è approvato dall’Autorità che si esprime con le medesime modalità previste per l’approvazione del Codice di Rete.‌

Articolo 1–4.4

Convenzione tra TERNA e GME

1–4.4.1 Contenuto della convenzione

TERNA e GME attraverso una o più convenzioni disciplinano:

1. l’affidamento a GME dell’attività di raccolta delle offerte relative al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

2. le modalità per lo scambio tra TERNA e GME delle informazioni rilevanti ai fini del mercato dell’energia elettrica

3. la regolazione delle partite economiche tra TERNA e GME emergenti dal mercato dell’energia elettrica

1–4.4.2 Approvazione della convenzione

Prima della sottoscrizione, lo schema della convenzione ed i relativi aggiornamenti devono essere inviati all’Autorità che ne verifica la conformità con le medesime modalità previste per l’approvazione del Codice di Rete.‌

Articolo 1–4.5

Convenzione tra TERNA e Gestore del SII

1–4.5.1 Contenuto della convenzione

TERNA e il Gestore del SII attraverso una o più convenzioni disciplinano:

1. lo scambio delle informazioni sui BRP e i BSP che hanno sottoscritto il contratto di dispacciamento e il Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali per conto di ciascuna UC

2. la messa a disposizione da parte del SII dei dati di misura delle UC qualificate come UAS o incluse nelle UVA

3. la messa a disposizione da parte del SII dei dati relativi alla potenza disponibile.

1–4.5.2 Approvazione della convenzione

Sezione 1–5 ‌

Modello zonale della rete rilevante

Articolo 1–5.1 ‌

Finalità del modello zonale

TERNA suddivide la rete rilevante in un numero limitato di zone di offerta al fine di rappresentare in modo semplificato i vincoli di trasporto sul sistema elettrico. Le zone di offerta sono definite sulla base dei criteri di cui all’Articolo 33 del Regolamento (UE) 2015/1222 [1], dando maggiore peso ai criteri di natura tecnica legati alla gestione in sicurezza del sistema elettrico.‌

Articolo 1–5.2

Aggiornamento del modello zonale

L’aggiornamento del modello zonale prevede le seguenti attività:

• una analisi preliminare di cui alla Sezione 5.3

• la revisione formale di cui alla Sezione 5.4.

Articolo 1–5.3 ‌

Analisi preliminare

L’analisi preliminare è finalizzata a:

• identificare una o più configurazioni zonali alternative tramite le seguenti metodolo- gie:

1. expert-based : configurazioni zonali derivanti da modifiche alla configurazio- ne zonale in vigore apportate sulla base dell’esperienza e delle evidenze del monitoraggio

2. model-based : configurazioni zonali come aggregati di nodi identificati sulla base di logiche di simulazione o clustering che valutano l’omogeneità all’interno della medesima zona di grandezze quali, ad esempio, i prezzi nodali dell’energia elettrica o la matrice dei Power Transfer Distribution Factors

TIDE revisione 1 efficace dal 1 gennaio 2025

• fornire una prima valutazione delle configurazioni zonali alternative rispetto ai criteri di cui all’Articolo 33 del Regolamento (UE) 2015/1222 [1].

L’analisi preliminare è svolta da TERNA:

• su propria iniziativa sulla base delle evidenze del rapporto di cui alla Sezione 27.2.3 oppure

• su specifica richiesta da parte dell’Autorità.

Gli esiti dell’analisi preliminare sono inviati da TERNA all’Autorità

• contestualmente al rapporto di cui alla Sezione 27.2.3 in caso di analisi preliminare svolta da TERNA di propria iniziativa

• secondo tempistiche definite dall’Autorità in caso di analisi preliminare svolta su richiesta dell’Autorità.

Articolo 1–5.4 ‌

Revisione formale

La revisione formale:

• è avviata dall’Autorità coerentemente con le disposizioni dell’Articolo 32(1)(d) del Regolamento (UE) 2015/1222 [1] entro sei mesi dal ricevimento degli esiti dell’analisi preliminare di cui alla Sezione 5.3

• è svolta secondo le fasi e le tempistiche previste dall’Articolo 14 del Regolamento (UE) 2019/943 [2] e dall’Articolo 32 del Regolamento (UE) 2015/1222 [1].

Articolo 1–5.5 ‌

Approvazione del modello zonale

L’Autorità approva la proposta di revisione del modello zonale secondo i termini di cui all’Articolo 32 del Regolamento (UE) 2015/1222 [1] e all’Articolo 14 del Regolamento (UE) 2019/943 [2], fissandone i termini per l’entrata in vigore.

Parte II ‌

Servizi ancillari nazionali

Sezione 1–6 ‌

Servizi ancillari nazionali globali

Articolo 1–6.1 ‌

Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali

I servizi ancillari nazionali globali rilevanti ai fini del TIDE includono:

1. servizi ancillari per il bilanciamento:

(a) riserva per il contenimento della frequenza (Frequency Containment Reserve) (FCR)

(b) riserva per il ripristino della frequenza (Frequency Restoration Reserve) (FRR)

(d) riserva ultrarapida di frequenza

2. servizi ancillari non relativi alla frequenza

3. servizio di modulazione straordinaria.

Articolo 1–6.2 ‌

Servizi ancillari per il bilanciamento

1–6.2.1 Riserva per il contenimento della frequenza (Frequency Containment Reserve) (FCR)

La fornitura di FCR consiste nel rendere disponibile a TERNA una banda di potenza attiva asservita ad un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare la potenza attiva scambiata con la rete, sia in incremento che in decremento, in risposta ad una variazione di frequenza rilevata a livello locale.

I requisiti per la fornitura del servizio e le caratteristiche del dispositivo automatico di regolazione sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [3].

1–6.2.2 Riserva per il ripristino della frequenza (Frequency Restoration Reserve) (FRR)

La fornitura di riserva per il ripristino della frequenza (Frequency Restoration Reserve) (FRR) consiste nel rendere disponibile a TERNA la modulazione della potenza attiva scambiata con la rete, sia in incremento che in decremento, in risposta a segnali o ordini provenienti da TERNA. Il servizio si suddivide in:

• FRR automatica (aFRR) nell’ambito della quale è messa a disposizione di TERNA una banda di potenza attiva con attivazione asservita ad un dispositivo automatico di regolazione in risposta ad un segnale di livello elaborato ed inviato da TERNA nell’ambito del processo di ripristino della frequenza (Frequency Restoration Process) (FRP)

• FRR manuale (mFRR), nell’ambito della quale la modulazione avviene in risposta ad un ordine di dispacciamento inviato manualmente da TERNA nell’ambito del processo di ripristino della frequenza (Frequency Restoration Process) (FRP).

1–6.2.3 Riserva di sostituzione (Replacement Reserve) (RR)

La fornitura di riserva di sostituzione (Replacement Reserve) (RR) consiste nel rendere disponibile a TERNA la modulazione della potenza attiva scambiata con la rete, sia in incremento che in decremento, in risposta a ordini di dispacciamento inviati manualmente da TERNA con finalità di bilanciamento al di fuori dall’ambito del processo di ripristino della frequenza (Frequency Restoration Process) (FRP).

I requisiti per la fornitura del servizio sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [3].

1–6.2.4 Riserva ultrarapida di frequenza

La fornitura di riserva ultrapida di frequenza consiste nel rendere disponibile a TERNA una banda di potenza attiva asservita ad un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare la potenza attiva scambiata con la rete, sia in incremento che in decremento, in risposta ad una variazione di frequenza rilevata a livello locale.

I requisiti per la fornitura del servizio e le caratteristiche del dispositivo automatico di regolazione sono definiti da TERNA nel Codice di Rete e prevedono tempi di risposta più rapidi rispetto alla FCR.‌

Articolo 1–6.3

Servizi ancillari non relativi alla frequenza

La fornitura dei servizi ancillari non relativi alla frequenza consiste nel rendere disponibili a TERNA risorse per:

1. il controllo dei profili di tensione e dei flussi di potenza reattiva sulla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN)

2. la messa a disposizione di una determinata potenza di corto circuito

3. l’adozione di specifiche misure per assicurare l’inerzia per la stabilità della rete locale

4. il servizio di rifiuto di carico

5. l’adozione di specifiche misure per mitigare le eventuali oscillazioni dinamiche

6. la riaccensione del sistema elettrico attraverso avvio in black start o funzionamento in isola

I requisiti tecnici per la fornitura dei servizi ancillari non relativi alla frequenza sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo, laddove applicabili, con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [3] e al Regolamento (UE) 2017/2196 [5].‌

Articolo 1–6.4

Servizio di modulazione straordinaria

La fornitura del servizio di modulazione straordinaria consiste nel rendere disponibile a TERNA la modulazione, istantanea o con preavviso, della potenza attiva scambiata con la rete sia in incremento che in decremento, da utilizzare come ultima istanza in assenza di ulteriori risorse.

I requisiti tecnici per la fornitura del servizio e le caratteristiche degli eventuali dispositivi automatici di modulazione sono definiti da TERNA nel Codice di Rete, separatamente per:

• modulazione straordinaria istantanea a salire

• modulazione straordinaria istantanea a scendere

• modulazione straordinaria lenta senza preavviso a salire

• modulazione straordinaria lenta senza preavviso a scendere

• modulazione straordinaria con preavviso a salire ‌

• modulazione straordinaria con preavviso a scendere. Tali requisiti possono prevedere, qualora necessario,

• l’inclusione dei dispositivi automatici di modulazione nei sistemi previsti dal piano di difesa del sistema elettrico predisposto ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2196 [5]

• l’installazione di dispositivi di telescatto per asservire la modulazione a scendere all’eventuale scatto di una infrastruttura di rete.

.‌

Articolo 1–6.5

Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali

Per ciascun servizio ancillare nazionale globale, il perimetro di erogazione rappresenta il perimetro all’interno del quale il servizio può essere erogato indifferentemente da qualsiasi risorsa ivi localizzata senza compromettere la sicurezza del sistema elettrico.

Il perimetro di erogazione può essere alternativamente:

1. nodale, coincidente con un nodo n della rete rilevante o con un insieme di nodi limitrofi

2. zonale, coincidente con una zona di offerta z

3. multizonale, coincidente con un insieme di zone di offerta.

TERNA identifica nel Codice di Rete il perimetro di erogazione per ciascun servizio ancillare nazionale globale nel rispetto dei seguenti criteri:

• il perimetro di erogazione è definito in modo tale da massimizzare la concorrenza delle risorse che possono fornire il servizio senza creare ulteriori oneri per il sistema

• per ciascun perimetro di erogazione nodale costituito da un insieme di nodi limitrofi della rete rilevante, TERNA definisce il nodo della rete rilevante a cui riferire il perimetro

• per i servizi ancillari per il bilanciamento il perimetro di erogazione può essere esclusivamente zonale o multizonale.

Articolo 1–6.6

Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali

TERNA:

• attiva le risorse per FRR e RR offerte dai BSP sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento di cui alla Sezione 14, assicurandosi gli opportuni margini nell’ambi- to del ridispacciamento sul medesimo mercato oppure tramite l’approvvigionamento a termine di cui alla Sezione 15.4

• si approvvigiona delle bande per la FCR e la riserva ultra-rapida di frequenza offerte dai BSP tramite le procedure dedicate di cui alla Sezione 15.2

• prevede l’erogazione obbligatoria dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3 da parte di tutte le UP, UC, UI e UE qualificate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.6, assicurandone la presenza in servizio nell’ambito del ridispacciamento sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento di cui alla Sezione 14 oppure tramite l’approvvigionamento a termine dai BSP di cui alla Sezione 15.4

• prevede l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 4, 5 e 6 della Sezione 6.3 da parte di tutte le UP e UC qualificate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.6 in coerenza con i principi di cui al Regolamento (UE) 2017/2196 [5]

• si approvvigiona dai BSP o dai titolare delle risorse connesse al sistema elettrico del servizio di modulazione straordinaria tramite le procedure dedicate di cui alla Sezione 15.3.

Sezione 1–7 ‌

Servizi ancillari nazionali locali

Questa Sezione comprenderà le disposizioni che saranno introdotte dall’Autorità per la definizione del quadro regolatorio di regime dei servizi ancillari nazionali locali in esito alla sperimentazione avviata con la Deliberazione 352/2021/R/eel [40] e e in esito all’evoluzione del quadro regolatorio atteso a livello europeo in tema di prodotti di flessibilità.

Per il momento i servizi ancillari nazionali locali sono gestiti nell’ambito dei relativi progetti pilota.

Parte III ‌

Aggregazioni rilevanti

Sezione 1–8 ‌

Aggregazioni ai fini dell’erogazione dei ser- vizi ancillari nazionali globali e del ridispac- ciamento

Articolo 1–8.1 ‌

Erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento

I servizi ancillari per il bilanciamento e il ridispacciamento possono essere erogati dalle UP, UC, UI e UE:

• in autonomia, in qualità di Unità Abilitate Singolarmente (UAS) di cui alla Sezione 8.2

• in forma aggregata, tramite le Unità Virtuali Abilitate (UVA) distinte in:

– Unità Virtuali Abilitate Nodali (UVAN) di cui alla Sezione 8.3.1 relativamente all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali aventi perimetri di erogazione nodali

– Unità Virtuali Abilitate Zonali (UVAZ) di cui alla Sezione 8.3.2 relativamente all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali aventi perimetri di erogazione zonali o multizonali.

I servizi ancillari non relativi alla frequenza e il servizio di modulazione straordinaria

• sono erogati esclusivamente dalle UP o UC o UI o UE o risorse di emergenza appositamente qualificate per tale servizio

• non possono essere erogati dalle UIE e UEE.

