Allegato: Condizioni di prequalifica

Abbreviazione	Termini
GB	Gruppo di bilancio
GBER	Gruppo di bilancio dell'energia rinnovabile
GSC	Gestore di sistema confinante
EIC	Energy Identification Code
SRI	Sistema di misura in conto energia
DPS	Delivery responsible Party Schedule
CD	Commercializzazione diretta
GIC	Gestore degli impianti dei clienti
GCE	Gestore della centrale elettrica
MOL	Merit Order List
LER	Limited Energy Reservoir
LR	Livello di rete
PRL	Potenza di regolazione primaria
PRI	Primaria
RPU	Unità di erogazione delle riserve
RPG	Gruppo di erogazione delle riserve
RPP	Pool di erogazione di riserve
RPO	Portafoglio di riserve
Intervallo	Tensione
SRL	Potenza di regolazione secondaria
SEC	Secondaria
RPSRS	Responsabile delle prestazioni di servizio relative al si- stema
SoC	State-of-Charge
SPP	Partecipazione centrale associata (Shared Power Plant)

TRL	Potenza di regolazione terziaria
TER	Terziaria
TE	Unità tecnica
GRT	Gestore di rete di trasmissione
GRD	Gestore della rete di distribuzione

2. Termini e definizioni

Abbr.	Termine	Descrizione
aFRP	Regolazione secondaria o processo di ripristino automatico della fre- quenza	Il processo di ripristino automatico della frequenza (automatic Frequency Restoration Process) designa la regolazione secondaria. Per una descrizione più dettagliata, vedere FRP.
aFRR	Riserve automatiche per il ripristino della fre- quenza	Le riserve automatiche per il ripristino della fre- quenza (automatic Frequency Restoration Reser- ves). Per una descrizione più dettagliata, vedere FRR.
FCP	Regolazione primaria o processo di conteni- mento della frequenza	La regolazione primaria o processo di contenimento della frequenza (Frequency Containment Process) designa un processo di stabilizzazione della fre- quenza del sistema attraverso a compensazione d gli squilibri mediante riserve adeguate (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 114 (SOGL, 2017)).
FCR	Riserve per il conteni- mento della frequenza	Le riserve per il contenimento della frequenza (Fre- quency Containment Reserves) designano le ri- serve di potenza attiva disponibili per la stabilizza- zione della frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno squilibrio (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 6 (SOGL, 2017)).
FRP	Processo di ripristino della frequenza	Il processo di ripristino della frequenza (Frequency Restoration Process) designa un processo per il ri- pristino della frequenza nominale e, nel caso di aree sincrone che comprendono più di un'area di controllo frequenza/potenza, un processo per il ripristino del valore pianificato dello scambio di potenza (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 42 (SOGL, 2017)).
FRR	Riserve per il ripristino della frequenza	Le riserve per il ripristino della frequenza (Frequency Restoration Reserves) designano le riserve di po- tenza attiva che sono disponibili per regolare la fre- quenza del sistema al suo valore nominale o per re- golare lo scambio di potenza effettivo allo scambio

		di potenza auspicato in un’area sincrona che com- prende più di un’area di controllo frequenza/potenza (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 7) (SOGL, 2017)).
LER	Unità tecnica con accu- mulatore d’energia limi- tato nel tempo	Una TE con un accumulatore d'energia limitato nel tempo (Limited Energy Reservoir) è una TE che non può fornire la potenza prequalificata in modo conti- nuo in direzione positiva o negativa per almeno due ore senza misure supplementari (come l'utilizzo di misure di gestione dell’accumulo) (cfr. art. 3 cpv. 5) (SAFA, Erwartet in 2021)).
mFRP	Processo manuale per il ripristino della frequenza	Il processo manuale per il ripristino della frequenza (manual Frequency Restoration Process) designa, oltre all'RRP, la regolazione terziaria. Per una de- scrizione più dettagliata, vedere FRP.
mFRR	Riserve manuali per il ri- pristino della frequenza	Le riserve manuali per il ripristino della frequenza (manual Frequency Restoration Reserves). Per una descrizione più dettagliata, vedere FRR.
	Energia di regolazione	L’energia di regolazione designa l'energia fornita da un RPSRS e utilizzata dal GRT per il bilanciamento (cfr. art. 2 n. 4 EBGL). A seconda del tipo di riserve, l'energia di regolazione può designare l'energia di regolazione primaria (energia di regolazione di FCR), l'energia di regolazione secondaria (energia di regolazione di aFRR) o l'energia di regolazione terziaria (energia di regolazione di mFRR e/o RR).
	Potenza di regolazione	La potenza di compensazione1 designa il volume di capacità di riserva che un RPSRS si è impegnato a mettere a disposizione e per il quale si è impegnato a fornire ai GRT un volume corrispondente di ener- gia di regolazione (cfr. art. 2 n. 5 EBGL). A seconda del tipo di capacità di riserva, la potenza di regola- zione può designare una potenza di regolazione pri- xxxxx (in termini di capacità di riserva di FCR), se- condaria (in termini di capacità di riserva di aFRR) o terziaria (in termini di capacità di riserva di mFRR e/o RR).
	Capacità di riserva	La capacità di riserva designa la quantità di FCR, FRR o RR che deve essere disponibile per un GRT (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 95 (SOGL, 2017)).
	Pooling di regolazione	Il pooling di regolazione designa il concetto con cui l’RPSRS prequalifica le RPU o gli RPG per una ri- serva di regolazione appartenente a un gruppo di bi- lancio diverso («esterno») rispetto a quello dell’RPSRS.

1 Come da definizione, la potenza di regolazione si riferisce alla potenza oggetto della gara di appalto.

		In Svizzera, il concetto di pooling di regolazione è gestito conformemente alle raccomandazioni di set- tore AES (VSE, Anbindung von Regelpools an den Xxxxxxxxx SDL-Markt, 2013).
	Riserva di regolazione	La riserva di regolazione designa la fornitura di ener- gia di regolazione e/o potenza di regolazione (cfr. art. 2 n. 3 (EBGL, 2017)). A seconda del tipo di ri- serva di regolazione e di energia di regolazione, la riserva di regolazione può designare una riserva di regolazione primaria, secondaria o terziaria.
	Mercato del bilancia- mento	Il mercato del bilanciamento designa l'insieme delle disposizioni istituzionali, commerciali e operative per la gestione basata sul mercato del bilanciamento (cfr. art. 2 n. 2 (EBGL, 2017)).
RPG	Gruppo di erogazione delle riserve	Il gruppo di erogazione delle riserve (Reserve Provi- ding Group) designa almeno due o più TE o la com- binazione di una RPU e una o più TE o RPU che hanno diversi punti di diversi punti di allacciamento alla rete e che soddisfano i requisiti relativi alla messa a disposizione di FCR, FRR o RR e sono pre- qualificate come tali (cfr. art. 2 cpv. 2 n. 11 (SOGL, 2017)).
RPP	Pool di erogazione di ri- serve	Un pool di erogazione di riserve (Reserve Providing Pool) di un RPSRS per la partecipazione alla rego- lazione primaria, secondaria e terziaria designa tutte le RPU e gli RPG all’interno della zona di regola- zione Svizzera che sono state prequalificate per la regolazione primaria, secondaria e terziaria.
RPO	Portafoglio di riserve	Portafoglio di riserve (RPO) designa tutte le RPP di un RPSRS.
RPU	Unità di erogazione delle riserve	Un’unità di erogazione delle riserve (Reserve Provi- ding Unit) designa una o più TE che hanno un punto comune di allacciamento alla rete e che soddisfano i requisiti relativi alla messa a disposizione di FCR, FRR, o RR e sono prequalificate come tali (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 10 (SOGL, 2017)). La definizione dell'unità di erogazione delle riserve è valida anche per il mantenimento della tensione e per il mantenimento della tensione sovraobbligatorio (cfr. punto 11).
RR	Riserve sostitutive	Le riserve sostitutive (Replacement Reserves) desi- gnano riserve disponibili per sostituire o sostenere il livello richiesto di FRR per ulteriori squilibri nella

		rete, comprese le riserve di produzione (cfr. art. 3 cpv. 2 n. 8 (SOGL, 2017)).
RRP	Processo di sostituzione delle riserve	Il processo di sostituzione delle riserve (Reserve Re- placement Process) designa un processo per ripri- stinare le FRR attivate. (cfr. art. 3 cpv.2 n. 152 (SOGL, 2017)).
	Bilanciamento	Il bilanciamento designa tutte le azioni e i processi per tutti i periodi di tempo con cui Swissgrid garanti- sce costantemente che la frequenza del sistema conformemente all'articolo 127 della (SOGL, 2017) rimanga all'interno di una zona di stabilità predeter- minata e che la quantità di riserve necessarie per la qualità richiesta sia mantenuta in conformità con la parte IV titolo V, titolo VI e titolo VII della (SOGL, 2017) (cfr. art. 2 n. 1 (EBGL, 2017)).
TE	Unità tecnica	L’unità tecnica (Technical Entity) designa un’unità di produzione, di consumo o di accumulo individuale e indivisibile (come combinazione di unità di produ- zione e di consumo) che immette e/o fruisce di ener- gia attiva e reattiva. Una TE può, senza che sussista un obbligo, soddisfare i requisiti relativi alla messa a disposizione di FCR, FRR o RR.