Le UP, le UC e le risorse di emergenza qualificate per i servizi ancillari non relativi alla frequenza e il servizio di modulazione straordinaria non devono essere necessaria- mente abilitate o qualificate all’erogazione di altri servizi ancillari nazionali globali o al ridispacciamento.‌

Articolo 1–8.2

Unità Abilitata Singolarmente (UAS)

L’Unità Abilitata Singolarmente è costituita da una singola UP o da una singola UC connessa o riconducibile ad un nodo n della rete rilevante che è in grado di essere movimentata nell’ambito del ridispacciamento.

L’UAS può essere abilitata all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento.‌

Articolo 1–8.3

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

1–8.3.1 Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN)

L’Unità Virtuale Abilitata Nodale è costituita da più UP diverse dalla tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3 o UC oppure alternativamente da più UI o UE oppure alternativamente da più UP della tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3.

• connesse o riconducibili allo stesso nodo n della rete rilevante o connesse o ricondu- cibili a più nodi limitrofi raggruppabili da un punto di vista della rete rilevante in un unico nodo n

• che non costituiscono singolarmente una UAS

• diverse dagli impianti essenziali per la sicurezza del sistema

• che, considerate in modo aggregato, sono in grado di essere movimentate nell’ambito del ridispacciamento

• gestite da un unico BSP.

Le UVAN possono essere abilitate all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento.

1–8.3.2 Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ)

L’Unità Virtuale Abilitata Zonale è costituita da una o più UP dalla tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3 o UC oppure alternativamente da una o più UI o UE:

• localizzate in una zona di offerta z

• che non costituiscono singolarmente una UAS o che non sono incluse in una Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN) o che non costituiscono singolarmente una Unità non Abilitata da Programmare (UnAP)

• diverse dagli impianti essenziali per la sicurezza del sistema

• che, considerate in modo aggregato, sono in grado di erogare almeno uno dei servizi ancillari per il bilanciamento aventi perimetro di erogazione zonale coincidente con la zona di offerta z o aventi perimetro di erogazione multizonale ricomprendente la zona di offerta z

• gestite da un unico BSP.

Le UVAZ non possono essere movimentate nell’ambito del ridispacciamento.‌

Articolo 1–8.4

Criteri generali per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento

Nel definire i requisiti per l’abilitazione e la qualifica ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento TERNA:

• persegue la massimizzazione delle risorse che possono erogare ciascun servizio ancillare nazionale globale o essere movimentate ai fini del ridispacciamento

• non discrimina le risorse in base alla tecnologia (principio di neutralità tecnologica)

• prevede la possibilità di qualifica asimmetrica solamente per servizi ancillari na- zionali globali o ridispacciamento a salire o per servizi ancillari nazionali globali o ridispacciamento a scendere

• ai fini della fornitura dei prodotti standard di bilanciamento, assicura la coerenza con i criteri di abilitazione definiti a livello europeo ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2195 [4].

Articolo 1–8.5 ‌

Abilitazione per l’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento

1–8.5.1 Requisiti per l’abilitazione

Per i servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento TERNA definisce nel Codice di Rete

• i requisiti che ciascuna UAS e UVA devono rispettare per l’abilitazione per la fornitu- ra di ciascun servizio ancillare o per essere movimentati ai fini del ridispacciamento

• le modalità con cui è identificata la capacità a salire e a scendere di ciascuna UAS e UVA ai fini del bilanciamento e del ridispacciamento

• le modalità con cui le UAS e le UVA abilitate devono dotarsi dei dispositivi necessari a garantire l’integrazione nei sistemi di controllo di TERNA

• le eventuali condizioni in base alle quali una UP o UC debba necessariamente presentare richiesta di abilitazione come UAS

• le modalità con cui TERNA interagisce con i DSO per le verifiche di cui alla Sezione 8.7.

TERNA, anche successivamente all’abilitazione, può effettuare verifiche a campione della rispondenza delle UAS e delle UVA ai criteri sopra riportati, definendo nel Codice di Rete le procedure da adottare nel caso le verifiche diano esito negativo.

1–8.5.2 Procedura per l’abilitazione

Per i servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento, ciascun BSP, secondo le modalità definite da TERNA nel Codice di Rete:

• richiede a TERNA l’abilitazione delle UAS, UVAN e Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ) di cui è responsabile, fornendone la composizione in termini di UP, UC, UI e UE

• indica a TERNA i servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento a salire o a scendere per cui ciascuna UAS, UVAN e UVAZ deve essere abilitata

• comunica e aggiorna a TERNA l’insieme delle UP, delle UC, delle UI e delle UE incluse nelle UVAN e nelle UVAZ di cui è responsabile già abilitate.

In esito alla richiesta di abilitazione TERNA avvia l’interazione con i DSO ai sensi della Sezione 8.7.

TERNA può prevedere l’obbligatorietà della abilitazione come UAS per le UP e le UC che soddisfano le condizioni riportate nel Codice di Rete ai sensi della Sezione 8.5.1.

L’abilitazione come UAS o in aggregato come UVAN è obbligatoria per le UP della tipologia d. della Sezione 2.4.3.‌

Articolo 1–8.6

Qualifica per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza e del servizio di modulazione straordinaria

1–8.6.1 Requisiti per la qualifica

Per ciascuno dei servizi ancillari non relativi alla frequenza e per il servizio di modulazione straordinaria TERNA definisce nel Codice di Rete:

• i requisiti che ciascuna UP, ciascuna UC, ciascuna UI e ciascuna UE devono rispettare per la qualifica per la fornitura del servizio,

• le situazioni e le modalità con cui le UP, UC, UI e UE qualificate devono dotarsi dei dispositivi necessari a garantire l’integrazione nei sistemi di controllo di TERNA o a ricevere comandi inviati da TERNA direttamente o per il tramite del DSO

• le eventuali condizioni in base alle quali una UP o UC debba necessariamente fornire il servizio.

1–8.6.2 Procedura per la qualifica

Per ciascun servizi ancillari non relativi alla frequenza e per il servizio di modulazione straordinaria, TERNA indica nel Codice di Rete:

• i soggetti (titolari, come identificati nella Sezione 2.3, o BSP) autorizzati a presentare la richiesta di qualifica per le UP, UC, UI e UE

• le modalità con cui deve essere presentata la richiesta di qualifica.

TERNA può prevedere l’obbligatorietà della qualifica per le UP e le UC che soddisfano le condizioni riportate nel Codice di Rete ai sensi della Sezione 8.6.1. Per la verifica delle suddette condizioni TERNA si avvale della collaborazione dei DSO alla cui rete le UP e le UC sono connesse, secondo le modalità riportate nel Codice di Rete.‌

Articolo 1–8.7

Verifiche a cura dei DSO

Qualora l’abilitazione o la qualifica per i servizi ancillari nazionali globali e per il ridispac- ciamento coinvolga UP, UC, UI e UE connesse alle reti di distribuzione TERNA informa il relativo DSO.

Il DSO:

1. verifica a priori che l’abilitazione o la qualifica delle UP, UC, UI e UE connesse alla propria rete sia compatibile con l’esercizio in sicurezza della rete stessa; in caso negativo, definisce e comunica a TERNA eventuali limitazioni alle movimentazioni delle suddette UP e UC; le limitazioni possono anche prevedere l’impossibilità di abilitare o qualificare le UP e le UC (c.d. traffic light statico)

2. con riferimento alle varie sessioni del mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento informa TERNA sulle aree di criticità sulla propria rete e su eventuali limitazioni alle movimentazioni per le UP, UC, UI e UE ivi connesse (c.d. traffic light dinamico)

TERNA informa il soggetto che ha presentato la domanda di abilitazione o qualifica delle eventuali limitazioni alle movimentazioni identificate dal DSO e tiene conto di tali limitazioni in sede di attivazione dei servizi ancillari nazionali globali e ai fini del ridispacciamento.

TERNA nel Codice di Rete definisce i dettagli e le tempistiche con cui il DSO definisce e comunica le limitazioni di cui ai punti 1 e 2.‌

Articolo 1–8.8

Capacità delle unità ai fini della partecipazione al mercato per il bilan- ciamento e il ridispacciamento

1–8.8.1 Capacità delle UAS

Per le UAS la capacità di immissione KI e la capacità di prelievo KW

rilevanti ai fini

u u

della partecipazione al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento sono definite come indicato nella Sezione 9.6.1.

1–8.8.2 Capacità delle UVAN e delle UVAZ

La capacità di immissione KI e la capacità di prelievo KW di ciascuna UVAN e di ciascuna

u u

UVAZ u ai fini della partecipazione al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento sono rispettivamente pari alla capacità modulante a salire e alla capacità modulante a scendere per le quali l’unità è stata abilitata ai sensi della Sezione 8.5.1, al netto dell’eventuale capacità asservita ai servizi FCR e riserva ultra-rapida di frequenza ai sensi della Sezione 15.2.‌

Articolo 1–8.9

Responsabilità ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari per il bilancia- mento e ai fini del ridispacciamento

Il BSP assume l’impegno di eseguire le movimentazioni disposte da TERNA per l’eroga- zione dei servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento.

Nel caso in cui un BSP non rispetti gli impegni di cui sopra:

• l’energia non movimentata a salire è considerata ceduta dal BSP a TERNA nell’ambito del dispacciamento ai sensi della Sezione 22

• l’energia non movimentata a scendere è considerata ceduta da TERNA al BSP nell’ambito del dispacciamento ai sensi della Sezione 22.

Sezione 1–9 ‌

Aggregazioni ai fini del diritto e dell’impe- gno a immettere e prelevare

Articolo 1–9.1 ‌

Tipologia di aggregati

Il diritto e l’impegno a immettere e prelevare energia di cui al punto 1 della Sezione 1.2 è attribuito al BRP in relazione alle UP, UC, UI, UE, UIE e UEE considerate:

• in modo autonomo qualora siano:

– Unità Abilitate Singolarmente (UAS) di cui alla Sezione 8.2 distinte in:

∗ UAS di immissione

∗ UAS di prelievo

– Unità non abilitate da programmare (UnAP) di cui alla Sezione 9.3 distinte in:

∗ UnAP di immissione

∗ UnAP di prelievo

• in modo aggregato, attraverso Unità Virtuali non Abilitate (UVnA) distinte in:

– Unità Virtuali Nodali (UVN) di cui alla Sezione 9.4.1 come sottoinsiemi di una UVAN, distinte in:

∗ UVN di immissione

∗ UVN di prelievo

– Unità Virtuali Zonali (UVZ) di cui alla Sezione 9.4.2 distinte in:

∗ UVZ di immissione

∗ UVZ di prelievo

– Unità Virtuali di Importazione (UVI) di cui alla Sezione 9.4.3

– Unità Virtuali di Esportazione (UVE) di cui alla Sezione 9.4.4. Le unità sopra elencate possono essere riclassificate come:

• unità di immissione ossia:

– UAS di immissione

– UnAP di immissione

– UVN di immissione

– UVZ di immissione

• unità di prelievo ossia:

– UAS di prelievo

– UNaP di prelievo

– UVN di prelievo

– UVZ di prelievo

• unità di scambio con l’estero ossia:

– UVI

– UVE

.‌

Articolo 1–9.2

UAS ai fini del diritto a immettere e prelevare

A fini dell’attribuzione del diritto a immettere e prelevare le UAS di cui alla Sezione 8.2 sono distinte in:

• le UAS di immissione, composte da una sola UP

• le UAS di prelievo, composte da una sola UC.

A ciascuna UAS di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.4.3 relativa alla UP che la costituisce.‌

Articolo 1–9.3

Unità non Abilitata da Programmare (UnAP)

L’Unità Non Abilitata da programmare è costituita da una sola UP diversa dalla tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3 o da una sola UC

• connessa o riconducibile ad un nodo n della rete rilevante

• che non costituisce singolarmente una UAS o che non è inclusa in una UVAN

• che soddisfa i criteri di significatività per la programmazione riportati da TERNA nel Codice di Rete; detti criteri possono prevedere valutazioni puntuali sui singoli nodi della rete rilevante, possono prevedere la significatività solo al verificarsi di certe condizioni, possono essere aggiornati nel tempo e devono assicurare la classificazione come UnAP per tutti gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema che non costituiscono singolarmente una UAS.

Le UnAP si distinguono in:

• UnAP di immissione, composte da una sola UP,

• UnAP di prelievo, composte da una sola UC.

A ciascuna UnAP di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.4.3 relativa alla UP che la costituisce.‌

Articolo 1–9.4

Unità Virtuali non Abilitate (UVnA)

1–9.4.1 Unità Virtuali Nodali (UVN)

Le Unità Virtuali Nodali sono i sottoinsiemi in cui sono ripartite le UVAN in funzione dei BRP responsabili per ciascuna UP e UC e della tipologia di ciascuna UP.

Le UVN si distinguono in

• UVN di immissione, costituite esclusivamente da UP:

– incluse nella medesima UVAN

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.4.3

• UVN di prelievo, costituite esclusivamente da UC:

– incluse nella medesima UVAN

– gestite da un unico BRP.

A ciascuna UVN di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.4.3 relative alle UP che la costituiscono.

1–9.4.2 Unità Virtuali Zonali (UVZ)

Le Unità Virtuali Zonali sono gli aggregati in cui confluiscono tutte le UP e le UC gestite dal medesimo BRP non incluse nelle UAS, UnAP e UVN, indipendentemente dall’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali con perimetro di erogazione zonale.

Le UVZ si distinguono in:

• UVZ di immissione, costituite esclusivamente da UP:

– localizzate in una zona di offerta z

– che non costituiscono singolarmente una UAS o che non sono incluse in una UVAN o che non costituiscono singolarmente una UnAP

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.4.3

• UVZ di prelievo, costituite esclusivamente da UC:

– localizzate in una zona di offerta z

– che non costituiscono singolarmente una UAS o che non sono incluse in una UVAN o che non costituiscono singolarmente una UnAP

– gestite da un unico BRP.

A ciascuna UVZ di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.4.3 relativa alle UP che la costituiscono.

L’Unità Virtuale Zonale di immissione è unica per ciascuna tipologia, per ciascun BRP e per ciascuna zona di offerta. Qualora tutte le UP nella responsabilità di un BRP in una zona di offerta z costituiscano singolarmente delle UAS o siano incluse in una UVAN o costituiscano singolarmente una UnAP, al BRP è comunque attribuita nella zona di offerta z una UVZ di immissione relativa alla tipologia di cui al punto a. della Sezione

2.4.3 senza alcuna UP sottesa.

L’Unità Virtuale Zonale di prelievo è unica per ciascun BRP e per ciascuna zona di offerta. Qualora tutte le UC nella responsabilità di un BRP in una zona di offerta z costituiscano singolarmente delle UAS o siano incluse in una UVAN o costituiscano singolarmente una UnAP, al BRP è comunque attribuita nella zona di offerta z una Unità Virtuale Zonale (UVZ) di prelievo senza alcuna UC sottesa.

1–9.4.3 Unità Virtuale di Importazione (UVI)

L’Unità Virtuale di Importazione è costituita dall’insieme delle UI e delle UIE

• localizzate in una zona di offerta z

• gestite da un unico BRP.

1–9.4.4 Unità Virtuale di Esportazione (UVE)

L’Unità Virtuale di Esportazione è costituita dall’insieme delle UE e delle UEE

• localizzate in una zona di offerta z

• gestite da un unico BRP.

Articolo 1–9.5 ‌

Individuazione dei BRP responsabili delle UP, UC, UI, UE aggregate in una UVA

A seguito della abilitazione di ciascuna UAS, UVAN e UVAZ o della comunicazione in merito alle UP, UC, UI e UE incluse in ciascuna unità già abilitata, TERNA identifica i BRP coinvolti in ciascuna unità, avvalendosi delle seguenti informazioni:

• BRP competente per ciascuna UP come risultante da GAUDÌ

• BRP competente per ciascuna UC come risultante dal SII

• BRP competente per ciascuna UI e ciascuna UE come risultante da GAUDÌ.

Ai fini dell’applicazione delle previsioni di cui sopra TERNA coopera con il Gestore del SII secondo le modalità previste dalla convenzione di cui alla Sezione 4.5

TERNA comunica ai BRP, mantenendo l’anonimato relativamente ai BSP:

• la composizione delle UVN di cui sono responsabili e la relativa tipologia

• l’elenco delle UP e UC presenti all’interno delle UVZ di cui sono responsabili incluse in ciascuna UVAZ

• l’elenco delle UI e UE presenti all’interno delle Unità Virtuale di Importazione (UVI) e delle Unità Virtuale di Esportazione (UVE) di cui sono responsabili incluse in ciascuna UVAZ.

TERNA comunica ai BSP, mantenendo l’anonimato relativamente ai BRP:

• la composizione delle UVN in cui è suddivisa ciascuna UVAN di cui sono responsabili con la relativa tipologia

• le UP e le UC che sono gestite dal medesimo BRP incluse nelle UVAZ di cui sono responsabili

• le UI e le UE che sono gestite dal medesimo BRP incluse nelle UVAZ di cui sono responsabili.

TERNA aggiorna, secondo le modalità operative contenute nel Codice di Rete, la composizione delle UVN, delle UVZ, delle UVI e delle UVE per tenere conto dello switching :

• delle UC ai sensi della Deliberazione 487/2015/R/eel [41]

• delle UP ai sensi del Codice di Rete

• delle UI e delle UE ai sensi del Codice di Rete

• dell’attribuzione a ciascun BRP delle UIE e delle UEE in funzione della capacità di trasporto allocata in modo esplicito di cui ciascun BRP risulta assegnatario in modo esplicito (direttamente o per il tramite di altro operatore di mercato).

Articolo 1–9.6 ‌

Capacità delle unità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare

1–9.6.1 Capacità delle unità di immissione e delle unità di prelievo

La capacità di immissione KI e la capacità di prelievo KW di ciascuna unità di immissione

u u

u e di ciascuna unità di prelievo u sono definite come segue:

KW = max 0 , Σ KWmax + Σ KWmax − KFCR↓

KI = max 0 , Σ KImax − KFCR↑

up∈u

dove:

u up

up∈u

uc u

uc∈u

KFCR↑ KFCR↓

è la banda in MW complessivamente asservita ai servizi FCR e riserva ultra-rapida di frequenza a salire ai sensi della Sezione 15.2

è la banda in MW complessivamente asservita ai servizi FCR e riserva ultra-rapida di frequenza a scendere ai sensi della Sezione 15.2

up ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UP up incluse nell’unità u uc ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UP uc incluse nell’unità u

1–9.6.2 Capacità delle unità di scambio con l’estero

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UVI e UVE u è

definita come segue:

KI = Σ KImax + Σ KImax

ui∈u

uie∈u

uie

uee∈u

KW = Σ KWmax + Σ

ue∈u

uee

KWmax

dove:

ui ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UI ui incluse nell’unità u uie ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UIE uei incluse nell’unità u ue ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UE ue incluse nell’unità u uee ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UEE uee incluse nell’unità u

Articolo 1–9.7 ‌

Responsabilità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare

Il BRP ha il diritto ed assume l’impegno di immettere in rete o prelevare dalla rete in ciascuna unità di immissione e unità di prelievo di sua competenza la quantità di energia elettrica corrispondente al programma base di cui è responsabile ai sensi della Sezione 18.

Nel caso in cui un BRP non rispetti gli impegni di cui sopra:

• l’energia immessa in eccesso o prelevata in difetto è considerata ceduta dal BRP a TERNA nell’ambito del dispacciamento ai sensi della Sezione 21

• l’energia immessa in difetto o prelevata in eccesso è considerata ceduta da TERNA al BRP nell’ambito del dispacciamento ai sensi della Sezione 21.

Articolo 1–9.8 ‌

Diligenza, perizia, prudenza e previdenza

1–9.8.1 Comportamento del BRP

In conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza, ciascun BRP è tenuto a:

• assumere in esito a MPE in ciascuna zona di offerta una posizione netta ai sensi della Sezione 13.6 coerente con le migliori stime sulle immissioni e i prelievi delle unità di cui è responsabile

• definire le nomine sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2 per ciascuna UnAP, ciascuna UVZ diversa dalle UVZ di immissione della tipologia di cui alla lettera a. della Sezione 2.4.3, ciascuna UVI e ciascuna UVE di cui è responsabile coerentemente con le migliori stime sulle immissioni e i prelievi di tali unità.

Per le UnAP della tipologia di cui alla lettera a. della Sezione 2.4.3, le disposizioni di cui sopra valgono solamente qualora TERNA abbia richiesto esplicitamente il programma per tali unità ai sensi della Sezione 17.2.3.

1–9.8.2 Comportamento del BSP

In conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza, ciascun BSP è tenuto a definire le nomine sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2 per ciascuna UAS e per ciascuna UVN u di cui è responsabile coerentemente con le migliori stime sulle immissioni e i prelievi di tali unità.

1–9.8.3 Mancato rispetto dei principi di diligenza, perizia, prudenza e previdenza

TERNA segnala all’Autorità, per l’adozione dei relativi provvedimenti di competenza, significativi e reiterati scostamenti dall’applicazione dei principi di diligenza, perizia, prudenza e previdenza da parte dei BRP e dei BSP.

Sezione 1–10 ‌

Aggregazioni ai fini della partecipazione ai mercati dell’energia

Articolo 1–10.1 ‌

Portafogli zonali

Le UP, UC, UI, UE, UIE e UEE partecipano a Mercato Elettrico a Termine (MET) e a MPE per il tramite dei portafogli zonali fisici di cui alla Sezione 10.2.

Ai fini di MET e MPE, sono costituiti altresì i portafogli zonali commerciali di cui alla Sezione 10.3

I portafogli zonali sono identici per tutti i mercati rientranti in MPE. Ciascun portafoglio zonale è abbinato a un BRP e ad una zona di offerta.‌

Articolo 1–10.2

Portafogli zonali fisici

1–10.2.1 Classificazione dei portafogli zonali fisici

I portafogli zonali fisici possono essere:

• portafogli zonali fisici di immissione relativi alle unità di immissione e alle unità di scambio con l’estero

• portafogli zonali fisici di prelievo relativi alle unità di prelievo.

1–10.2.2 Creazione dei portafogli zonali fisici di immissione

Con riferimento alle UAS di immissione diverse da quella della tipologia di cui alla lettera

d. della Sezione 2.4.3, GME attribuisce a ciascun BRP un portafoglio zonale fisico di immissione per ciascuna UAS di cui il BRP è responsabile.

Con riferimento alle UAS di immissione della tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3, GME attribuisce un portafoglio zonale fisico di immissione limitatamente alla capacità non asservita alla disciplina di cui alla Deliberazione 247/2023/R/eel [42], in

quanto per la parte rimanente della capacità dette UAS partecipano a MET e a MPE per il tramite dei contratti standard di time shifting di cui alle UCS.

Con riferimento alle UnAP di immissione, alle UVN di immissione, alle UVZ di immissione e alle unità di scambio con l’estero, i BRP (direttamente o per il tramite degli operatori di mercato da essi delegati ai sensi della Sezione 3.3.3) richiedono a GME la costituzione di uno o più portafogli zonali fisici di immissione nel rispetto dei seguenti criteri:

• un portafoglio zonale fisico di immissione può contenere alternativamente:

– una o più UnAP di immissione diverse dagli impianti essenziali per la sicurezza del sistema, una o più UVN di immissione o una o più UVZ di immissione appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.4.3 localizzate nella medesima zona di offerta

– una UnAP coincidente con un impianto essenziale per la sicurezza del sistema

– una o più unità di scambio con l’estero localizzate nella medesima zona di offerta

• per le UVN di immissione della tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3, il portafoglio zonale fisico di immissione è relativo alla quota di capacità non asservita alla disciplina di cui alla Deliberazione 247/2023/R/eel [42].

GME disciplina nel TIDME le modalità e le tempistiche con cui sono attuate le disposizioni della presente Sezione.

1–10.2.3 Creazione dei portafogli zonali fisici di prelievo

Con riferimento alle UAS di prelievo, GME attribuisce a ciascun BRP un portafoglio zonale fisico di prelievo per ciascuna UAS di cui il BRP è responsabile.

Con riferimento alle UnAP di prelievo, alle UVN di prelievo e alle UVZ di prelievo, i BRP (direttamente o per il tramite degli operatori di mercato da essi delegati ai sensi della Sezione 3.3.3) richiedono a GME la costituzione di uno o più portafogli zonali fisici di prelievo, ognuno composto da una o più unità di prelievo localizzate nella medesima zona di offerta.

GME disciplina nel TIDME le modalità e le tempistiche con cui sono attuate le disposizioni della presente Sezione.

1–10.2.4 Portafogli zonali fisici di default

In assenza di comunicazione da parte del BRP, il GME costituisce un portafoglio zonale fisico per ciascuna unità di competenza del BRP.‌

Articolo 1–10.3

Portafogli zonali commerciali

1–10.3.1 Classificazione dei portafogli zonali commerciali

I portafogli zonali commerciali possono essere:

• portafogli zonali commerciali di prelievo relativi alle unità commerciali di prelievo (UCP) di cui alla Sezione 10.3.2

• portafogli zonali commerciali di stoccaggio relativi alle unità commerciali di stoc- caggio (UCS) alla Sezione 10.3.3.

1–10.3.2 Unità Commerciali di Prelievo (UCP)

Ciascun operatore di mercato può richiedere a TERNA e a GME secondo le modalità riportate nel Codice di Rete e nel TIDME l’attribuzione in ciascuna zona di offerta di un’Unità Commerciale di Prelievo non legata ad alcuna UP, UC, UI, UE, UIE o UEE.

Secondo le modalità riportate nel TIDME e nel Codice di Rete, ai fini della regolazione dei corrispettivi di sbilanciamento di cui alla Sezione 21, l’operatore di mercato che presenta la richiesta può alternativamente:

• assumere il ruolo di BRP per l’UCP qualora abbia già la qualifica di BRP

• stipulare con TERNA il contratto di dispacciamento in prelievo di cui alla Sezione

3.1 al fine di acquisire la qualifica di BRP e diventare responsabile dell’UCP

• indicare un BRP terzo che assume la responsabilità dell’UCP

Ciascuna UCP costituisce un portafoglio zonale commerciale di prelievo a sè stante.

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UCP u sono

definite come segue:

KI = 0

KW = ∞

1–10.3.3 Unità Commerciali di Stoccaggio (UCS)

TERNA costituisce le Unità Commerciali di Stoccaggio per la gestione dei contratti standard di time shifting di cui all’Articolo 11 della Deliberazione 247/2023/R/eel [42].

Ciascuna UCS è associata ai contratti standard di time shifting assegnati ad un operatore di mercato in una data zona di offerta.