3. Struttura di aggregazione della TE

Le definizioni dell’RPU e dell’RPG devono essere intese in modo tale che le TE che sono com- binate per formare una RPU o un RPG devono soddisfare congiuntamente le presenti condizioni di prequalifica. Il punto di allacciamento alla rete si riferisce al nodo di immissione e di uscita del livello di rete corrispondente a cui è collegata la rispettiva TE. In questo documento e nelle figure, il punto di allacciamento alla rete viene abbreviato con “NAP”, dal suo corrispettivo in tedesco.

All'interno di un RPP sono possibili diverse strutture di aggregazione di TE, RPU e RPG. La Figura 1 rappresenta un esempio di un RPP di FCR di un RPSRS:

Figura 1: possibili strutture di aggregazione di un RPP

Il quadrante 1 mostra due RPU, ciascuna composta da una singola TE. Le ulteriori TE sono collegate ai punti di allacciamento alla rete corrispondenti. Le linee tratteggiate indicano che non appartengono a nessuna RPU di FCR. Tuttavia, le TE indicate possono formare insieme una RPU per punto di allacciamento alla rete.

Il quadrante 2 mostra un RPG composto da due RPU. Questo caso è da considerarsi facolta- tivo, dato che entrambi gli RPU sono già prequalificati.

Il quadrante 3 rappresenta un RPG composto da TE che non sono indipendentemente prequa- lificabili come RPU. Con il concetto di gruppo di erogazione delle riserve, tuttavia, è possibile che diverse TE che sono collegate a diversi punti di allacciamento alla rete e che non soddisfano i requisiti da sole, o solo in parte, siano comunque prequalificate insieme come un unico RPG.

Il quadrante 4 rappresenta un RPG composto da una RPU e una TE non indipendentemente prequalificabili come RPU. Queste possono anche essere prequalificate insieme come un unico RPG.

La cornice grigia chiarisce che ogni RPG e ogni RPU sono una parte obbligatoria di un RPP. Se una RPU consiste in una sola TE, anche un RPP può consistere in una sola TE.

3.1. Esempi di RPU e RPG

3.1.1. Esempio di una centrale ad accumulazione (quadrante 2, Figura 1) nel livello di rete 1

Una centrale ad accumulazione «X» ha tre serbatoi in cui l'acqua è immagazzinata e può essere rilasciata al bisogno. Si compone di tre gruppi/centrali «A», «B» e «C», costituite da un numero diverso di turbine, ciascuna accoppiata con ulteriori generatori (cfr. Figura 2). Ogni generatore è una TE. Ciascuna di queste centrali si trova a diverse altezze ed è collegata direttamente alla rete di trasmissione in diversi punti di allacciamento alla rete.

Figura 2: Gruppi/centrali elettriche della centrale ad accumulazione «X»

L’RPSRS, a cui è assegnata la centrale ad accumulazione «X», prevede di partecipare alla regolazione secondaria con due TE del gruppo «A». Poiché le due turbine hanno lo stesso punto di allacciamento alla rete di trasmissione, possono formare una RPU e richiedere un test di prequalifica congiunto. Successivamente l'RPSRS decide di aggiungere due TE del gruppo «B» all’RPP. Dato che la centrale elettrica ha un gestore comune, l’RPSRS vorrebbe formare un RPG con l'RPU già prequalificata del gruppo «A» per ragioni operative e di sorveglianza. Per evitare di dover effettuare il test di prequalifica per l'intero RPG, l’RPSRS decide di effettuarlo solo per le nuove turbine del gruppo «B» e forma pertanto una seconda RPU (cfr. Figura 3).

Figura 3: Struttura di aggregazione della centrale ad accumulazione «X»

3.1.2. Esempio con unità tecniche distribuite (quadrante 3, Figura 1)

Questo è un tipico esempio di una centrale elettrica virtuale composta da diverse TE distribuite. Le singole TE possono non soddisfare o soddisfare solo parzialmente i requisiti per la prequa- lifica (ad esempio per quanto riguarda la quantità minima di offerta nella gara di appalto o la

capacità energetica), mentre li soddisfano pienamente in qualità di gruppo. In questo modo, la TE può essere prequalificata come RPG.

Figura 4: RPG di TE distribuite

3.1.3. Esempio di una centrale ad accumulazione nel livello di rete 3 e di una pila indu- striale (quadrante 4, Figura 1)

L'RPSRS forma un RPG con una centrale ad accumulazione situata nell’LR 3 e una pila indu- striale per partecipare alla regolazione primaria. La centrale ad accumulazione è composta da una centrale elettrica, che a sua volta è composta da tre TE. Qualora la pila non soddisfi le condizioni energetiche di FCR, può essere combinata con altre TE in un RPG. In questo caso (Figura 5), la centrale ad accumulazione può incaricarsi della fornitura di FCR come RPU pre- qualificata non appena la pila raggiunge determinati limiti SoC, per esempio.

Figura 5: RPG di una centrale ad accumulazione e di una pila industriale

3.2. Regole per la composizione e la prequalifica della TE

3.2.1. Regole generali

1. Un RPSRS gestisce un solo RPO all'interno della zona di regolazione Svizzera.

2. Tutte le TE di un RPP devono trovarsi nella zona di regolazione del GRT (Swissgrid).

3. Swissgrid può richiedere una specifica aggregazione di TE all’RPU (singole o appartenenti a un RPG) per tutelare la sicurezza della rete o per sorvegliare/verificare una riserva di regolazione.

Swissgrid può richiedere un'aggregazione specifica di TE e/o RPU all’RPG nonché la sud- divisione di RPG all’RPU per tutelare la sicurezza della rete o per sorvegliare/verificare una riserva di regolazione.

I due casi seguenti richiedono una struttura specifica (il seguente elenco non è esaustivo):

a. Le centrali elettriche collegate alla rete di trasmissione non devono cambiare la loro attuale composizione e struttura, poiché sono state modellate con detta struttura allo scopo di monitorare la sicurezza della rete e adottare conseguenti misure. La prece- dente definizione di unità di produzione è ora sostituita dalla definizione di RPG. I/Le vari/e livelli/centrali elettriche corrispondono all’RPU e i generatori/pompe alla TE.

b. Le TE appartenenti a un GB diverso dall'RPSRS non possono essere combinate in un RPG con TE appartenenti al GB dell’RPSRS: l'RPSRS forma pertanto un RPG separato per le TE che appartengono a un altro GB.

4. Swissgrid ha il diritto di escludere l’RPG da una riserva di regolazione per garantire la sicu- rezza operativa. Detta esclusione deve basarsi su aspetti tecnici, come la distribuzione geo- grafica delle TE appartenenti a un RPG (cfr. art. 154 cpv. 4 e art. 159 cpv. 7 della (SOGL, 2017)).

5. I punti di allacciamento alla rete delle TE di un RPG possono essere su diversi livelli di rete, ad eccezione delle TE collegate all’LR 1. Queste ultime non devono essere aggregate con TE situate in altri livelli di rete.

6. Non sussiste alcun limite al numero di TE che compongono una RPU (sia singola che ap- partenente a un RPG) o un RPG.

7. Non sussistono nemmeno restrizioni sulla combinazione di unità di produzione, unità di con- sumo e unità di accumulazione in una RPU (singola o appartenente a un RPG) o un RPG.

8. La TE di un RPG può essere di varie tipologie tecniche.

9. Un TE che partecipa a una riserva di regolazione in qualità di parte di una RPU o di un RPG, o che si trova nello stesso punto di allacciamento alla rete di una RPU che partecipa a una riserva di regolazione, non può appartenere a un'altra RPU o a un RPG per un'altra riserva di regolazione (ad esempio, la TE 3 della Figura 6, che non partecipa ad alcuna riserva di regolazione, o la TE 4, che partecipa solo alle aFRR e mFRR, non può appartenere a un RPG diverso dall’RPG «Y»).

Figura 6: Esempio di un RPG per diverse riserve di regolazione

10. Una TE appartenente ad almeno un RPP di un RPSRS non può appartenere ad un RPP di un altro RPSRS. L'unica eccezione è la TE di una SPP, che in linea di principio può essere utilizzata da diversi RPSRS. Anche in questo caso, la messa a disposizione e la sorve- glianza della TE per RPSRS devono essere garantiti.

11. Ogni RPU (singola o appartenente a un RPG), RPG, RPP riceve da Swissgrid un nome visualizzato e un EIC. A seconda del numero di TE all'interno di una RPU o un RPG, ad ogni TE viene dato anche un nome visualizzato e un EIC.

12. Una RPU o un RPG non possono contenere una RPU o un RPG.

3.2.2. Regole di prequalifica

1. La prequalifica può essere applicata a una RPU o un RPG.

2. L’interlocutore per la prequalifica di una RPU o un RPG è l'RPSRS.

3. Si applicano comunque le condizioni di prequalifica valide al momento della richiesta. Qua- lora dovessero entrare in vigore nuove condizioni durante la procedura di prequalifica, si applicano i nuovi regolamenti.

4. Le TE appartenenti a una RPU o un RPG devono soddisfare congiuntamente le condizioni di prequalifica.

5. Il successo della prequalifica di una RPU o di un RPG è seguito da una conferma (attestato) da parte di Swissgrid con un periodo di validità massimo di 5 (cinque) anni, a partire dalla data della prequalifica e con riserva del mantenimento della validità delle informazioni pre- sentate a Swissgrid nell'ambito della procedura di PQ. Se un RPG contiene una RPU e l’attestato del RPG è rinnovato, il rinnovo dell’attestato dell’RPU non è automatico. Quest’ul- timo deve essere oggetto di una procedura separata, ossia l'RPU deve superare la prequa- lifica in modo indipendente affinché il suo attestato sia rinnovato.