Secondo le modalità riportate nel TIDME e nel Codice di Rete, ai fini della regolazione dei corrispettivi di sbilanciamento di cui alla Sezione 21, l’operatore di mercato assegnatario dei contratti standard di time shifting può alternativamente:

• assumere il ruolo di BRP per l’UCS qualora abbia già la qualifica di BRP

• stipulare con TERNA il contratto di dispacciamento in immissione di cui alla Sezione

3.1 al fine di acquisire la qualifica di BRP e diventare responsabile dell’UCS

• indicare un BRP terzo che assume la responsabilità dell’UCS

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UCS u sono

definite in funzione dei vincoli all’esercizio dei contratti standard di time shifting ad essa associati, come specificati ai sensi dell’Articolo 11 della Deliberazione 247/2023/R/eel [42]

TERNA aggiorna, secondo le modalità operative contenute nel Codice di Rete, la capacità

di immissione KI e la capacità di prelievo KW di ciascuna UCS u per tenere conto delle

u u

cessioni dei contratti standard di time shifting sul mercato secondario gestito da GME.‌

Articolo 1–10.4

Capacità dei portafogli zonali

1–10.4.1 Capacità dei portafogli zonali fisici

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascun portafoglio zonale

fisico pf è pari a:

dove:

I I

Σ= K

pf u

Σ= K

u∈pf

W W

pf u

u∈pf

u ∈ pf la sommatoria è estesa a tutte le unità u incluse nel portafoglio zonale pf

Per i portafogli zonali fisici relativi alle UAS e alle UVN della tipologia di cui alla lettera

d. della Sezione 2.4.3 le capacità di immissione KI

e di prelievo KW

sono limitate alla

sola capacità non asservita alla disciplina di cui alla Deliberazione 247/2023/R/eel [42].

GME aggiorna la capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascun

portafoglio zonale pf ogni qualvolta sono aggiornate la capacità di immissione KI e la

capacità di prelievo KW delle unità u incluse nello stesso.

1–10.4.2 Capacità dei portafoglio zonale commerciale

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascun portafoglio zonale

commerciale pf sono risperttivamente pari:

• per i portafoglio zonale commerciale di prelievo alla capacità in immissione KI e alla capacità di prelievo KW della UCP u inclusa nel portafoglio zonale commerciale

• per i portafoglio zonale commerciale di prelievo alla capacità in immissione KI e alla capacità di prelievo KW della UCS u inclusa nel portafoglio zonale commerciale

pf .

Articolo 1–10.5 ‌

Portafogli zonali e operatori di mercato

Per ciascun portafoglio zonale il BRP può presentare offerte direttamente qualora abbia la qualifica di operatore di mercato o delegare un operatore di mercato alla presentazione delle offerte, indicando per ciascuno di essi la frazione della capacità del portafoglio oggetto della delega. La somma delle frazioni oggetto di delega non può eccedere la capacità del portafoglio. Qualora ritenuto opportuno per esigenze gestionali, GME nel TIDME valuta l’opportunità di limitare la delega ad un solo operatore di mercato.

Le offerte relative ai portafogli zonali commerciali composti dalle UCS possono essere presentate esclusivamente dall’operatore di mercato assegnatario dei contratti standard di time shifting associati all’UCS stessa.

GME e TERNA, ognuno per quanto di competenza, definiscono rispettivamente nel TIDME e nel Codice di Rete le modalità con cui ciascun BRP comunica e revoca le deleghe agli operatori di mercato per presentare offerte riferite ai propri portafogli.

Parte IV ‌

Mercato dell’energia elettrica a livello nazionale

Sezione 1–11 ‌

Organizzazione e finalità del mercato dell’e- nergia elettrica a livello nazionale

Articolo 1–11.1 ‌

Organizzazione del mercato dell’energia elettrica

A livello nazionale il mercato dell’energia elettrica si articola in:

• Mercato Elettrico a Termine (MET)

• Mercato Elettrico a Pronti (MPE) organizzato in coerenza con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2015/1222 [1] e suddiviso in:

– Mercato del Giorno Prima (MGP)

– Mercato Infragiornaliero (MI)

• Mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento organizzato in coerenza con le disposizioni in materia di modello central dispatch di cui al Regolamento (UE) 2017/2195 [4] e suddiviso in:

– Integrated Scheduling Process

– Piattaforme di bilanciamento

• Ulteriori procedure specifiche di approvvigionamento per i servizi ancillari nazionali globali

• Mercato per i servizi ancillari nazionali locali

Articolo 1–11.2 ‌

Finalità del mercato dell’energia elettrica

Il mercato dell’energia elettrica a livello nazionale attua il dispacciamento di merito economico introdotto dal Decreto Legislativo 79/99 [15]:

1. consentendo agli operatori di mercato la compravendita di energia elettrica nel rispetto di una rappresentazione semplificata dei vincoli tecnici di produzione e trasporto dell’energia elettrica

TIDE revisione 1 efficace dal 1 gennaio 2025

2. consentendo a TERNA l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali nel rispetto di una rappresentazione di dettaglio dei vincoli tecnici di produzione e trasporto dell’energia elettrica.

L’attività di cui al punto 1 è attuata con considerazione dei soli vincoli tecnici relativi alla capacità massima delle UP e delle UC:

• nel MET senza alcuna rappresentazione della rete elettrica

• nel MPE con rappresentazione della rete elettrica per il tramite del modello zonale di cui alla Sezione 5.1.

L’attività di cui al punto 2 è attuata nel mercato per i servizi ancillari nazionali globali con considerazione dei vincoli tecnici puntuali su ciascuna risorsa ad esso abilitata e con rappresentazione della rete elettrica per il tramite di un modello nodale dettagliato.‌

Articolo 1–11.3

Periodi rilevanti per le transazioni sul mercato dell’energia elettrica

1–11.3.1 Market Time Unit

Le offerte presentate su MGP e MI si riferiscono alla Market Time Unit, come individuata nell’ambito del coupling unico del giorno prima (Single Day-Ahead Coupling) (SDAC) e del Single Intraday Coupling (SIDC) di cui al Regolamento (UE) 2015/1222 [1]. La Market Time Unit rileva anche per le transazioni su MET nonchè può rilevare per le transazioni relative alle piattaforme di bilanciamento, laddove previsto nel implementation framework della piattaforma stessa.

1–11.3.2 Imbalance Settlement Period (ISP)

Le offerte presentate sul Integrated Scheduling Process si riferiscono all’ISP. Per tutte le unità l’ISP è pari al quarto d’ora.

L’ISP rileva anche ai fini della programmazione delle immissioni e dei prelievi ai sensi delle Sezioni 17 e 18, nonchè può rilevare per le transazioni relative alle piattaforme di bilanciamento, laddove previsto nel implementation framework della piattaforma stessa.

Sezione 1–12 ‌

Mercato Elettrico a Termine (MET)

Articolo 1–12.1 ‌

Oggetto del MET

Sul MET avviene la compravendita di energia elettrica con consegna fisica a partire dal secondo giorno di calendario successivo a quello di negoziazione attraverso i seguenti canali:

1. bilateralmente tra operatori di mercato

2. sulle piattaforme Mercato Elettrico a Termine con obbligo di consegna e ritiro (MTE) e Mercato dei Prodotti Giornalieri (MPEG) gestite dal GME

3. su piattaforme gestite da terzi.

Le compravendite di cui ai punti 1 e 3 non sono soggette a regolamentazione da parte dell’Autorità e avvengono nel rispetto degli accordi stipulati direttamente fra gli operatori di mercato o per il tramite dei gestori delle piattaforme.

Le compravendite di cui al punto 2 sono soggette alle disposizioni del TIDME.‌

Articolo 1–12.2

Piattaforma per Conti Energia (PCE)

1–12.2.1 Finalità della PCE

Al fine di eseguire in termini fisici le transazioni su MET, il GME organizza la Piattaforma per Conti Energia (PCE) sulla quale gli operatori della PCE registrano le transazioni eseguite su MET su specifici conti energia come definiti nella Sezione 12.2.2.

1–12.2.2 Conto Energia

A ciascun BRP che ha stipulato, direttamente o per il tramite di un operatore della PCE terzo, il contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia di cui alla Sezione 3.4 il GME intesta

• un Conto Energia in vendita legato ai portafogli zonali fisici di immissione

• un Conto Energia in acquisto legato ai portafogli zonali fisici di prelievo e ai portafogli zonali commerciali di prelievo nella responsabilità del BRP

• un Conto Energia in stoccaggio legato ai portafogli zonali commerciali di stoccaggio nella responsabilità del BRP.

Ai fini di favorire la liquidità dei mercati a termine, ciascun operatore di mercato che ha stipulato, direttamente o per il tramite di un operatore della PCE terzo, il contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia di cui alla Sezione 3.4 può richiedere a GME l’intestazione di un Conto Energia in bianco non legato ad alcun portafoglio zonale.

1–12.2.3 Conti Energia e operatori della PCE

Sono autorizzati ad operare su ciascun Conto Energia in vendita e su ciascun Conto Energia in acquisto c:

• il BRP responsabile del Conto Energia c, qualora abbia la qualifica di operatore della PCE

• operatori della PCE terzi qualora delegati dal BRP responsabile del Conto Energia

Per ciascun Conto Energia in vendita e per ciascun Conto Energia in acquisto il BRP può delegare uno o più operatori della PCE ad operare, indicando per ciascuno di essi la frazione della capacità del conto della delega. La somma delle frazioni oggetto di delega non può eccedere la capacità del conto.

Sono autorizzati ad operare su ciascun Conto Energia in stoccaggio c

• l’operatore di mercato assegnatario dei contratti standard di time shifting associati alle UCS incluse nei portafogli zonali commerciali inclusi nel Conto Energia c, qualora abbia la qualifica di operatore della PCE

• operatori della PCE terzi qualora delegati dall’operatore di mercato assegnatario dei contratti standard di time shifting associati alle UCS incluse nei portafogli zonali commerciali inclusi nel Conto Energia c.

Sono autorizzati ad operare su ciascun Conto Energia in bianco c:

• l’operatore di mercato responsabile del Conto Energia c, qualora abbia la qualifica di operatore della PCE

• operatori della PCE terzi qualora delegati dall’operatore di mercato responsabile del Conto Energia c.

Per ciascun Conto Energia di stoccaggio e per ciascun Conto Energia in bianco l’operatore di mercato può delegare uno o più operatori della PCE ad operare, indicando per ciascuno di essi la frazione della capacità del conto della delega. La somma delle frazioni oggetto di delega non può eccedere la capacità del conto. Qualora ritenuto opportuno per esigenze gestionali, GME nel Regolamento per la Piattaforma Conti Energia di cui alla Sezione

4.3 valuta l’opportunità di limitare la delega ad un solo operatore della PCE.

1–12.2.4 Capacità dei Conti Energia

Per ciascun Conto Energia in acquisto o in vendita o di stoccaggio c, il GME definisce la

capacità in prelievo KW e la capacità in immissione KI:

Σ= K

W W

c pf

pf ∈c

KI = Σ KI

c pf

pf ∈c

dove:

∈

pf c la sommatoria è estesa a tutti i portafogli zonali pf inclusi nel Conto Energia c

Per ciascun Conto Energia in bianco la capacità in prelievo KW e la capacità in immissione

KI sono convenzionalmente definite come:

KI = 0

KW = ∞

1–12.2.5 Assegnazione del diritto a immettere e prelevare

Ai fini dell’assegnazione del diritto di immettere e prelevare energia, ciascun operatore della PCE è tenuto a:

• registrare sui Conti Energia di cui è intestatario le transazioni a termine avvenute su MET come previsto alla Sezione 12.2.6

• convertire la posizione commerciale dei Conti Energia in offerte su MGP come previsto alla Sezione 13.4.1.

1–12.2.6 Registrazione degli acquisti e delle vendite a termine

Per ciascuna transazione tra avvenuta su MET ciascun operatore della PCE è tenuto a registrare sui Conti Energia di cui è intestatario le corrispondenti quantità di vendita V met e di acquisto Amet secondo le modalità definite dal GME nel Regolamento per la

tra tra

Piattaforma Conti Energia di cui alla Sezione 4.3.

In fase di registrazione l’operatore della PCE deve indicare almeno le seguenti informazioni:

1. la tipologia della transazione (acquisto o vendita)

2. la quantità di energia V met (per le vendite) o Amet (per gli acquisti)

tra

3. la Market Time Unit (MTU) h

tra

4. il Conto Energia c sul quale intende registrare la transazione

5. il soggetto controparte della transazione.

1–12.2.7 Posizione netta di un Conto Energia

Per ciascuna MTU h, la posizione netta SMET di un Conto Energia c è pari a:

dove

XXXX = Σ V met − Σ Amet

tra∈c

tra

tra∈c

tra

∈

tra c la sommatoria è estesa a tutte le transazioni tra su MET registrate nel Conto Energia c

1–12.2.8 Verifiche di congruità sulla PCE

A seguito della registrazione di cui alla Sezione 12.2.6, il GME effettua le seguenti verifiche:

MET I

,,−K W ≤ S ≤ K

capienza rispetto alle garanzie prestate ai sensi delle Sezioni 26.1 e 26.2

consenso alla registrazione da parte del soggetto controparte

Se le verifiche danno esito negativo la registrazione è rifiutata. I dettagli delle verifiche e le azioni conseguenti all’eventuale rifiuto della registrazione sono definite dal GME nel Regolamento della Piattaforma Conti Energia di cui alla Sezione 4.3.‌

Articolo 1–12.3

Allocazione a termine della capacità di trasporto

La capacità di trasporto necessaria per l’esecuzione delle transazioni su MET è allocata su MGP secondo le modalità riportate nella Sezione 13.4.