6. Il periodo di validità della prequalifica di un RPP o RPSRS non può superare il periodo di validità della prequalifica di qualsiasi RPU o RPG che fa parte dell’RPP.

7. Inoltre, un attestato non è più valido alle seguenti condizioni:

a. Nel momento in cui i criteri di prequalifica sono oggetto di una modifica materiale (cfr. punto 12), come una modifica dei requisiti tecnici o dei requisiti di disponibilità (ad esem- pio il periodo minimo di attivazione di FCR per l'accumulatore d’energia limitato); o

b. in caso di modifica degli strumenti operativi o

c. con la disdetta ordinaria o straordinaria del contratto quadro da parte di una delle parti interessate.

8. Su richiesta dell'RPSRS, la validità di un attestato può essere prolungata. L’attestato rinno- vato sarà valido per un massimo di 5 (cinque) anni conformemente al punto 3.2.2 cpv. 5 .

Se l’RPSRS dimostra che l’assenza di modifiche significative dal momento del precedente test (ad esempio mediante dati tecnici e test interni), Swissgrid può effettuare il test con una

procedura semplificata. La procedura semplificata non prevede la presentazione di docu- menti di prequalifica o test con Swissgrid.

Una proroga di un attestato in linea con la procedura semplificata deve essere presentata almeno sei mesi prima della fine della validità dell’attestato originale. Questa procedura può essere applicata solo una volta per RPU e RPG dopo ogni prequalifica ordinaria.

9. La potenza prequalificata di una RPU o un RPG corrisponde alla prestazione testata con- giunta. In particolare per la regolazione terziaria, per la quale non è richiesto alcun test, occorre concordare con Swissgrid quanta potenza può essere prequalificata per ogni RPU o RPG.

10. La potenza massima prequalificata di un RPU di FCR o RPG di FCR è limitata al 5% della domanda totale di FCR dell'area sincrona dell'Europa continentale (cfr. art. 156 cpv. 6 n. a (SOGL, 2017)). Questa percentuale corrisponde a una potenza massima prequalificata di 150 MW al momento della firma.

11. Se la composizione della TE all'interno di una RPU (singola o appartenente a un RPG) o RPG cambia, si applica quanto segue:

a. Se un RPSRS desidera aggiungere una o più TE a una RPU o un RPG, è generalmente richiesta una nuova prequalifica dell’RPU o del RPG. Si presentano le seguenti possi- bilità:

i. Effettuare la prequalifica solo per la TE supplementare

Il periodo di validità dell’attestato dell’RPU o dell’RPG non viene rinnovato in questo caso. Poiché un RPG non può contenere un RPG, le TE da aggiungere non pos- sono formare un RPG all'interno dell’RPG.

A seconda del caso, Swissgrid deve valutare se e di quanto la TE supplementare può aumentare la potenza prequalificata dell’RPU o dell’RPG (ad esempio, in un RPG si possono aggiungere alcune TE per aumentare la flessibilità e non la potenza prequalificata o offerta).

Di seguito un caso speciale: Solo se le TE sono assolutamente identiche ad altre TE nell’RPU o nell’RPG possono essere aggiunte all’RPU o all’RPG senza prequa- lifica. Tuttavia, l’operazione deve essere limitata a pochi casi e deve essere ese- guita in accordo con Swissgrid (ad esempio, un RPG composto da molte TE iden- tiche non può raddoppiare la potenza prequalificata semplicemente aggiungendo lo stesso numero di TE all'RPG).

ii. Effettuare la prequalifica per l'intera RPU o l’intero RPG (TE già prequalificata e/o RPU e TE aggiuntiva)

Il periodo di validità dell’attestato dell’RPU o dell’RPG deve essere rinnovato con- formemente al punto 3.2.2 cpv. 5. La potenza prequalificata è aggiornata conforme- mente al punto 3.2.2 cpv. 9.

b. Se un RPSRS desidera aggiungere una o più RPU a un RPG, non è necessaria una nuova prequalifica.

La potenza prequalificata dell’RPU si aggiunge alla potenza prequalificata dell’RPG. Il periodo di validità dell’attestato dell’RPG non è aggiornato.

c. Una nuova prequalifica dell'RPU o dell'RPG è in linea di principio necessaria anche se l'RPSRS desidera rimuovere una o più TE da una RPU o da un RPG o una o più RPU da un RPG. Per esempio, se l'RPG corrisponde all'esempio 3.1.3 e l'RPSRS decide di rimuovere la centrale ad accumulazione (in questo caso RPU) dall'RPG, per soddisfare le condizioni di prequalifica in modo indipendente (come una nuova RPU), la pila (in questo caso TE) deve essere nuovamente prequalificata.

Solo se l'eliminazione di una o più TE o di una o più RPU non ha alcun effetto sulla o sulle rimanenti TE e/o RPU dell'RPU o dell'RPG (ossia la o le rimanenti TE e/o RPU

possono soddisfare insieme le condizioni di prequalifica di una RPU o di un RPG), si può decidere, in accordo con Swissgrid, che non è necessaria una nuova prequalifica. In questo caso, la potenza prequalificata dell'RPU o dell'RPG sarà adattata di conse- guenza e ridotta della potenza della TE o dell'RPU rimossa.

Il periodo di validità dell'attestato dell'RPU o dell'RPG è aggiornato solo se la TE o l’RPU rimossa era la prima TE ad essere prequalificata nel RPG.

12. Se l'esame di una domanda mostra che l'RPSRS o l'RPU e/o l’RPG prevista/o per l'RPP di questo RPSRS non soddisfano i requisiti tecnici e organizzativi in termini delle prestazioni di servizio relative al sistema in questione, non viene rilasciato alcun attestato.

Se un attestato è già stato rilasciato in passato, diventa nullo al momento della determina- zione della non conformità ai requisiti.

In caso di lacune minori, Swissgrid può, a sua discrezione, dichiarare un attestato tempora- neamente valido fino a quando non sia stata nuovamente data prova del rispetto delle con- dizioni di prequalifica. Swissgrid fissa un termine ragionevole entro il quale l’RPSRS è te- nuto a fornire le relative prove. Se la prova non viene fornita entro detto termine, l’attestato perde automaticamente la piena validità.

13. I costi sostenuti dall’RPSRS nell'ambito della procedura di prequalifica sono a carico dell’RPSRS stesso. Swissgrid ha la facoltà di effettuare in qualsiasi momento verifiche sup- plementari sostenendone i costi. L'RPSRS adotterà, in collaborazione con Swissgrid, le mi- sure necessarie per ridurre al minimo tali costi. Qualora l'RPSRS non superi la procedura di prequalifica a causa delle verifiche supplementari, l'RPSRS se ne farà carico autonoma- mente.

I costi includono anche le perdite commerciali e/o l'energia di compensazione risultante ve- rificata dall’RPSRS.

14. Swissgrid può affidare l'esecuzione della prova o di parti della stessa a un fornitore di servizi autorizzato da Swissgrid che disponga delle competenze necessarie. Tutti i diritti che spet- tano a Swissgrid nell'ambito della prova possono essere esercitati allo stesso modo da tale fornitore di servizi. Inoltre, il fornitore di servizi è tenuto a soddisfare tutti gli obblighi correlati.

3.2.3. Procedura di offerta

Una RPU o un RPG può essere commercializzata/o dall’RPSRS solo se i requisiti di prequalifica sono soddisfatti. Se, a causa di una messa fuori servizio o di un guasto di una TE, la messa a disposizione di un prodotto non può essere garantita al momento dell'offerta, l’RPU o l’RPG non può essere commercializzata/o. Un RPG, come nell'esempio 3.1.2, può partecipare alle gare d'appalto in assenza di TE solo se la composizione dell'RPG soddisfa i requisiti del prodotto corrispondente. Gli RPG, come nell'esempio 3.1.3, non possono partecipare alle gare di appalto qualora l’RPU non sia disponibile.

La messa a disposizione delle riserve corrispondenti è verificata conformemente al punto 11. In caso di malfunzionamento, Swissgrid ha il diritto di escludere l'RPU o l'RPG dalle gare di appalto per il prodotto corrispondente (cfr. punto 16.2.2 cpv. 1 del rispettivo contratto quadro).

4. Requisiti per la registrazione di TE, RPU e RPG

L’RPSRS fornisce a Swissgrid un elenco delle informazioni tecniche di ogni TE, RPU e RPG che desidera prequalificare. La lista è pubblicata nella sezione «prequalifica».

4.1. Informazioni necessarie per ogni TE

Le informazioni necessarie per ogni TE sono elencate di seguito.

1. Nome visualizzato ed EIC (se disponibile)

2. L'RPU o l'RPG a cui appartiene la TE (se la TE appartiene a una RPU che a sua volta appartiene a un RPG, in questo caso si fa riferimento all’RPU)

3. L'RPSRS a cui è assegnata la TE

4. Tipo di tecnologia (le abbreviazioni delle tecnologie sono elencate al punto 17)

5. Tipo: informazione sul tipo di TE: un'unità di produzione, di consumo o di accumulazione. Detti tipi sono rappresentati dalle abbreviazioni corrispondenti «GE», «PU» e «GEPU».

6. LER: indica se la TE ha un accumulatore d’energia limitato o meno («sì» per LER o «no» per non LER).

7. Capacità di stoccaggio (MWh): quantità di energia che la TE può stoccare. Deve essere un numero reale positivo (richiesto per LER).