Gli operatori di mercato possono coprirsi rispetto al valore della capacità di trasporto tramite l’acquisto di prodotti a termine offerti dai gestore del sistema di trasmissione (Tansmission System Operator) (TSO) nel rispetto delle disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2016/1719 [6] nella forma di:

• Long Term Transmission Rights a carattere fisico o finanziario

• prodotti specifici di copertura qualora ritenuti più idonei alle esigenze di copertura rispetto ai Long Term Transmission Rights.

Sezione 1–13 ‌

Mercato Elettrico a Pronti (MPE)

Articolo 1–13.1 ‌

Oggetto del MPE

Su MPE avviene la compravendita di energia elettrica con consegna fisica nel giorno di calendario successivo o nel medesimo giorno di calendario in cui avviene la negoziazione. Il MPE è organizzato da GME, che opera in qualità di Nominated Electricity Market Operator (NEMO) designato per l’Italia ai sensi della Lettera di designazione NEMO [7], nel rispetto delle disposizioni del Regolamento (UE) 2015/1222 [1] e si svolge in coupling con gli analoghi mercati a livello europeo. Esso si articola in:

• MGP che si svolge in un’unica asta implicita a livello europeo (SDAC) eseguita il giorno di calendario antecedente al giorno di consegna

• MI, basato su contrattazione continua su piattaforma unica a livello europeo (Cross Border Intraday (XBID)) alternata da una o più aste implicite coordinate a livello europeo (asta infragiornaliera (Intraday Auction) (IDA)) svolte nel giorno di calen- xxxxx antecedente al giorno di consegna o nel giorno di calendario di consegna fino ad un’ora prima della consegna.

Nelle more dell’implementazione delle IDA a livello europeo GME organizza una o più aste implicite coordinate a livello regionale (Italia e paesi confinanti) denominate asta infragiornaliera regionale (Cross-border Regional Intra Day Auction) (CRIDA).‌

Articolo 1–13.2

Ruolo del GME sul MPE

Il GME in quanto NEMO per l’Italia:

• raccoglie le offerte presentate dagli operatori di mercato presentate sul MPE

• condivide, in forma anonima, le offerte ai fini della risoluzione dello SDAC e del SIDC

• riceve gli esiti da parte dello SDAC e da parte del SIDC e ne verifica la coerenza

• rende noti gli esiti agli operatori di mercato e a TERNA

• pubblica gli esiti in forma aggregata

• pubblica il dettaglio delle offerte secondo quanto previsto dall’Articolo 4 del Decreto Ministeriale 29 aprile 2009 [27]

• è controparte centrale degli operatori di mercato e, come tale, si occupa della liquidazione delle partite economiche

• come proprietario di Euphemia, esegue a rotazione l’algoritmo Euphemia per la risoluzione dello SDAC e delle aste implicite di cui al SIDC ricevendo in forma anonima le offerte da parte degli altri NEMO.

Articolo 1–13.3 ‌

Mercato del Giorno Prima

1–13.3.1 Tempistiche di funzionamento

Le tempistiche di funzionamento di MGP sono definite dal GME nel TIDME, conforme- mente al Regolamento (UE) 2015/1222 [1].

1–13.3.2 Informazioni al mercato

Il GME pubblica:

• entro le tempistiche previste dall’Articolo 46(1) del Regolamento (UE) 2015/1222 [1], i limiti di transito fra le zone di offerta o i parametri flow based rilevanti per ciascuna MTU h ricevuti dal competente centro di coordinamento regionale (RCC)

• almeno 30 minuti prima del termine di presentazione delle offerte in MGP la stima della domanda oraria di energia elettrica per ciascuna zona di offerta, ricevuta da TERNA.

1–13.3.3 Tipologie di offerta

La tipologia delle offerte (orari, a blocchi, con condizioni e vincoli specifici) è definita dal GME nel TIDME come sottoinsieme dei prodotti previsti per lo SDAC di cui all’Articolo 9(6)(h) del Regolamento (UE) 2015/1222 [1].

1–13.3.4 Contenuto delle offerte

Per ciascuna offerta o relativa a MGP, gli operatori di mercato devono indicare almeno:

• la MTU h cui è riferita l’offerta

• la tipologia di offerta di cui alla Sezione 13.3.3

• il portafoglio zonale pf cui è riferita l’offerta

• le quantità in vendita V MGP o le quantità in acquisto AMGP

o o

• il prezzo unitario PMGP o altre condizioni di prezzo legate alla tipologia di offerta.

1–13.3.5 Prezzi minimi e massimi

I prezzi unitari PMGP indicati nelle offerte di acquisto e vendita o devono essere compresi fra il prezzo massimo MGP PMGP e il prezzo minimo MGP PMGP .

xxx xxx

1–13.3.6 Verifiche di congruità delle offerte

Al termine di presentazione delle offerte, per ciascuna MTU h il GME procede alla verifica della congruità tecnica delle offerte in base ai seguenti criteri:

o∈pf

,, Σ V MGP ≤ KI

, Σ AMGP ≤ KW

o pf

∈

o pf

capienza delle offerte rispetto alle garanzie prestate ai sensi della Sezione 26.1

vincoli di esercizio previsti per le UCS ai sensi della Deliberazione 247/2023/R/eel [42] dove:

o ∈ pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte o riferite al portafoglio zonale

Se le verifiche danno esito negativo l’offerta è rifiutata. I dettagli delle verifiche e le azioni conseguenti all’eventuale rifiuto dell’offerta sono definite dal GME nel TIDME.

1–13.3.7 Offerte virtuali

TERNA, per ciascuna MTU h per ciascuna zona di offerta z, presenta un’offerta virtuale in vendita ov secondo i seguenti criteri:

,

ov,z

o∈AsP

,PMGP = PMGP

,,V MGP = Σ

AMGP − Σ V MGP

o∈pf pf∈z

dove:

ov,z

max

o ∈ pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte o relative al portafoglio zonale

∈

pf z la sommatoria è estesa a tutti i portafogli zonali pf relativi alla zona di offerta z

caratterizzato da Po = PMGP

o ∈ AsP la sommatoria è estesa a tutte le offerte o rientranti nell’insieme AsP

max

1–13.3.8 Trattamento delle offerte di pari prezzo

Ai fini della risoluzione dello SDAC, in presenza di più offerte in vendita caratterizzate da uno stesso prezzo si applica il seguente ordine di priorità:

1. le offerte in vendita relative ai portafogli zonali contenenti gli impianti essenziali ai fini della sicurezza di cui alla Sezione 28.2.3 in regime ordinario e in regime di reintegrazione dei costi ai sensi degli Articoli 64 e 65 della Deliberazione 111/06

[36] limitatamente alle MTU in cui sono dichiarati indispensabili per la sicurezza del sistema ai sensi dei medesimi Articoli

2. le offerte in vendita relative ai portafogli zonali contenenti unità delle tipologie di cui ai punti a., b. e c. della Sezione 2.4.3

3. le altre offerte in vendita.

Il GME nel TIDME definisce i criteri per la gestione delle situazioni di pari priorità.

1–13.3.9 Prezzo di valorizzazione delle offerte accettate

Il GME valorizza ciascuna offerta relativa ai portafogli zonali di immissione e ai portafogli zonali commerciali di stoccaggio al prezzo zonale PMGP , coincidente con il prezzo marginale calcolato dall’algoritmo dello SDAC relativo alla zona di offerta z cui appartiene il portafoglio zonale pf cui è riferita l’offerta stessa.

Il GME valorizza ciascuna offerta relativa ai portafogli zonali di prelievo e ai portafogli zonali commerciali di prelievo al Prezzo Unico Nazionale PUN di cui alla Sezione 13.3.10

Fanno eccezione le offerte CET di cui alla Sezione 13.4.1, la cui accettazione non dà luogo ad alcuna partita economica su MGP.

1–13.3.10 Prezzo Unico Nazionale (PUN)

Per ciascuna MTU h, il Prezzo Unico Nazionale calcolato PUN è calcolato come:

Σ AMGP × PMGP

Σ A

PUN =

MGP

con

dove:

MGP

ΣA =

o∈pf

pf ∈APPz

MGP

la quantità dell’offerta in acquisto o complessivamente accettata in esito a MGP

è la quantità complessivamente acquistata su MGP nella zona di offerta

z riferite ai portafogli zonali di prelievo

∈

o pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte o presentate su MGP relativamente al portafoglio zonale pf

∈

pf APPz la sommatoria è estesa a tutti i portafogli zonali pf rientranti nell’insieme APPz comprendente i portafogli zonali di prelievo localizzati nella zona di offerta z

Articolo 1–13.4 ‌

Consegna fisica dell’energia scambiata su MET

1–13.4.1 Finalità e offerte CET

Ai fini di poter consegnare fisicamente l’energia scambiata su MET e acquisire il diritto a immettere e prelevare, ciascun operatore della PCE può richiedere la conversione della posizione commerciale PNc del Conti Energia di cui è intestatario in offerte equivalenti da inviare a MGP. Dette offerte sono denominate offerte CET.

1–13.4.2 Registrazione delle offerte CET

Gli operatori della PCE presentano le offerte CET sulla PCE secondo le tempistiche definite dal GME e comunque non oltre il termine di presentazione delle offerte su MGP.

Il GME provvede all’inserimento di tali offerte su MGP.

1–13.4.3 Contenuto delle offerte CET

Le offerte CET sono della tipologia hourly products come definita dall’Articolo 4(1)(a) della Decision ACER 37/2020 [8]. Per ciascuna offerta CET o l’operatore della PCE deve indicare almeno:

• la MTU h cui è riferita l’offerta

• il Conto Energia c cui l’offerta CET è collegata

• il portafoglio zonale pf cui è riferita l’offerta

• la quantità in vendita V CET e la quantità in acquisto ACET .

Nel caso di offerte CET presentate da operatori della PCE aventi la qualifica di operatore di mercato, l’operatore della PCE deve altresì indicare il relativo prezzo unitario PCET .

Nel caso di offerte CET presentate da operatori della PCE non aventi la qualifica di operatore di mercato

PCET =

MGP

min

MGP

max

∀o in vendita

∀o in acquisto

1–13.4.4 Verifiche di congruità delle offerte CET

Per ciascuna offerta CET o e per ciascuna MTU h, il GME procede alla verifica della congruità in base ai seguenti criteri:

,, Σ V CET ≤ KI

o pf

∈

o pf

,min(0, SMET ) ≤ Σ V CET − Σ ACET ≤ max(0, SMET )

, Σ ACET ≤ KW

o∈pf

dove: ,

c o

o∈pf pf∈c

o c

o∈pf pf∈c

∈

o pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte CET o riferite al portafoglio zonale pf

∈

pf c la sommatoria è estesa a tutti i portafogli zonali pf inclusi nel Conto Energia c

GME nel TIDME può prevedere, laddove ritenuto opportuno, verifiche sulla congruità delle garanzie rilasciate ai sensi della Sezione 26.1.

Se le verifiche danno esito positivo l’offerta è accettata, in caso contrario l’offerta è rifiutata. I dettagli delle verifiche e le azioni conseguenti all’eventuale rifiuto dell’offerta sono definite dal GME nel Regolamento per la Piattaforma Conti Energia di cui alla Sezione 4.3.

1–13.4.5 Saldo del Conto Energia

Per ciascuna MTU h, il saldo Sc di ciascun Conto Energia c è pari a:

Sc = Σ V CET − Σ ACET − SMET

o∈pf pf∈c

o c

o∈pf pf∈c

dove:

ACET CET

è la quantità dell’offerta CET in acquisto o accettata in esito a MGP è la quantità dell’offerta CET in vendita o accettata in esito a MGP

o ∈ pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte CET o riferite al portafoglio zonale

pf ∈ c la sommatoria è estesa a tutti i portafogli zonali pf inclusi nel Conto Energia

Nel caso in cui il saldo sia positivo, la quantità Sc > 0 è considerata ceduta dall’operatore della PCE responsabile per il Conto Energia c alternativamente:

• a GME nell’ambito di MGP qualora l’operatore della PCE sia anche operatore di mercato

• a TERNA nell’ambito del dispacciamento in caso contrario.

Nel caso in cui il saldo sia negativo, la quantità Sc < 0 è considerata acquistata dall’operatore della PCE responsabile per il Conto Energia c alternativamente:

• da GME nell’ambito di MGP qualora l’operatore della PCE sia anche operatore di mercato e vi sia capienza con le garanzie di cui alla Sezione 26.1

• da TERNA nell’ambito del dispacciamento in caso contrario.

Articolo 1–13.5 ‌

Mercato Infragiornaliero

1–13.5.1 Tempistiche di funzionamento

Le tempistiche di funzionamento di MI sono definite dal GME nel TIDME conformemente al Regolamento (UE) 2015/1222 [1].

La negoziazione continua su XBID avviene in diverse sessioni, ognuna delle quali compresa fra due aste implicite.