8. Input potenza attiva nominale (MW): potenza massima che può essere assorbita dalla TE durante il normale funzionamento e per periodi di tempo prolungati. Questo valore è richie- sto per le unità di consumo e di stoccaggio. Deve essere un numero reale positivo.

9. Output potenza attiva nominale (MW): potenza massima che può essere prodotta dalla TE durante il normale funzionamento e per periodi di tempo prolungati. Questo valore è richiesto per le unità di produzione e di stoccaggio. Deve essere un numero reale positivo.

10. Input potenza attiva minima (MW): minimo tecnico di potenza attiva in modalità consumo. È la potenza minima che può essere assorbita dalla TE. Questo valore è richiesto per le unità di consumo e di stoccaggio. Deve essere un numero reale positivo.

11. Input potenza attiva massima (MW): massimo tecnico di potenza attiva in modalità con- sumo. È la potenza massima che può essere assorbita dalla TE in un breve periodo di tempo. Questo valore è richiesto per le unità di consumo e di stoccaggio. Deve essere un numero reale positivo.

12. Output potenza attiva minima (MW): minimo tecnico di potenza attiva in modalità produ- zione. È la potenza minima che può essere prodotta dalla TE. Questo valore è richiesto per le unità di produzione e di stoccaggio. Deve essere un numero reale positivo.

13. Output potenza attiva massima (MW): massimo tecnico per la potenza attiva in modalità produzione. È la potenza massima che può essere prodotta dalla TE in un breve periodo di tempo. Questo valore è richiesto per le unità di produzione e di stoccaggio. Deve essere un numero reale positivo.

14. Potenza apparente nominale (MVA): potenza apparente massima che può essere pro- dotta o assorbita dalla TE durante il normale funzionamento e per periodi di tempo prolun- gati. Deve essere un numero reale positivo.

15. Potenza reattiva minima (MVar): un valore positivo indica la produzione di potenza reat- tiva. Un valore negativo indica il consumo di potenza reattiva.

16. Potenza reattiva massima (MVar): un valore positivo indica la produzione di potenza reat- tiva. Un valore negativo indica il consumo di potenza reattiva.

17. Potenza prequalificata per prodotto (MW): se la TE non è stata prequalificata separata- mente, designa il contributo stimato della TE alla potenza prequalificata dell'RPU o dell'RPG.

18. Livello di rete (kV): la tensione a cui è collegata la TE

19. Nodi elettrici nella rete di trasmissione (solo per le TE collegate nell’LR 1)

20. Impianti di smistamento associati (o più vicini) nella rete di trasmissione (solo per le TE collegate all’LR 1)

21. Statica (%) della TE secondo la definizione al punto 6.1

22. Gradiente di potenza (%) (come percentuale della potenza attiva nominale al secondo)

23. Indirizzo della TE (via e numero civico, codice postale e città)

24. Designazione del punto di misurazione (solo per la TE che partecipa al pooling di rego- lazione)

25. Nome del gruppo di bilancio a cui appartiene la TE

26. EIC del gruppo di bilancio a cui appartiene la TE

27. Nome del fornitore a cui è assegnata la TE (solo per le TE che partecipano al pooling di regolazione)

28. EIC del fornitore a cui è assegnata la TE (solo per le TE che partecipano al pooling di regolazione)

29. Nome della rete di distribuzione a cui è assegnata la TE (solo per le TE che partecipano al pooling di regolazione)

30. EIC della rete di distribuzione a cui è collegata la TE (solo per le TE che partecipano al pooling di regolazione)

31. Nome del gestore della rete di distribuzione a cui è assegnata la TE (solo per le TE che partecipano al pooling di regolazione)

32. EIC del gestore della rete di distribuzione a cui è assegnata la TE (solo per le TE che partecipano al pooling di regolazione)

33. Se la TE è idonea alla rimunerazione per l'immissione in rete di elettricità (SRI), deve essere indicato il numero del progetto SRI o il numero SRI della lista d'attesa.

4.2. Informazioni necessarie per ogni RPU e RPG

Le seguenti informazioni sono richieste per ogni RPU, sia singola che appartenente a un RPG, e ogni RPG:

1. Nome visualizzato e EIC dell'RPU o dell’RPG

2. Tipo: designazione in qualità di «RPU» o «RPG»

3. Parent ID: EIC dell'RPG a cui appartiene una RPU (solo per le RPU appartenenti a un RPG)

4. RPSRS a cui è assegnata l'RPU o assegnato l'RPG

5. Livello di rete (kV): tensione di immissione dell'RPU. Per l’RPG, è rilevante solo se i diversi nodi della rete sono sullo stesso livello di rete.

6. Nodi elettrici nella rete di trasmissione (solo per le TE collegate all’LR 1)

7. Impianti di smistamento associati (o più vicini) nella rete di trasmissione (solo per le RPU collegate all’LR 1)

8. Tipo di tecnologia: se tutte le TE all'interno di una RPU o RPG hanno lo stesso tipo di tecnologia (le abbreviazioni delle tecnologie sono elencate nel punto 17 ). Se le TE non hanno lo stesso tipo di tecnologia, l'RPSRS usa l'abbreviazione «MIX».

9. Potenza prequalificata per prodotto (MW) conformemente al punto 3.2.2. cpv. 9

10. LER: indica se l’RPU o RPG ha un accumulatore d’energia limitato o meno («sì» per LER o «no» per non LER).

11. Capacità di stoccaggio (MWh): somma della capacità di stoccaggio di tutte le TE appar- tenenti all’RPU o RGP. Deve essere un numero reale positivo (richiesto per LER).

12. Potenza apparente nominale (MVA): somma della potenza apparente nominale di tutte le TE appartenenti all’RPU o RPG. Deve essere un numero reale positivo.

13. Input potenza attiva nominale (MW): somma degli input della potenza attiva nominale di tutte le TE appartenenti all’RPU o RPG. Deve essere un numero reale positivo.

14. Output potenza attiva nominale (MW): somma degli output della potenza attiva nominale di tutte le TE appartenenti all’RPU o RPG. Deve essere un numero reale positivo.

5. Processo di prequalifica

Il punto 5 usa diagrammi di processo per definire il processo di prequalifica e i team, le applica- zioni e le interfacce coinvolte.

La prequalifica avviene in una procedura a due fasi, a condizione che l'RPSRS appartenga a un gruppo di bilancio:

1. l'RPSRS è tenuto prima a dimostrare di soddisfare tutti i requisiti tecnici, operativi e orga- nizzativi. La verifica a monte della conformità a questi requisiti è operata da Swissgrid. In caso di risultato positivo, l'RPSRS è considerato un RPSRS prequalificato.

2. Un RPSRS prequalificato può dimostrare di seguito che una RPU o un RPG soddisfa i re- quisiti tecnici per la fornitura delle rispettive prestazioni di servizio relative al sistema.

Tutte le richieste, elencate nei diagrammi di processo e che l’RPSRS è tenuto a presentare, sono indicate negli allegati:

1. Richiesta di prequalifica (punto 18)

2. Documentazione di prequalifica dell'RPSRS richiedente la prequalifica (punto 19)

3. Documentazione di prequalifica per la regolazione primaria (punto 20)

4. Documentazione di prequalifica per la regolazione secondaria (punto 21)

5. Richiesta di test per determinare la capacità di regolazione secondaria (punto 23)

6. Documentazione di prequalifica per la regolazione terziaria (punto 24)

I seguenti termini sono presi in considerazione durante il processo di prequalifica (cfr. Figura 8, Figura 9, Figura 10):

1. Dal momento in cui riceve la documentazione di prequalifica che l'RPSRS deve presentare, Swissgrid ne conferma di regola entro 0 (xxxx) xxxxxxxxx xx xxxxxxxxxxx (x xxxx) (cfr. art. 155, 159, 162 cpv. 3 (SOGL, 2017)).

2. Se la documentazione di prequalifica è incompleta, l'RPSRS è tenuto a fornire le informa- zioni supplementari richieste entro 4 (quattro) settimane dal ricevimento di detta domanda. Se l'RPSRS non fornisce le informazioni richieste entro questo termine, la domanda è con- siderata ritirata (cfr. art. 155, 159, 162 cpv.3 (SOGL, 2017)).

3. Entro 3 (tre) mesi dalla conferma della completezza della documentazione, Swissgrid valuta le informazioni presentate e decide se la/il rispettiva/o RPU o RPG soddisfa i requisiti di prequalifica (cfr. art. 155, 159, 162 cpv. 4 (SOGL, 2017)).

RPSRS

GCE

SDL B&E Swisscom LAN-I

Test/Integration

(o PIA)

4. Swissgrid comunica per iscritto la sua decisione all’RPSRS. (cfr. art. 155, 159, 162 cpv. 4 (SOGL, 2017)).

Processi

Registrazione e prequalifica di un RPSRS

Prequalifica di un RPU o RPG

Il RPSRS o il GCE con Swisscom impostano la connessione.

Il RPSRS presenta la domanda di prequalifica assieme alla lista di TE che intende prequalificare.

Il RPSRS sceglie il tipo di telecomunicazione per 4c

Il RPSRS imposta Il RPSRS firma il Foglio di Il RPSRS può registrare sul

la trasmissione dei

segnali di monitoraggio Il RPSRS

online (Swisscom LAN-I conferma

Il RPSRS presena

i documenti di prequalifica.

die test per PPS, Contatto RPSRS del RPS e (DPS).

corrispondente/i

contraddo/i quadro.

portale clienti le persone i

dati (numero operativo 24/7, Telefon per attivazioni TRE, etc.).

o PIA) .

l’offerta da

Swisscom.

Il GRT esamina la richiesta e ordina i codici necessari EIC (EZEP, KWB, (P- EZE), RPU/RPG).

Il GRT esamina i documenti così come la capacità di fornire dati di monitoraggio online.

Il GRT esamina e testa i programmi previsionalinel sistema Test o Integration.

Il GRT imposta un nuovo RPSRS nel

14 Il GRT esamina e

approva la registrazione.

Il GRT informa

SDEL-portale clienti internamente MA-SO-BS.

e informa il RPSRS

MA-SO-RA sarà

sulla procedura per informato via Salesforce

la registrazione.

sul nuovo RPSRS.

Il GRT stabilisce i codici EIC e li mette li condivide con il RPSRS.

Il GRT testa la connessione.

Il GRT ordina la connessione

Swisscom LAN-I.

Nel caso di una connessione via Swisscom LAN-I, il GRT riceve una offerta da Swisscom, che viene inoltrata al RPSRS.

Attori coinvolti e livelli di comunicazione

GRT

SDL-portale per clienti (Salesforce)

GR-TC-EN

TE-MS-SO

TE-CG

MA-MO-AS

Note

• La numerazione indica una successione temporale degli eventi.

• Le lettere a fianco die numeri indicano una successione temporale di azioni all’interno di un evento.

• Le caselle in grigio indicano un livello di comunicazione.

• Le frecce con un cerchio indicano che viene utilizzato il livello di comunicazione sottostante.

• Le freccie senza cerchio indicano che il livello di comunicazione sottostante non viene utilizzato.

• Le scritte in rosso indicano azioni che possono essere svolte in parallelo.

• Freccie su entrambi i lati reppresentano uno scambio di informazioni tra le parti.

Figura 7: Processo di prequalifica di un RPSRS

Processi

Registrazione e

prequalifica di un RPSRS

Prequalifica di un RPU/RPG o aggiornamento di un RPU/RPG esistente per la partecipazione alla regolazione primaria

5 Il RPSRS o il GCE

esegue il test di prequalifica per la regolazione primaria con l’intero RPU/ RPG e inoltra i risultati al GRT.

8 Il RPSRS o il GCE

aggiorna i segnali e la lista dei dati di monitoraggio online e ne configura di nuovi in caso di un nuovo RPU/ RPG.

1 Il RPSRS informa circa la

prequalifica di un nuovo RPU/RPG o circa l’aggiunta di TE ad un RPU/RPG e aggiorna la lista di TE con tutte le corrsipondenti informazioni tecniche.

3 Il RPSRS presenta i documenti di prequalifica per la

regolazione primaria con corrispondenti spiegazioni/ desctizioni tecniche. Se una TE appartiene ad un altro gruppo di bilancio, è necessario anche un attestato del proprietario della TE secondo la raccomandazione VSE così come una conferma del GRD corrispondente. Nel caso in cui una TE abbia un numero EVS senza CD, è necessaria anche l’informazione del GBER.

Il RPSRS firma l’attestato e lo rimanda al GRT.

Nel caso di un nuovo RPU/RPG, il RPSRS

impsota i test di PPS, RPS e (DPS).

Il RPSRS firma il contratto quadro per la partecipazione alla regolazione primaria.

Il GRT esamina la lista e ordina i nessari codici EIC per i nuovi RPU/RPG e (TE), e li condivide con il RPSRS.

Il GRT esamina entro 8 settimane se tutti i documenti sono corretti e se sono necessarie informazioni aggiuntive. In quest’ultimo caso il RPSRS è tenuto a fornire le informazioni aggiuntive entro le 4 settimane seguenti.

Il GRT performa l’analisi dei risultati del test entro i

successivi 3 mesi e fornisce un attestato al RPSRS qualora i requisiti tecnici di prequalifica fossero soddisfatti dal RPU/RPG testato. Inoltre i risultati del test e le informazioni tecniche vengono salvati nei sistemi interni KWSD/SDA.

Il GRT esamina e testa i

programmi previsionali nel sistema Test o Integration e inserisce i dati (RPU/RPG, fornitore) nel sistema (produttivo o test).

Il GRT salva il contratto su VMS, accredita il

Il GRT imposta un

attestato aggiornato RPSRS su SDL B&E per il e lo condivide con il prodotto PRL e abilita il RPSRS.

prodotto PRL su SMS

(MA-MO-CA) e su

Salesforce.

Attori coinvolti e livelli di comunicazione

GRT

RPSRS

GCE

SDL B&E Swisscom LAN-I

GR-MS-SO

TE-CG

MA-MO-AS

Test/Integration

(o PIA)

Note

• La numerazione indica una successione temporale degli eventi.

• Le lettere a fianco die numeri indicano una successione temporale di azioni all’interno di un evento.

• Le caselle in grigio indicano un livello di comunicazione.

• Le frecce con un cerchio indicano che viene utilizzato il livello di comunicazione sottostante.

• Le freccie senza cerchio indicano che il livello di comunicazione sottostante non viene utilizzato.

• Le scritte in rosso indicano azioni che possono essere svolte in parallelo.

• Freccie su entrambi i lati reppresentano uno scambio di informazioni tra le parti.

• Le scritte in verde indicano azioni che si presentano una volta sola.

• Le scadenze elencate sono conformi all'accordo quadro per la partecipazione al controllo primario.

Figura 8: Processo prequalifica di una RPU o RPG per la partecipazione alla regolazione primaria

Processi

Registrazione e

prequalifica di un RPSRS

Prequalifica di un RPU/RPG o aggiornamento di un RPU/RPG esistente per la partecipazione alla regolazione secondaria

6 doumento per il test di

prequalifica per la regolazione secondaria.

Il RPSRS presenta il

9 Il RPSRS o il GCE esegue

il test di prequalifica per la regolazione secondaria con l’intero RPU/RPG e inoltra i risultati al GRT.

12 Il RPSRS o il GCE

aggiorna i segnali e la lista dei dati di monitoraggio online e ne configura di nuovi in caso di un nuovo RPU/ RPG.

Il RPSRS stabilisce la connessione al regolatore di rete secondario con aiuto del GRT (fornitura e installazione di Remote Technical Units (RTU)).

4 Il RPSRS informa circa la

prequalifica di un nuovo RPU/RPG o circa l’aggiunta di TE ad un RPU/RPG e aggiorna la lista di TE con tutte le corrsipondenti informazioni tecniche.

7 Il RPSRS presenta i documenti di prequalifica per

la regolazione secondaria con corrispondenti spiegazioni/desctizioni tecniche. Se una TE appartiene ad un altro gruppo di bilancio, è necessario anche un attestato del proprietario della TE secondo la raccomandazione VSE così come una conferma del GRD corrispondente. Nel caso in cui una TE abbia un numero EVS senza CD, è necessaria anche l’informazione del GBER.

Il RPSRS firma l’attestato e lo rimanda al GRT.

Nel caso di un nuovo RPU/RPG, il RPSRS

impsota i test di PPS, RPS e (DPS).

Il RPSRS firma il contratto quadro per la partecipazione alla regolazione secondaria.

Il GRT esamina la lista e ordina i nessari codici EIC per i nuovi RPU/RPG e (TE), e li condivide con il RPSRS.

8 10

Il GRT esamina entro 8 settimane se

tutti i documenti sono corretti e se Il GRT performa l’analisi dei risultati del test entro i sono necessarie informazioni

aggiuntive. In quest’ultimo caso il qualora i requisiti tecnici di prequalifica fossero

RPSRS è tenuto a fornire le

soddisfatti dal RPU/RPG testato. Inoltre i risultati

informazioni aggiuntive entro le 4 del test e le informazioni tecniche vengono salvati

settimane seguenti.

nei sistemi interni KWSD/SDA.

Il GRT esamina e testa i programmi previsionali nel sistema Test o Integration e inserisce i dati (RPU/RPG, fornitore) nel sistema (produttivo o test).

Il GRT salva il contratto su

Il GRT imposta un

successivi 3 mesi e fornisce un attestato al RPSRS

VMS, accredita il RPSRS su attestato aggiornato SDL B&E per il prodotto SRL e lo condivide con il e abilita il prodotto SRL su RPSRS.

SMS (MA-MO-CA) e su

Salesforce.

Il GRT spiega le specifiche per l’istallazione della RTU.

Il GRT testa la ricezione di segnali di regolazione secondaria.

MA-SO-BS è il partner

responsabile 24/7 per tutte le questioni operative.

Il GRT conferma un appuntamento per il test.

Attori coinvolti e livelli di comunicazione

GRT

RPSRS

GCE

SDL B&E Swisscom LAN-I

MA-SO-BS

GR-TC-EN

TE-MS-SO

TE-CG

MA-MO-AS

Test/Integration

(o PIA)

Note

• La numerazione indica una successione temporale degli eventi.

• Le lettere a fianco die numeri indicano una successione temporale di azioni all’interno di un evento.

• Le caselle in grigio indicano un livello di comunicazione.

• Le frecce con un cerchio indicano che viene utilizzato il livello di comunicazione sottostante.

• Le freccie senza cerchio indicano che il livello di comunicazione sottostante non viene utilizzato.

• Le scritte in rosso indicano azioni che possono essere svolte in parallelo.

• Freccie su entrambi i lati reppresentano uno scambio di informazioni tra le parti.

• Le scritte in verde indicano azioni che si presentano una volta sola.

• Le scadenze elencate sono conformi all'accordo quadro per la partecipazione al controllo secondario.