1–13.5.2 Aggiornamento della capacità in immissione e prelievo ai fini del MI

Entro l’avvio della presentazione delle offerte per ciascuna CRIDA, prima dell’inizio di ciascuna sessione di XBID e on esito a ciascun abbinamento di offerte in negoziazione continua su XBID il GME aggiorna il margine a salire M ↑pf e il margine a scendere M ↓pf

relativi a ciascun portafoglio zonale pf e a ciascuna MTU h oggetto della CRIDA o della sessione su XBID come segue:

M ↑pf = KI

− V MPE + AMPE

M ↓pf = KW − AMPE + V MPE

dove:

pf pf pf

MPE

la quantità in vendita complessivamente accettata in esito a MPE fino a quel momento relativamente al portafoglio zonale pf

la quantità in acquisto complessivamente accettata in esito a MPE fino a quel momento relativamente al portafoglio zonale pf

1–13.5.3 Aggiornamento dei margini di transito ai fini di MI

Prima di ciascuna asta CRIDA e prima dell’inizio di ciascuna sessione di negoziazione continua su XBID, TERNA, sulla base dei limiti di transito fra le zone di offerta messi a disposizione dal RCC ai sensi del Regolamento (UE) 2015/1222 [1], calcola i margini di transito ai fini di MI rilevanti per ciascuna MTU h.

Il margine di transito ai fini di MI Mzi,j per il confine fra la zona di offerta zi e la zona di offerta zj è pari per ciascuna MTU h a:

Mzi,j = NTCz MI − NTCz MI

dove:

i,j

NTCz MI

i,j

NTCz MI

è la capacità di trasporto fra la zona di offerta zi e la zona di offerta zj, come determinata e aggiornata dal RCC ai fini di MI per la MTU h

è la capacità di trasporto fra la zona di offerta zi e la zona di offerta zj già allocata per la MTU h in esito a MGP e alle aste CRIDA e alle sessioni di negoziazione continua su XBID precedenti.

1–13.5.4 Informazioni al mercato

Il GME:

• entro l’avvio della presentazione delle offerte per ciascuna CRIDA pubblica i margini di transito Mzi,j per ciascun confine fra la zona di offerta zi e la zona di offerta zj relativi a ciascuna MTU h come ricevuti da TERNA in coerenza con le tempistiche di cui all’Articolo 58(1) del Regolamento (UE) 2015/1222 [1]

↑ ↓

• entro l’avvio della presentazione delle offerte per ciascuna CRIDA e prima dell’inizio di ciascuna sessione di XBID, rende disponibili a ciascun operatore di mercato i valori del margine a salire M pf e del margine a scendere M pf relativi a ciascun portafoglio zonale pf e a ciascuna MTU h oggetto della CRIDA o della sessione su XBID, come determinati in funzione delle transazioni svolte su MPE fino a quel momento.

1–13.5.5 Tipologie di offerta

La tipologia delle offerte (orari, a blocchi, con condizioni e vincoli specifici) è definita dal GME nel TIDME come sottoinsieme dei prodotti previsti per il SIDC di cui all’Articolo 9(6)(h) del Regolamento (UE) 2015/1222 [1].

1–13.5.6 Contenuto delle offerte

Per ciascuna offerta o relativa alle CRIDA, gli operatori di mercato devono indicare almeno:

• la MTU h cui è riferita l’offerta

• la tipologia di offerta di cui alla Sezione 13.5.5

• il portafoglio zonale pf cui è riferita l’offerta

• la quantità in vendita V CR o la quantità in acquisto ACR

o o

• il prezzo unitario PCR o altre condizioni di prezzo legate alla tipologia di offerta.

Per ciascuna offerta relativa alla piattaforma XBID, gli operatori di mercato devono indicare almeno:

• la MTU h cui è riferita l’offerta

• la tipologia di offerta di cui alla Sezione 13.5.5

• il portafoglio zonale pf cui è riferita l’offerta

• la quantità in vendita V XB o la quantità in acquisto AXB

o o

• il prezzo unitario PXB o altre condizioni di prezzo legate alla tipologia di offerta.

1–13.5.7 Prezzi minimi e massimi

I prezzi unitari PCR e PXB indicati nelle offerte di acquisto e vendita o devono essere

o o

max

min

compresi fra il prezzo massimo MI PMI e il prezzo minimo MI PMI .

1–13.5.8 Verifiche di congruità delle offerte

Al termine di presentazione delle offerte per le CRIDA, per ciascuna MTU h il GME procede alla verifica della congruità tecnica delle offerte in base ai seguenti criteri:

,, Σ V CR ≤ M ↑pf ∀h

o∈pf

, Σ ACR ≤ M ↓pf ∀h

∈

o pf

capienza delle offerte rispetto alle garanzie prestate ai sensi della Sezione 26.1

vincoli di esercizio previsti per le UCS ai sensi della Deliberazione 247/2023/R/eel [42] dove:

∈

o pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte o riferite al portafoglio zonale pf

presentate sulla CRIDA

Ogni qual volta sono inserite offerte su XBID per una data MTU h, il GME procede alla verifica della congruità tecnica delle offerte controllando i seguenti criteri:

,, Σ V XB ≤ M ↑pf ∀h

o∈pf

, Σ AXB ≤ M ↓pf ∀h

∈

o pf

capienza delle offerte rispetto alle garanzie prestate ai sensi della Sezione 26.1

vincoli di esercizio previsti per le UCS ai sensi della Deliberazione 247/2023/R/eel [42] dove:

∈

o pf la sommatoria è estesa a tutte le offerte o riferite al portafoglio zonale pf

non ancora abbinate

↑ ↓

Ai fini delle verifiche di congruità i margini M pf , M pf devono intendersi aggiornati ai sensi della Sezione 13.5.2.

1–13.5.9 Trattamento delle offerte di pari prezzo

Ai fini della risoluzione delle CRIDA, in presenza di più offerte di vendita caratterizzate da uno stesso prezzo si segue l’ordine di priorità di cui alla Sezione 13.3.8.

Il GME definisce nel TIDME i criteri per la gestione delle situazioni di pari priorità.

Su XBID, in presenza di più offerte di acquisto o di vendita caratterizzate da uno stesso prezzo, l’abbinamento avviene con priorità di tempo.

1–13.5.10 Prezzo di valorizzazione delle offerte accettate

Sulle CRIDA il GME valorizza ciascuna offerta al prezzo zonale PCR, coincidente con il prezzo marginale calcolato dall’algoritmo delle aste del SIDC relativo alla zona di offerta z cui appartiene il portafoglio zonale pf cui è riferita l’offerta stessa.

Su XBID, il GME valorizza ciascuna offerta al prezzo di abbinamento individuato dalla piattaforma.‌

Articolo 1–13.6

Posizione netta del BRP su MPE

brp,z

Per ciascuna MTU h, la posizione netta in immissione SMPEimm del BRP brp nella zona

di offerta z su MPE è pari a:

ΣS =

MPEimm brp,z

pf ∈A

Spf

con

imm brp,z

Spf = V MPE − AMPE

dove:

pf pf

Spf è la posizione netta di un portafoglio zonale pf

imm brp,z

è l’insieme dei portafogli zonali fisici di immissione nella responsabilità del BRP brp localizzati nella zona di offerta z

brp,z

Per ciascuna MTU h, la posizione netta in prelievo SMPEprel del BRP brp nella zona di

offerta z su MPE è pari a:

ΣS =

MPEprel brp,z

pf ∈A

Spf

dove:

prel brp,z

è l’insieme dei portafogli zonali fisici di prelievo nella responsabilità del BRP

brp localizzati nella zona di offerta z

brp,z

Per ciascuna MTU h, la posizione netta SMPE del BRP brp nella zona di offerta z su

MPE è pari a:

SMPE = SMPEimm + SMPEprel

brp,z

Articolo 1–13.7 ‌

Procedure di back-up

TERNA e GME predispongono opportune azioni di mitigazione o di back-up da intra- prendere nei casi in cui, lo scambio di informazioni fra TERNA e GME rilevante ai fini dell’esecuzione dei mercati non possa essere completato.

Sezione 1–14 ‌

Mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento

Articolo 1–14.1 ‌

Oggetto del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

Sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento, per gli ISP relativi al giorno di calendario successivo o al medesimo giorno di calendario in cui avviene la negoziazione, TERNA:

• al fine di assicurare l’attivazione delle risorse di FRR e RR necessarie al bilanciamento del sistema, seleziona le offerte presentate dai BSP:

– prioritariamente per il tramite dei prodotti standard di bilanciamento scambiati sulle piattaforme di bilanciamento

– in via residuale per il tramite dei prodotti specifici di bilanciamento approvvi- gionati sull’Integrated Scheduling Process

• al fine di:

– garantire la presenza in servizio delle risorse necessarie a coprire i fabbisogni di FRR e RR, al netto dei contributi delle UVAZ attesi sulle piattaforme di bilanciamento e di eventuali risorse approvvigionate tramite sharing agreement con TSO esteri, valutati su base statistica con, laddove ritenuto opportuno, approcci di tipo prudenziale

– garantire la presenza in servizio delle risorse necessarie per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3

– risolvere le congestioni presenti sulla rete rilevante.

ridispaccia sul Integrated Scheduling Process le unità sulla base delle offerte presen- tate dai BSP.

Il mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento è organizzato da TERNA succes- sivamente alla chiusura di MGP secondo un modello central dispatch nel rispetto delle disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/2195 [4].

Per FRR, RR e per i servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3, TERNA ha altresì la facoltà di concludere contratti di approvvigionamento a termine nel rispetto dei criteri di cui alla Sezione 15.4.‌

Articolo 1–14.2 ‌

Ruolo di TERNA sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

TERNA, in quanto responsabile dell’organizzazione del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento:

• si avvale del GME per le attività di raccolta offerte dai BSP e comunicazione degli esiti come elencate alla Sezione 14.3

• partecipa alle piattaforme di bilanciamento in coerenza con gli Articoli 19, 20, 21 e 22 del Regolamento (UE) 2017/2195 [4]

• riceve gli esiti delle piattaforme di bilanciamento

• determina gli esiti dell’Integrated Scheduling Process nel rispetto dei criteri di cui alle Sezioni 14.5.5 e 14.5.4

• è l’unica controparte dei BSP e, come tale, si occupa della liquidazione delle partite economiche, ivi incluse quelle derivanti dalle attivazioni disposte in esito alle piattaforme di bilanciamento.

Articolo 1–14.3 ‌

Ruolo del GME sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

Il GME:

• raccoglie le offerte presentate dai BSP sul mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento

• comunica a TERNA le offerte di cui al punto precedente

• riceve gli esiti del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento da TERNA

• rende noti gli esiti ai BSP

• pubblica gli esiti in forma aggregata

• pubblica il dettaglio delle offerte secondo quanto previsto dall’Articolo 4 del Decreto Ministeriale 29 aprile 2009 [27].

Articolo 1–14.4

Offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

1–14.4.1 Unità ammesse al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

I BSP possono presentare offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento riferite alle UAS e alle UVA abilitate per i servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento.

1–14.4.2 Tipologie di offerta

Le offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento rappresentano la disponi- bilità dei BSP a modificare le immissioni e i prelievi delle UAS e delle UVA di cui sono responsabili ai fini del soddisfacimento delle finalità di cui alla Sezione 14.1.

Per le UAS e le UVAN TERNA nel Codice di Rete definisce le tipologie di offerta nel rispetto dei seguenti criteri:

• massimizzare le risorse che sono rese disponibili da ciascuna unità

• consentire ai BSP di riflettere nelle offerte la struttura dei costi delle unità e gli eventuali vincoli tecnici come riportati su GAUDÌ

Per le UVAZ sono ammesse offerte solamente nella forma dei prodotti standard di bilanciamento scambiati sulle piattaforme di bilanciamento.

1–14.4.3 Contenuto delle offerte

Per ciascuna offerta o sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento i BSP devono indicare almeno:

• l’ISP t o la MTU h cui è riferita l’offerta

• l’unità cui è riferita l’offerta

• la tipologia di offerta fra quelle previste nel Codice di Rete

• il prezzo unitario PMSD o PMB o altre condizioni di prezzo legate alla tipologia di

o o

offerta.

TERNA nel Codice di Rete definisce i criteri per le verifiche di congruità delle offerte.

1–14.4.4 Prezzi minimi e massimi

I prezzi unitari PMSD e PMB indicati nelle offerte o su mercato per il bilanciamento e il

o o

ridispacciamento devono rispettare la condizione PMSDMB > 0.‌

Articolo 1–14.5

Integrated Scheduling Process

1–14.5.1 Tempistiche di funzionamento dell’ Integrated Scheduling Process

L’Integrated Scheduling Process si articola nelle seguenti fasi:

• Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), suddiviso in più sottofasi eseguite in anticipo rispetto al periodo di consegna

• Mercato del Bilanciamento (MB) eseguito in prossimità del tempo reale.

Le tempistiche di funzionamento di MSD e MB sono definite da TERNA in coordinamento con GME:

• nel rispetto delle disposizioni del Regolamento (UE) 2017/2195 [4] in materia di

Integrated Scheduling Process

• in modo da massimizzare le risorse disponibili per il sistema elettrico e di favorirne un utilizzo efficiente.

Le tempistiche sono pubblicate dal GME nel TIDME e da TERNA nel Codice di Rete.

1–14.5.2 Unità ammesse all’ Integrated Scheduling Process

Sono ammesse a presentare offerte sull’Integrated Scheduling Process le UAS e le UVAN abilitate per il ridispacciamento.

I BSP responsabili per tali unità presentano offerte secondo le tipologie di cui alla Sezione 14.4.2.

Le UAS nel periodo di rientro in servizio sono interdette dal mercato.