Figura 9: Processo prequalifica di una RPU o RPG per la partecipazione alla regolazione secondaria

Processi

Registrazione e

prequalifica di un RPSRS

Prequalifica di un RPU/RPG o aggiornamento di un RPU/RPG esistente per la partecipazione alla regolazione terziaria

6 Il RPSRS o il GCE

aggiorna i segnali e la lista dei dati di monitoraggio online e ne configura di nuovi in caso di un nuovo RPU/ RPG.

1 Il RPSRS informa circa la

prequalifica di un nuovo RPU/RPG o circa l’aggiunta di TE ad un RPU/RPG e aggiorna la lista di TE con tutte le corrsipondenti informazioni tecniche.

3 Il RPSRS presenta i documenti di prequalifica per la

regolazione terziaria con corrispondenti spiegazioni/ desctizioni tecniche. Se una TE appartiene ad un altro gruppo di bilancio, è necessario anche un attestato del proprietario della TE secondo la raccomandazione VSE così come una conferma del GRD corrispondente. Nel caso in cui una TE abbia un numero EVS senza CD, è necessaria anche l’informazione del GBER.

Nel caso di un nuovo RPU/RPG, il RPSRS

impsota i test di PPS, RPS e (DPS).

Il RPSRS firma il contratto quadro per la partecipazione alla regolazione terziaria.

Il GRT esamina la lista e ordina i nessari codici EIC per i nuovi RPU/RPG e (TE), e li condivide con il RPSRS.

Il GRT performa l’analisi dei risultati del test entro i successivi 3 mesi e fornisce un attestato al RPSRS qualora i requisiti tecnici di prequalifica per mFrr e/ o RR fossero soddisfatti dal RPU/RPG testato.

Inoltre i risultati del test e le informazioni tecniche vengono salvati nei sistemi interni KWSD/SDA.

Il GRT esamina e testa i programmi previsionali nel sistema Test o Integration e inserisce i dati (RPU/RPG, fornitore) nel sistema (produttivo o test).

Il GRT ordina un segnale di attivazione test

nel sistema Test o Integration (via Email o ECP) e attende la conferma del RPSRS.

Qualora non vi fosse ancora nessuna

Il GRT salva il contratto su VMS, accredita il RPSRS su SDL B&E per il prodotto TRL e tutti i prodotti TRE e

connessione ECP, il punto di connessione ECP abilita il prodotto TRL su SMS (MA-

Il GRT imposta un

attestato aggiornato e lo condivide con il RPSRS.

deve essere richiesto tramite Salesforce

(prima nel sistema Integration, poi nel sistema Produktion).

MO-CA) e su Salesforce. MA-SO-RA

sarà informato via Salesforce circa il numero telefonico del RPSRS.

Attori coinvolti e livelli di comunicazione

GRT

RPSRS

GCE

SDL B&E Swisscom LAN-I

GR-MS-SO

TE-CG

MA-MO-AS

Test/Integration

(o PIA)

Note

• La numerazione indica una successione temporale degli eventi.

• Le lettere a fianco die numeri indicano una successione temporale di azioni all’interno di un evento.

• Le caselle in grigio indicano un livello di comunicazione.

• Le frecce con un cerchio indicano che viene utilizzato il livello di comunicazione sottostante.

• Le freccie senza cerchio indicano che il livello di comunicazione sottostante non viene utilizzato.

• Le scritte in rosso indicano azioni che possono essere svolte in parallelo.

• Freccie su entrambi i lati reppresentano uno scambio di informazioni tra le parti.

• Le scritte in verde indicano azioni che si presentano una volta sola.

• Le scadenze elencate sono conformi all'accordo quadro per la partecipazione al controllo secondario.

Figura 10: Processo prequalifica di una RPU o RPG per la partecipazione alla regolazione terziaria

6. Requisiti tecnici per la partecipazione alla regolazione primaria ‌

Per poter partecipare alla regolazione primaria, una RPU e un RPG devono soddisfare i seguenti requisiti tecnici. Per la prequalifica di una RPU o di un RPG, l’RPSRS è tenuto a compilare la relativa documentazione di prequalifica (punto 20) e metterla a disposizione di Swissgrid.

6.1. Statica

La statica (droop) è una proprietà del regolatore di FCR. Per statica si intende il rapporto tra la deviazione di frequenza allo stato stazionario (∆𝑓) nella rete e le conseguenti variazioni di po- tenza attiva allo stato stazionario (∆𝑃), espresso in percentuale. La deviazione di frequenza è espressa in rapporto alla frequenza nominale (𝑓𝑛) e la variazione di potenza attiva in rapporto alla capacità nominale (𝑃𝑛) (cfr. art. 2 cpv. 23 (RfG, 2016)).

∆𝑓

𝑓𝑛

𝑠 = ∆𝑃

𝑃𝑛

(1)

6.2. Misurazione della potenza

Deve essere effettuata almeno una misurazione della potenza per TE. La misurazione della po- tenza al punto di allacciamento alla rete è ammessa se l'RPSRS può monitorare con precisione l'attivazione di una TE situata a valle di un punto di allacciamento alla rete e può dimostrarlo.

La misurazione della potenza dell’RPU viene effettuata aggregando le misurazioni di potenza delle relative TE. La misurazione della potenza dell’RPG viene effettuata aggregando le misura- zioni di potenza delle relative TE e RPU.

6.3. Misura della frequenza

6.3.1. Precisione

La precisione della misura della frequenza deve corrispondere allo stato attuale della tecnica e almeno allo standard industriale. La massima deviazione ammissibile tra la frequenza misurata e quella reale è di 10 mHz.

6.3.2. Velocità di aggiornamento

Le misurazioni della frequenza basate su un passaggio per lo zero richiedono tipicamente periodi di mediazione di 5 (cinque) cicli di 20 ms ciascuno. Pertanto, la velocità di aggiornamento della frequenza dovrebbe essere di 100 ms.

6.3.3. Misura della frequenza decentralizzata vs centralizzata

Le RPU devono avere misurazioni della frequenza locali almeno per punto di allacciamento alla rete o, se tecnicamente possibile, sotto la TE dell’RPU. (cfr. art. 3 cpv. 6 (SAFA, Erwartet in 2021)).

L’RPG deve adottare uno dei seguenti approcci (cfr. art. 3 cpv. 7, 8 e 9) (SAFA, Erwartet in 2021)):

1. decentrato, cioè misurazioni della frequenza locali almeno per punto di allacciamento alla rete e, se tecnicamente possibile, per TE.

2. Un regolatore centrale con misurazioni della frequenza decentralizzate per punto di raccordo come soluzione di ripiego per garantire un funzionamento autonomo e una corretta attiva- zione in caso di guasti al regolatore centrale stesso (ad es. guasto SCADA, guasti ai mezzi di comunicazione) o in caso di disconnessione della rete che si ripercuota nell’area dell’RPG.

La funzione di sorveglianza deve rilevare eventuali guasti nel comando centrale o deviazioni di frequenza tra le TE all'interno dell'area dell'RPG.

Inoltre, l’RPSRS è tenuto ad attuare immediatamente contromisure adeguate per evitare che il passaggio alla misurazione decentralizzata della frequenza comprometta in modo significa- tivo la messa a disposizione di FCR.

3. Una soluzione alternativa con un effetto equivalente alle misurazioni della frequenza decen- tralizzate conformemente al punto 6.3.3 cpv. 2.

Se l'RPG include una o più RPU, le misurazioni della frequenza locale di questa RPU possono essere integrate nella soluzione alternativa. L'RPSRS deve dimostrare l'efficacia della solu- zione alternativa rispetto alla soluzione descritta al punto 6.3.3 cpv. 2 .

La soluzione deve essere concordata in anticipo con Swissgrid.

Per un periodo di 4 (quattro) anni dopo l'entrata in vigore del rapporto «Caratteristiche supple- mentari delle FCR» (SAFA, Erwartet in 2021) l'attuazione di un regolatore centrale che non sod- disfa i requisiti del punto 6.3.3 cpv. 2 è provvisoriamente ammessa alle seguenti condizioni (cfr. art. 3 cpv. 10 (SAFA, Erwartet in 2021)):

a. al fine di mitigare il rischio di malfunzionamento della TE in caso di guasto del regolatore centrale delle FCR (ad esempio guasto SCADA, guasto dei mezzi di comunicazione) e di limitare l'impatto sulla frequenza, un singolo regolatore centrale non conforme non potrà con- trollare più dell'1% della capacità delle FCR dell'incidente di riferimento per l'area sincrona dell'Europa continentale (attualmente ciò corrisponde a 30 MW) ai sensi dell'articolo 153 cpv.

(2) punto (b) sottoparagrafo (i), SO GL.

b. Swissgrid monitora la percentuale di capacità di FCR comandata da regolatori centrali non conformi durante il processo di approvvigionamento. Al fine di garantire la sicurezza operativa ai sensi dell'articolo 154, cpv. (4), SO GL, la quantità di capacità di FCR comandata dai rego- latori centrali in ciascun blocco di frequenza della potenza non deve superare il 2,5% dell’inci- dente di riferimento per l'area sincrona dell'Europa continentale (attualmente corrispondente a 75 MW) ai sensi dell'articolo 153 cpv. (2) punto (b) sottoparagrafo (i) SO GL. 4 (quattro) anni dopo l'entrata in vigore del rapporto «Caratteristiche supplementari delle FCR» (SAFA, Erwartet in 2021) non sono più ammessi i regolatori centrali di FCR che non soddisfano i requisiti della punto 6.3.3 cpv. 2.