1–14.5.3 Input all’ Integrated Scheduling Process

Prima di ciascuna sottofase di MSD e prima dell’esecuzione di MB per un dato ISP TERNA:

• determina lo stato iniziale delle UAS e delle UnAP come somma algebrica fra la nomina più recente disponibile sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2 e le eventuali movimentazioni disposte nelle fasi precedenti dell’Integrated Scheduling Process

• determina lo stato iniziale delle UVAN come somma algebrica fra le nomine più recenti disponibili sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2 per le relative UVN e le eventuali movimentazioni disposte nelle fasi precedenti dell’Integrated Scheduling Process

• aggiorna la stima delle immissioni e dei prelievi presenti sui nodi del modello della rete rilevante sulla base dello stato iniziale di cui ai punti precedenti.

1–14.5.4 Modello e algoritmo di ottimizzazione per l’ Integrated Scheduling Process

L’Integrated Scheduling Process è formulato come un modello matematico di ottimizzazione deterministico, ovvero un modello matematico di ottimizzazione con dati incerti, con una funzione obiettivo (FO) che minimizza il costo complessivo secondo un approccio pay as bid e con tutti i vincoli espressi come vincoli rigidi, fatte salve eccezioni debitamente giustificate in cui si utilizzano vincoli elastici.

Il modello matematico di ottimizzazione deterministico, o il modello matematico di ottimizzazione con dati incerti dell’Integrated Scheduling Process è risolto utilizzando un algoritmo di soluzione esatto. Non sono ammessi algoritmi di soluzione euristici.

TERNA riporta nel Codice di Rete

• la descrizione del modello adottato e le specifiche funzionali dell’algoritmo utilizzato per la sua risoluzione

• l’indicazione degli eventuali vincoli elastici introdotti nel modello e le relative giustificazioni

1–14.5.5 Modello della rete rilevante per l’ Integrated Scheduling Process

Nei modello matematico di ottimizzazione deterministico e modello matematico di ottimiz- zazione con dati incerti di cui alla Sezione 14.5.4 si adotta idealmente una rappresentazione della rete rilevante per il tramite di un modello matematico di rete di trasmissione elettrica di tipo modello di rete in CA.

Nel modello reale di cui alla Sezione 14.5.4 TERNA adotta un modello matematico di rete di trasmissione elettrica semplificato nel rispetto dei seguenti criteri:

• su MSD è privilegiato, laddove possibile, un modello di rete in CA; in alternativa è ammesso l’utilizzo di un modello di rete di tipo CCA

• su MB sono ammessi modelli di rete in CA, modelli di rete di tipo CCA o modelli di rete in CC.

Il modello deve essere coerente con quanto pubblicato ai sensi della Sezione 27.2.2.

TERNA specifica nel Codice di Rete la tipologia di modello utilizzato su MSD e su MB e le ragioni alla base della scelta.

1–14.5.6 Informazioni al mercato

In ciascun mese, contestualmente al termine per la determinazione dell’energia immessa e prelevata ai sensi dell’Articolo 22, comma 1, del TIS, per ciascun ISP incluso nel mese TERNA pubblica con riferimento a MSD:

• l’elenco delle linee e dei trasformatori presenti nel modello della rete rilevante pubblicato ai sensi della Sezione 27.2.2 che sono fuori servizio

• la stima delle immissioni e dei prelievi di potenza attiva e reattiva in ciascun nodo del modello della rete rilevante pubblicato ai sensi della Sezione 27.2.2

• il fabbisogno in MW separatamente per aFRR, mFRR e RR come determinato in coerenza con le disposizioni del LFC Block Agreeement relativo al Load Frequency Control block (LFC block) Italia

• vincoli relativi all’approvvigionamento dei servizi di cui al punto 14.1 della Sezione

14.1 rilevanti ai fini di MSD

• i parametri utilizzati per la formulazione di eventuali vincoli elastici rilevanti per la risoluzione di MSD.

• l’elenco delle linee e dei trasformatori presenti nel modello della rete rilevante pubblicato ai sensi della Sezione 27.2.2 che sono fuori servizio, qualora aggiornato rispetto all’elenco pubblicato con riferimento a MSD

• la stima delle immissioni e dei prelievi di potenza attiva e reattiva in ciascun nodo del modello della rete rilevante pubblicato ai sensi della Sezione 27.2.2

• vincoli relativi all’approvvigionamento dei servizi di cui al punto 14.1 della Sezione

14.1 rilevanti ai fini di MB

• i parametri utilizzati per la formulazione di eventuali vincoli elastici rilevanti per la risoluzione di MB.

1–14.5.7 Prezzo di valorizzazione delle offerte accettate

In ciascun ISP TERNA valorizza le offerte accettate sull’Integrated Scheduling Process al prezzo offerto PMSD o PMB da ciascun BSP (modello pay as bid ).

o o

1–14.5.8 Output dell’ Integrated Scheduling Process

In esito a ciascuna sottofase di MSD per ciascun ISP oggetto della sottofase TERNA identifica almeno:

• le offerte accettate riferite a ciascuna UAS e a ciascuna UVAN

• la quantità Q↑MSD complessivamente approvvigionata a salire su MSD in ciascuna zona di offerta z e il relativo prezzo medio di attivazione P↑MSD

• la quantità Q↓MSD complessivamente approvvigionata a scendere su MSD in ciascuna zona di offerta z e il relativo prezzo medio di attivazione P↓MSD

• gli eventuali intervalli di fattibilità in cui dovrà ricadere lo stato iniziale per MB per ciascuna UAS e ciascuna UVAN.

In esito a MB per ciascun ISP TERNA identifica almeno:

• le offerte accettate riferite a ciascuna UAS e a ciascuna UVAN

• la quantità Q↑MB complessivamente approvvigionata a salire su MB ai fini del

bilanciamento in ciascuna zona di offerta z e il relativo prezzo medio di attivazione

P↑MB

↓

• la quantità Q MB complessivamente approvvigionata a scendere su MB ai fini del bilanciamento in ciascuna zona di offerta z e il relativo prezzo medio di attivazione P↓MB

↑

• la quantità Q MBoth complessivamente approvvigionata a salire su MB per finalità diverse dal bilanciamento in ciascuna zona di offerta z e il relativo prezzo medio di attivazione P↑MBoth

• la quantità Q↓MBoth complessivamente approvvigionata a scendere su MB per

finalità diverse dal bilanciamento in ciascuna zona di offerta z e il relativo prezzo medio di attivazione P↓MBoth

Ulteriori dettagli in merito agli esiti dell’Integrated Scheduling Process sono definiti da TERNA nel Codice di Rete.‌

Articolo 1–14.6

Piattaforme di bilanciamento

1–14.6.1 Partecipazione di TERNA alle piattaforme di bilanciamento

TERNA partecipa alle piattaforme di bilanciamento nel rispetto delle regole specifiche previste per ciascuna di essa nel relativo implementation framework predisposto ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2195 [4]. In particolare TERNA:

• formula la domanda per l’approvvigionamento delle risorse di RR, mFRR e aFRR per la copertura del proprio fabbisogno a salire e scendere in MWh

• condivide le offerte per l’erogazione di RR, mFRR e aFRR, previa conversione delle stesse, laddove necessaria, in prodotti standard di bilanciamento

• attiva le risorse di RR, mFRR e aFRR sulla base degli esiti ricevuti dalle piattaforme di bilanciamento

• rende disponibili alla piattaforme di bilanciamento le informazioni previste dai relativi implementation framework.

1–14.6.2 Offerte rilevanti per le piattaforma di bilanciamento

Ai fini della partecipazione alle piattaforme di bilanciamento, TERNA condivide le offerte relative alle UAS e alle UVA.

Per le UAS e le UVAN, TERNA converte le offerte presentate sul Integrated Scheduling Process in prodotti standard di bilanciamento ai sensi dell’Articolo 27 del Regolamento (UE) 2017/2195 [4]. TERNA prevede nel Codice di Rete la facoltà per i BSP responsabili delle UAS e delle UVAN di indicare prezzi specifici per le offerte convertite e condivise sulle piattaforme di bilanciamento.

Per le UVAZ e TERNA utilizza le offerte direttamente presentate dai BSP nella forma di prodotto standard di bilanciamento.

1–14.6.3 Informazioni al mercato

Contestualmente alla presentazione delle offerte per la copertura del proprio fabbisogno in MWh di RR e mFRR sulle relative piattaforme di bilanciamento, TERNA pubblica per ciascun ISP il volume in MWh complessivamente richiesto per ciascun servizio in ciascuna zona di offerta, separatamente a salire e a scendere.

1–14.6.4 Prezzo di valorizzazione delle offerte accettate

TERNA valorizza le offerte accettate in esito alle piattaforme di bilanciamento:

• al prezzo marginale PRR relativo alla zona di offerta z per le risorse localizzate nella zona di offerta z attivate sulla piattaforme di bilanciamento per RR

• al prezzo marginale PmFRR relativo alla zona di offerta z per le risorse localizzate nella zona di offerta z attivate sulla piattaforme di bilanciamento per mFRR

• al prezzo marginale PaFRR relativo all’Load Frequency Control Area (LFC area) a per le risorse localizzate nell’LFC area a attivate sulla piattaforme di bilanciamento per aFRR.

I prezzi marginali di cui ai punti precedenti sono determinati in coerenza con le disposizioni di cui agli implementation framework relativi a ciascuna piattaforma di bilanciamento e con le disposizioni di cui alla metodologia di pricing dell’energia di bilanciamento di cui all’Articolo 30(1) del Regolamento (UE) 2017/2195 [4].

1–14.6.5 Output delle piattaforme di bilanciamento

In esito alla partecipazione alle piattaforme di bilanciamento per ciascun ISP TERNA determina almeno:

• la quantità Q↑RR complessivamente approvvigionata a salire e la quantità Q↓RR

complessivamente approvvigionata a scendere sulla piattaforma di bilanciamento per RR

• la quantità Q↑mFRR

complessivamente approvvigionata a salire e la quantità

Q↓mFRR

complessivamente approvvigionata a scendere sulla piattaforma di bi-

lanciamento per mFRR in ciascuna zona di offerta z

• la quantità Q↑aFRR complessivamente approvvigionata a salire e la quantità Q↓aFRR

complessivamente approvvigionata a scendere sulla piattaforma di bilanciamento per aFRR in ciascuna zona di offerta z.

Per le piattaforme di bilanciamento per RR e per mFRR, le quantità complessivamente approvvigionate a salire Q↑RR e Q↑mFRR e a scendere Q↓RR e Q↓mFRR coincidono con

la parte del fabbisogno espresso da TERNA su ciascuna piattaforma in ciascuna zona di offerta z che è stato accettato sulla piattaforma stessa.

Per la piattaforma di bilanciamento per aFRR le quantità complessivamente approvvigio- nate a salire Q↑aFRR e a scendere Q↓aFRR in ciascuna zona di offerta z sono determinate

a partire dal valore dell’errore di controllo del ripristino della frequenza (FRCE) per l’LFC

area che include la zona di offerta z secondo i criteri riportati nel Codice di Rete.

Qualora le offerte presentate sulle piattaforme di bilanciamento siano riferite ad una MTU, in caso di non coincidenza fra MTU e ISP, le quantità complessivamente approvvigionate a salire e a scendere in ciascun ISP sono determinate ripartendo le quantità complessivamente approvvigionate a salire e a scendere in ciascuna MTU fra tutti gli ISP inclusi nella MTU medesima secondo i criteri riportati nel Codice di Rete.‌

Articolo 1–14.7

Esito del mercato per i servizi ancillari nazionali globali

1–14.7.1 Esiti puntuali per BSP

Per ciascun ISP t, TERNA rende disponibili a ciascun BSP, eventualmente per il tramite di GME:

• al termine di ciascuna sottofase di MSD

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste a ciascuna unità nella sottofase considerata

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste a ciascuna unità in tutte le sottofasi svolte fino a quel momento

– gli eventuali intervalli di fattibilità relativi a ciascuna unità come identificati ai sensi della Sezione 14.5.8.

• a titolo provvisorio entro 30 minuti dal termine dell’ISP, a titolo consolidato entro il giorno successivo a quello di competenza e a titolo definitivo contestualmente alla determinazione dell’energia immessa e prelevata secondo le tempistiche di cui all’Articolo 22, comma 1, del TIS

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste a ciascuna unità su MB, separatamente per finalità di bilanciamento e per finalità diverse dal bilanciamento

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste a ciascuna unità su ciascuna piattaforma di bilanciamento

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste a ciascuna unità sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

– i relativi programmi di movimentazione di cui alla Sezione 18.3.

1–14.7.2 Esiti aggregati

Per ciascun ISP t, TERNA rende disponibili eventualmente per il tramite di GME:

• al termine di ciascuna sottofase di MSD

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste in ciascuna zona di offerta nella sottofase considerata e i relativi prezzi medi di attivazione

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste in ciascuna zona di offerta in tutte le sottofasi svolte fino a quel momento e i relativi prezzi medi di attivazione

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste in ciascuna zona di offerta su MB separatamente per finalità di bilanciamento e per finalità diverse dal bilanciamento e i relativi prezzi medi di attivazione

– le quantità a salire e a scendere complessivamente richieste in ciascuna zona di offerta su ciascuna piattaforma di bilanciamento e i relativi prezzi marginali di cui alla Sezione 14.6.4

Sezione 1–15 ‌

Procedure specifiche di approvvigionamento per i servizi ancillari nazionali globali

Articolo 1–15.1 ‌

Risorse approvvigionate con procedure specifiche

TERNA provvede ad approvvigionare con procedure specifiche distinte dal mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento i seguenti servizi ancillari nazionali globali:

• FCR e riserva ultra-rapida di frequenza secondo le modalità di cui alla Sezione 15.2

• il servizio di modulazione straordinaria secondo le modalità di cui alla Sezione 15.3.

TERNA può altresì approvvigionare a termine antecedentemente al mercato per il bi- lanciamento e il ridispacciamento la FRR, la RR e i servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3 nel rispetto dei criteri di cui alla Sezione 15.4.

A copertura delle perdite di energia attiva sostenute dalle UP, UC, UI e UE qualificate per i servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3, TERNA può prevedere altresì il versamento di corrispettivi forfettari nel rispetto dei criteri di cui alla Sezione 15.5.‌

Articolo 1–15.2

Approvvigionamento della FCR e della riserva ultra-rapida di frequenza

1–15.2.1 Oggetto delle procedure di approvvigionamento

TERNA si approvvigiona dai BSP delle bande di potenza in MW per l’erogazione di FCR e di riserva ultra-rapida di frequenza esclusivamente tramite procedure di mercato basate su aste del tipo system marginal price sulle quali i BSP presentano offerte in €/MW.

Le bande in MW asservite a ciascuno dei servizi devono rimanere distinte.

1–15.2.2 Unità ammesse alle procedure di approvvigionamento

I BSP possono presentare offerte nell’ambito delle procedure di mercato per l’approvvigio- namento di FCR e di riserva ultra-rapida di frequenza riferite alle UAS e alle UVA abilitate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.5. Dette unità singolarmente o in aggregato sono identificate con l’acronimo UFCR.

1–15.2.3 Tempistiche delle procedure di approvvigionamento

TERNA si approvvigiona della FCR e della riserva ultra-rapida di frequenza nel rispetto dei seguenti criteri:

• esecuzione di procedure di approvvigionamento distinte per ciascun servizio

• per ciascun servizio obbligo di almeno una procedura di mercato a pronti su base giornaliera da eseguirsi prima del termine di presentazione delle offerte su MGP

• possibilità di esecuzione di procedure di mercato a termine su base settimanale, mensile o annuale

• possibilità di approvvigionamento contestuale dei servizi a salire e a scendere (bande simmetriche) o di approvvigionamento separato dei servizi a salire e a scendere (bande asimmetriche).

Le tempistiche di presentazione delle offerte e della pubblicazione degli esiti e le relative regole d’asta sono definite da TERNA nel Codice di Rete. A tale scopo TERNA assicura che i BSP ricevano gli esiti in tempo utile per la presentazione delle offerte su MPE e su mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento.

1–15.2.4 Informazioni al mercato

Entro 30 minuti prima del termine di presentazione delle offerte, TERNA pubblica:

• i perimetri di erogazione rilevanti per la FCR e per la riserva ultra-rapida di frequenza

• il fabbisogno in MW di FCR per ciascuno dei perimetri di cui al punto precedente e per ciascun ISP oggetto della procedura di approvvigionamento come determinato in coerenza con le disposizioni del Synchronous Area Framework Agreement (SAFA)

• il fabbisogno in MW di riserva ultra-rapida di frequenza per ciascuno dei perimetri di cui al punto precedente e per ciascun ISP oggetto della procedura di approvvigio- namento come determinato in coerenza con le disposizioni contenute nel Codice di Rete.

1–15.2.5 Contenuto delle offerte

Per ciascuna offerta relativa all’approvvigionamento della FCR e della riserva ultra-rapida di frequenza i BSP devono indicare almeno:

• l’ISP t cui è riferita l’offerta

• la quantità in MW messa a disposizione di TERNA

• il prezzo unitario ‌

• l’Unità ammessa alle procedure di mercato per la FCR (UFCR) cui è riferita l’offerta.

Ulteriori dettagli in merito al contenuto delle offerte e alle relative verifiche di congruità sono definiti da TERNA nel Codice di Rete.

1–15.2.6 Valorizzazione delle offerte accettate

TERNA valorizza le offerte accettate in esito alle procedure di approvvigionamento:

• al prezzo marginale PFCR relativo al perimetro di erogazione e per le offerte per l’erogazione della FCR relative alle UFCR localizzate nel perimetro e

• al prezzo marginale PfastFCR relativo al perimetro di erogazione e per le offerte per l’erogazione della riserva ultra-rapida di frequenza relative alle UFCR localizzate nel perimetro e.

1–15.2.7 Misura dell’energia erogata

TERNA nel Codice di Rete definisce le specifiche dei dispositivi per la misura dell’energia Efreq erogata da ciascuna UAS e UVA a titolo di FCR e riserva ultra-rapida di frequenza. I BSP possono scegliere se installare questi dispositivi presso le UAS e le UVA abilitate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.5.

1–15.2.8 Trattamento dell’energia erogata

Per le UAS e le UVA dotate dei dispositivi di misura dell’energia erogata di cui alla Sezione 15.2.7, l’energia Efreq :

• è determinata dai dispositivi stessi

• non dà luogo ad alcuna remunerazione dell’energia erogata in €/MWh

• contribuisce alla modulazione ai fini del settlement di cui alla Sezione 19.2.

Per le UAS e le UVA non dotate dei dispositivi di misura dell’energia erogata di cui alla Sezione 15.2.7, l’energia Efreq è nulla e conseguntemente:

• non dà luogo ad alcuna remunerazione dell’energia erogata in €/MWh

• non contribuisce alla modulazione ai fini del settlement di cui alla Sezione 19.2.

Articolo 1–15.3

Approvvigionamento del servizio di modulazione straordinaria

1–15.3.1 Oggetto delle procedure di approvvigionamento

TERNA approvvigiona il servizio di modulazione straordinaria alternativamente tramite:

• selezione delle UP e delle UC con procedure di mercato con prodotti di durata non superiore all’anno basate su aste del tipo system marginal price con struttura di offerta e remunerazione appositamente definite

• asservimento obbligatorio ad un dispositivo automatico di modulazione per deter- minate UP e UC che rispettano i requisiti riportati nel Codice di Rete ai sensi della Sezione 8.6.1 con potenziale remunerazione per la disponibilità o l’attivazione

Le modalità di approvvigionamento possono essere distinte per:

• modulazione straordinaria istantanea a salire

• modulazione straordinaria istantanea a scendere

• modulazione straordinaria con preavviso a salire

• modulazione straordinaria con preavviso a scendere.

TERNA specifica nel Codice di Rete le modalità di approvvigionamento previste per ciascun servizio, motivando adeguatamente la propria scelta.

1–15.3.2 Unità ammesse alle procedure di approvvigionamento

In caso di selezione con procedure di mercato, le offerte devono essere riferite alle UP e le UC qualificate per per l’erogazione del servizio di modulazione straordinaria ai sensi della Sezione 8.6.

TERNA definisce nel Codice di Rete se le offerte debbano essere presentate direttamente dai titolari delle risorse connesse al sistema elettrico oppure per il tramite dei BSP.

1–15.3.3 Tempistiche delle procedure di approvvigionamento

In caso di selezione con procedure di mercato, TERNA approvvigiona il servizio di modulazione straordinaria con procedure a termine da svolgersi almeno 15 giorni solari di anticipo rispetto all’inizio del periodo di consegna o con procedure a pronti.

Le tempistiche di presentazione delle offerte e della pubblicazione degli esiti, i dettagli sul contenuto delle offerte e le relative regole d’asta sono definite da TERNA nel Codice di Rete.

1–15.3.4 Informazioni al mercato

In caso di selezione con procedure di mercato, entro 10 giorni prima del termine di presentazione delle offerte, TERNA pubblica:

• i perimetri di erogazione rilevanti per l’approvvigionamento del servizio di modula- zione straordinaria

• il fabbisogno in MW per il servizio di modulazione straordinaria per ciascuno dei perimetri di cui al punto precedente

• i criteri per la determinazione della remunerazione per ciascun evento di distacco, qualora prevista.

1–15.3.5 Valorizzazione delle offerte accettate

In caso di selezione con procedure di mercato, TERNA valorizza le offerte accettate secondo i criteri definiti nel bando delle procedure stesse.

Il distacco effettivo delle UP e delle UC selezionate per il servizio di modulazione straordinaria:

• può dare luogo ad una remunerazione per ciascun evento, qualora prevista da TERNA

• è contabilizzato nell’energia di modulazione a salire e a scendere ai sensi della Sezione 19.2.2,con attribuzione di una specifica compensazione per il BRP responsabile della UP e della UC stessa ai sensi della Sezione 22.3.3.

Articolo 1–15.4 ‌

Approvvigionamento a termine dei servizi ancillari nazionali globali

1–15.4.1 Contratti a termine

In deroga all’approvvigionamento e al ridispacciamento di cui alla Sezione 14, TERNA può concludere con i BSP contratti di approvvigionamento a termine per FRR, per RR e per i servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3.

L’approvvigionamento a termine di cui alla presente Sezione è consentito purché le relative procedure di stipula e le relative condizioni economiche:

• siano conformi agli obiettivi di cui alla Sezione 15.4.2

• siano approvati da parte dell’Autorità ai sensi della Sezione 15.4.3.

1–15.4.2 Obiettivi per i contratti a termine

Nel definire le procedure di stipula e le condizioni economiche per i contratti a termine per FRR, RR e i servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3 TERNA deve:

• dimostrare, tramite una apposita analisi costi benefici, che l’approvvigionamento a termine risulti economicamente più conveniente rispetto all’approvvigionamento diretto o indiretto tramite il mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento; l’analisi deve tenere in considerazione l’eventuale assenza di capacità disponibile per i vari servizi

• offrire un segnale trasparente sul valore economico di ciascun servizio ancillare nazionale globale.

1–15.4.3 Proposta per i contratti a termine

Ogni qualvolta intenda avvalersi dell’approvvigionamento a termine di FRR, RR e dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3, TERNA trasmette all’Autorità per l’approvazione una proposta recante le procedure di stipula dei relativi contratti e le condizioni economiche che si intende applicare sia in termini di remunerazione della disponibilità a eseguire il servizio sia in termini di remunerazione dell’effettiva erogazione del servizio.

La proposta è accompagnata da una relazione tecnica che ne evidenzi la conformità con gli obiettivi di cui alla Sezione 15.4.2.‌

Articolo 1–15.5

Corrispettivi forfettari per i servizi ancillari non relativi alla frequenza

A copertura delle perdite di energia attiva sostenute dalle UP, UC, UI e UE qualificate per i servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3, TERNA nel Codice di Rete può prevedere un apposito corrispettivo forfettario da corrispondere al BSP responsabile di ciascuna risorsa.

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Table of Contents

Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE

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Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE

Indice‌

Versioni e organizzazione del TIDE‌‌

Versione attuale

Aggiornamenti precedenti

Organizzazione del documento

Parte I‌

Oggetto e definizione di elementi funzionali alla disciplina

Finalità e oggetto

Finalità

Oggetto

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Punti di connessione

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Titolarità delle risorse connesse al sistema elettrico ai fini del dispaccia- mento

Mappatura delle UP

Mappatura delle UC

Mappatura delle UI e delle UE

Costituzione delle UIE e delle UEE

Pubblicazione dei criteri di identificazione

Capacità delle risorse connesse al sistema elettrico ai fini del dispaccia- mento

Contratti

Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione

Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica

Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia

Regole del mercato

Regole per il dispacciamento

Disciplina del mercato dell’energia elettrica

Regolamento della Piattaforma per Conti Energia

Convenzione tra TERNA e GME

Convenzione tra TERNA e Gestore del SII

Modello zonale della rete rilevante

Finalità del modello zonale

Aggiornamento del modello zonale

Analisi preliminare

Revisione formale

Approvazione del modello zonale

Parte II‌

Servizi ancillari nazionali

Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali

Servizio di modulazione straordinaria

Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali

Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali

Parte III‌

Aggregazioni rilevanti

Aggregazioni ai fini dell’erogazione dei ser- vizi ancillari nazionali globali e del ridispac- ciamento

Erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento

Unità Abilitata Singolarmente (UAS)

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

Criteri generali per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento

Abilitazione per l’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento

Qualifica per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza e del servizio di modulazione straordinaria

Verifiche a cura dei DSO

Capacità delle unità ai fini della partecipazione al mercato per il bilan- ciamento e il ridispacciamento

Responsabilità ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari per il bilancia- mento e ai fini del ridispacciamento

Aggregazioni ai fini del diritto e dell’impe- gno a immettere e prelevare

Tipologia di aggregati

Unità non Abilitata da Programmare (UnAP)

Unità Virtuali non Abilitate (UVnA)

Individuazione dei BRP responsabili delle UP, UC, UI, UE aggregate in una UVA

Capacità delle unità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare

Responsabilità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare

Diligenza, perizia, prudenza e previdenza

Aggregazioni ai fini della partecipazione ai mercati dell’energia

Portafogli zonali

Portafogli zonali fisici

Portafogli zonali commerciali

Parte IV‌

Mercato dell’energia elettrica a livello nazionale

Organizzazione e finalità del mercato dell’e- nergia elettrica a livello nazionale

Organizzazione del mercato dell’energia elettrica

Finalità del mercato dell’energia elettrica

Periodi rilevanti per le transazioni sul mercato dell’energia elettrica

Mercato Elettrico a Termine (MET)

Oggetto del MET

Piattaforma per Conti Energia (PCE)

Allocazione a termine della capacità di trasporto

Mercato Elettrico a Pronti (MPE)

Oggetto del MPE

Indice ‌

Versioni e organizzazione del TIDE ‌‌

Parte I ‌

Parte II ‌

Parte III ‌

Parte IV ‌