6.3.4. Zona di insensibilità e banda morta

Il massimo effetto combinato dell'insensibilità intrinseca della risposta della frequenza e di una possibile banda morta intenzionale in quanto l'RPU o l'RPG non forniscono le FCR è di 10 mHz (vedere allegato V (SOGL, 2017)).

L'RPSRS garantisce che la caratteristica della rete per la quale si è aggiudicata un contratto (x MW) in una gara d'appalto sia rispettata in ogni punto di lavoro al di fuori della banda morta ammissibile. La caratteristica della rete descrive la variazione lineare della potenza in funzione della deviazione di frequenza dalla frequenza di referenza con una pendenza di x MW/200 mHz.

pila, ossia modificare il valore di riferimento in relazione alla carica in tempo reale, se la deviazione di frequenza è nell’intervallo [-10 mHz, 0) e viceversa. La carica in tempo reale è consentita solo se la deviazione di frequenza è nell'intervallo [0,10 mHz] e la scarica è consentita solo se la deviazione di frequenza è nell'intervallo [-10 mHz, 0), a condizione che la variazione del valore di riferimento sia al massimo uguale alla variazione di potenza che sarebbe fornita per FCR per questa specifica deviazione di frequenza. La relativa condizione è una precisione della misura della frequenza superiore a 10 mHz.

6.4. Velocità di attivazione

Ogni RPU e RPG deve dimostrare di soddisfare i seguenti requisiti (cfr. art. 154 cpv. 7 (SOGL, 2017) e art. 3 cpv. 2, 3, 4 (SAFA, Erwartet in 2021))2:

1. l'attivazione non deve essere ritardata artificialmente e deve iniziare il più presto possibile, ma non oltre 2 secondi dopo una deviazione di frequenza; e

2. nel caso di una deviazione di frequenza di almeno ±200 mHz, almeno il 50% della piena capacità deve essere messa a disposizione al più tardi dopo 15 secondi; e

3. nel caso di una deviazione di frequenza di almeno ±200 mHz, il 100% della piena capacità deve essere messa a disposizione al più tardi dopo 30 secondi; e

4. nel caso di una deviazione di frequenza di almeno ±200 mHz, l'attivazione della piena capa- cità deve aumentare almeno linearmente; e

5. nel caso di una deviazione di frequenza inferiore a ±200 mHz, la capacità attivata corrispon- dente deve essere almeno proporzionalmente nelle stesse risposte temporali menzionate ai punti da 1a 4; e

6. nel caso di una deviazione di frequenza al di fuori della banda di frequenze di ±200 mHz ma entro la banda da 47,5 a 51,5 Hz, nessuna attivazione può essere ridotta. L'RPU o RPG deve rimanere nella banda di frequenze da 47,5 a 51,5 Hz nella banda e per i periodi definiti nel Transmission Code (Swissgrid, Trasmission Code 2019, 2019) (figure 11 e 12) per i periodi di tempo definiti.

2 Se uno qualsiasi dei requisiti del cpv. 6.4 punto 1 o punto 4 non può essere soddisfatta, l'RPU o l'RPG deve fornire a Swissgrid una prova tecnica. Swissgrid valuta queste prove e decide se l'RPU o l'RPG possono essere prequalificati per la messa a disposizione di FCR.

Deviazione di frequenza: ±200 mHz

Deviazione di frequenza: ±100 mHz

0.75

0.5

0.25

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Tempo (s) Tempo (s)

Variazione di potenza/potenza prequalificata

Figura 11: Processo di attivazione delle FCR

6.5. Durata di attivazione

6.5.1. RPU o RPG con accumulatore d'energia illimitato nel tempo (non LER)

Una RPU o un RPG con accumulatore d'energia illimitato nel tempo attiva le proprie FCR finché la deviazione di frequenza persiste (cfr. art. 156 cpv. 7 (SOGL, 2017)).

6.5.2. RPU o RPG con accumulatore d'energia limitato (LER)

Una RPU o un RPG con accumulatore d'energia illimitato nel tempo attiva le proprie FCR finché la deviazione di frequenza persiste, a meno che il suo accumulatore d'energia non sia esaurito in direzione positiva o negativa (cfr. art. 156 cpv. 8 (SOGL, 2017)).

Le RPU o gli RPG con accumulatore d'energia limitato nel tempo devono essere continuamente disponibili allo stato normale. Dall'attivazione e nello stato di allerta, l'RPU o l'RPG devono essere in grado di attivare completamente le FCR ininterrottamente per almeno 15 minuti3 (cfr. art. 156 cpv. 9 (SOGL, 2017)).

Si verifica uno stato di allerta se si applica uno dei seguenti criteri:

1. La deviazione di frequenza è ≥ ±50 𝑚𝐻𝑧 per più di 15 minuti; o

2. La deviazione di frequenza è ≥ ±100 𝑚𝐻𝑧 per più di 5 minuti; o

3. La deviazione di frequenza è ≥ ±200 𝑚𝐻𝑧

Se l'accumulatore di energia si esaurisce dopo la durata minima di attivazione nello stato di allerta, l'RPSRS è tenuto a garantire il ripristino dell'accumulatore di energia il prima possibile, ma al più tardi entro due ore dalla fine dello stato di allerta (cfr. art. 156 cpv. 13 punto b (SOGL, 2017)).

3 In linea con il rapporto «All Continental Europe and Nordic TSOs‘ proposal for assumptions and a Cost Benefit Analysis methodology in accordance with Article 156 para. (11) of the Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2018 establishing a guideline on electricity transmission system operation”. La durata minima di attivazione è disciplinata in base ai risultati di questo rapporto. Non sarà inferiore a 15 minuti né superiore a 30 minuti.

6.6. Disposizioni tecniche supplementari in caso di accumulatore d'energia limitato nel tempo (LER)

6.6.1. Gestione delle cariche e area di lavoro

L'RPSRS è tenuto a disporre di un sistema di gestione delle cariche attive per garantire un'attiva- zione continua nello stato normale e almeno 15 minuti nello stato di allerta. Lo stato di carica nello stato normale deve rispettare determinati intervalli (area di lavoro). La Figura 12 mostra l'area di lavoro per il criterio dei 15 minuti. L'RPSRS può lasciare quest’area di lavoro solo in caso di stato di allerta, ovvero se è presente almeno un criterio di cui al punto 6.5.2.

L’area di lavoro viene calcolata come segue: Lo stato di carica massima e minima dipende dalla capacità di stoccaggio utilizzabile e dalla potenza prequalificata. La capacità di stoccaggio utiliz- zabile e la potenza prequalificata sono stabilite dal test per determinare la capacità di regolazione primaria (punto 7.1.3).

Per il criterio dei 15 minuti, sono indicati lo stato di carica (SoC) massimo e minimo:

𝐸 − 0.25ℎ ∙ 𝑃𝑝𝑞

𝑆𝑜𝐶𝑚𝑎𝑥 = 𝐸

(2)

0.25ℎ ∙ 𝑃𝑝𝑞

𝑆𝑜𝐶𝑚𝑖𝑛 = 𝐸

(3)

Così

𝐸 la capacità di stoccaggio utilizzabile in MWh;

100%

90%

80%

70%

60%

50%

Area di lavoro per il

criterio dei 15 minuti

40%

30%

20%

10%

0.5

1.5

2.5

Rapporto tra la capacità di stoccaggio utilizzabile [MWh] e la potenza prequalificata [MW]

Stato di carica

𝑃𝑝𝑞 la potenza prequalificata in MW.

Figura 12: Area di lavoro per il criterio dei 15 minuti

Swissgrid supporta fondamentalmente due metodi per la gestione della carica basati su una di- chiarazione ex ante del nuovo punto di lavoro sulla base della carica o alla scarica. L'RPSRS è tenuto ad effettuare la gestione della carica/scarica o sul mercato per mezzo di transazioni di programmi previsionali (transazioni in borsa o OTC) o attraverso la regolazione della produzione o del consumo di altre TE appartenenti allo stesso gruppo di bilancio dell'RPSRS stesso.

La gestione delle cariche deve essere presentata chiaramente tramite simulazioni di dati di fre- quenza storici (dati di almeno 1-2 anni) e dati di frequenza artificiali e coordinata con Swissgrid. Le simulazioni devono prendere in considerazione il preavviso necessario prima della carica e della scarica, nonché uno scenario peggiore («worst-case scenario») di una transizione dallo stato normale a quello di allerta (ossia una deviazione di frequenza limite nello stato normale). Tali scenari possono essere:

1. una deviazione di frequenza di quasi 100 mHz per 10 minuti, seguita da una deviazione di frequenza di quasi 200 mHz per 5 minuti; o

2. una deviazione di frequenza di quasi 50 mHz per 30 minuti prima di entrare nello stato di allerta.

6.6.2. Potenza nominale e potenza prequalificata

Affinché le cariche e le scariche risultanti dalle operazioni di compensazione siano possibili con- temporaneamente alla piena attivazione e si tenga conto delle perdite, la potenza prequalificata deve essere inferiore alla potenza nominale. Il rapporto tra la potenza nominale e la potenza prequalificata deve essere almeno di 1,25:1. A seconda della gestione delle cariche, è ammessa una soluzione alternativa con lo stesso effetto (cfr. art. 3 cpv. 5 (SAFA, Erwartet in 2021)).

6.6.3. Regime di riserva

Le RPU e gli RPG LER che sono prequalificati per la prima volta dopo l'entrata in vigore del rapporto «Caratteristiche supplementari delle FCR» (SAFA, Erwartet in 2021) e collegati alla rete per mezzo di convertitori devono garantire che, in prossimità dei valori limite superiori (SoCmax) e inferiori (SoCmin) dell’accumulatore d'energia la capacità rimanente per il mantenimento delle po- tenze sia sufficiente per una risposta adeguata alle deviazioni di frequenza a breve termine. Per- tanto, devono passare dal regime normale (reazione alla normale deviazione di frequenza) al regime di riserva, ovvero la reazione alla deviazione di frequenza con valore medio 0 («zero- mean».

La transizione dal regime normale al regime di riserva è inizializzata non appena sono raggiunti o superati i seguenti valori limite. Questi valori limite sono definiti dalla quantità di energia richiesta per fornire le FCR per la durata fino a quando le aFRR sono completamente attivate:

SoCmin = tFAT ∗ E

(4)

SoC𝑚𝑎𝑥 = 1 − SoC𝑚𝑖𝑛

(5)

Dove:

1. tFAT4 il tempo di piena attivazione delle aFRR in h (FAT: full activation time); e

2. P è la piena capacità di FCR nel caso di una deviazione di frequenza di ±200 mHz in MW; ed

3. E è la capacità di stoccaggio utilizzabile in MWh.

La transizione al regime di riserva è quindi inizializzata al momento di tstart = t(SoC = SoCmin oder SoC = SoCmax) e dura tFAT.

4 Derzeit gibt es einen maximalen Leistungsgradient von 0.5% der Nominalen Leistung pro Sekunde. Das bedeutet, dass die gesamte aFRR innerhalb von 200 Sekunden (tFAT=200s) aktiviert wird.

Nel regime normale, la TE deve reagire alla normale deviazione di frequenza Df(t) mentre nel regime di riserva può reagire solo alla deviazione di frequenza a breve termine con il valore medio 0 («zero-mean»):

tFAT−1

DFzero−mean(t) = Df(t) − t ∑ D𝑓(t − i)

FAT i=0

(6)

Durante la transizione dal regime normale al regime di riserva (da 𝑡𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡 bis 𝑡𝑠𝑡𝑎𝑟𝑡 + 𝑡𝐹𝐴𝑇 ), la PD risponde alla combinazione Dfreaction(t) della deviazione di frequenza normale e della deviazione di frequenza a breve termine:

Dfreaction(t) = DFzero−mean(t) ∙ T + (1 − T) ∙ Df(t)

(7)

Dove T è la funzione di ponderazione definita come segue:

0 t < tstart

t − tstart

T = { t tstart ≤ t < tstart + tFAT

FAT

1 t ≥ tstart + tFAT

(8)

Quando lo stato di carica viene ripristinato (SoC𝑚𝑖𝑛 < 𝑆𝑜𝐶 < SoC𝑚𝑎𝑥), la TE ritrova il regime nor- male. La transizione al regime normale è simile alla transizione al regime di riserva. Viene inizia- lizzata al 𝑡𝑟𝑒𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒 e dura 𝑡𝐹𝐴𝑇 . Durante la transizione, la TE deve reagire al Dfreaction(t) (formula (7)). In questo caso, tuttavia, la funzione di ponderazione è definita come segue:

1 t < trestore

trestore−t

T = { t + 1 trestore ≤ t < trestore + tFAT

FAT

0 t ≥ trestore + tFAT

(9)

Si noti che la durata minima di attivazione, come definita al punto 6.5.2, deve essere rispettata, indipendentemente dal fatto che la TE sia nel regime di riserva.

6.7. Potenza minima ai fini di prequalifica per RPP

L’RPP di FCR di un RPSRS deve avere una potenza minima prequalificata di 1 MW. Se l’RPP contiene solo una RPU o un RPG, significa che la potenza minima che può essere prequalificata per RPU o RPG è pari a 1 MW.

7. Test per determinare la capacità di regolazione primaria

Il test per determinare la capacità di regolazione primaria è basato sull'esperienza di altri gestori di rete5 ed è stato sviluppato con il coinvolgimento e l'assistenza dei rappresentanti del settore. Ogni RPU e RPG che desidera partecipare alla regolazione primaria deve essere controllata/o per assicurarsi che soddisfi i requisiti tecnici necessari.

5 (Fachbereiche Digitale Transformation, 2003) (IEC, 1998) (IEC, 2005) (RTE, 2007) (RWE Transportnetze Strom, 2007)

(Terna, 2008) (Transelectrica, 2008)

Nella procedura di prequalifica si ricorre a uno dei seguenti metodi. Il metodo di test privilegiato per la riproducibilità è il collegamento di un segnale di prova al setpoint della frequenza o la di- sposizione dello stesso da parte del regolatore (cfr. punto 7.1). Qualora non sia possibile, può essere usato come alternativa un test semplificato (cfr. punto 7.3).

7.1. Apertura dei segnali di prova al regolatore

In questa procedura, il valore di riferimento della frequenza del sistema è ridotto da 50,0 Hz a 49,8 Hz o aumentato a 50,2 Hz entro 10 secondi. 30 secondi dopo l'inizio del test, è possibile leggere la deviazione della potenza (cfr. Figura 13).

7.1.1. Requisiti

1. Precisione di misurazione dei convertitori: < 0.5% del valore nominale, ove possibile classe

0.1 e

2. Velocità di attivazione della misura della frequenza: 100 ms; e

3. Impostazione del setpoint della frequenza: < 5 mHz

Tutte le misurazioni per tutti i canali/unità di misura devono essere sincronizzate con almeno un contrassegno orario unico.

Frequenza [Hz]

49.8

Potenza attiva [MW]

0 10 sec

30 sec

15 min

Frequenza [Hz]

50.2

Potenza attiva [MW]

0 10 sec

30 sec

15 min

ΔF = -200mHz

ΔF = +200mHz

ΔP = potenza prequalificata positiva

ΔP = potenza prequalificata negativa

Figura 13: Segnali di prova per la verifica della capacità di regolazione primaria

7.1.2. Raccomandazioni

L'esecuzione dei test è di esclusiva responsabilità dell'RPSRS o del GCE. A seconda dei casi, si consiglia di avvalersi del supporto del produttore risp. di esperti del gestore di rete o di un consu- lente adeguatamente qualificato. In tale caso i protocolli di misurazione (rapporti di misurazione) costituiscono il fondamento per una prequalifica vincolante.

I test devono essere condotti in modo tale che non sussista alcun rischio di danneggiare i com- ponenti della centrale elettrica in qualsiasi momento e che nessun meccanismo di protezione si spenga o scatti durante i test. A tal proposito non è consentito disattivare i dispositivi di protezione. Nel corso dei test è percorsa l'intera area di lavoro predisposta per la regolazione e le macchine devono continuare a funzionare in parallelo con la rete d’interconnessione.

7.1.3. Esecuzione

L'obiettivo dei test è determinare la banda morta intrinseca al sistema e la statica (cfr. punto 7.1.3.1 e 7.1.3.2).

7.1.3.1. Determinazione della banda morta/Zona di insensibilità

La banda morta6 viene individuata mediante un'isteresi7. in cui Δf corrisponde all’intera banda e Δf /2 alla metà della medesima. Con un’apposita regolazione del segnale d’ingresso si accerta a partire da quale momento è riscontrabile una variazione in uscita. Il setpoint frequenza è modifi- cato a livelli ed è letto il valore stazionario della potenza (cfr. Figura 14). I dati empirici mostrano che, in funzione del tipo di centrale elettrica, sono considerati adatti tempi di attesa da uno a tre minuti.

Potenza attiva [MW]

49.8 50

Minima variazione di frequenza stazionaria

50.2

Massima frequenza

variazione di stazionaria

Frequenza [Hz]

Δf

Figura 14: Determinazione della banda morta/Zona di insensibilità

La banda morta è valutata secondo:

≤ 2 ∙ 10−4

(10)

Con la condizione di normazione si ottiene:

∆f (𝟏𝟎)

ix = 50 Hz ⇒=⇒ ∆f ≤ 20mHz

(11)

Durante la misurazione sono soddisfatti i seguenti due parametri:

1. aumento incrementale della frequenza: < 5 mHz; e

2. massima insensibilità combinata e banda morta: Δf/2 ≤ 10 mHz.

6 Qui si intende la banda morta determinata da cause fisiche dell’intero campo di regolazione (ingresso frequenza/numero di giri – di potenza), non quella impostabile nel regolatore.

7 (Fachbereiche Digitale Transformation, 2003) (IEC, 1998) (RTE, 2007) (RWE Transportnetze Strom, 2007) (Terna, 2008)

(Transelectrica, 2008))

7.1.3.2. Determinazione del potenziamento e dei tempi di ritardo

La variazione di potenza (∆𝑃) è registrata per mezzo di un impulso o dell’apertura di una rampa di frequenza per ogni direzione secondo la Figura 13. Sulla base del rispettivo andamento della potenza, si stabilisce la statica e i tempi di ritardo. Per calcolare la statica, si utilizza la formula (1), dove 𝑓𝑛 è la frequenza nominale (50 Hz) e 𝑃𝑛 è la potenza nominale.

La variazionedi potenza ∆𝑃 per una deviazione di frequenza di -200 mHz e +200 mHz corrisponde alla potenza positiva e negativa prequalificata.

7.1.3.3. Determinazione della capacità energetica utilizzabile (solo per LER)

Per determinare la potenza prequalificata, è necessario determinare la capacità energetica utiliz- zabile. L'RPSRS esegue il test conformemente al punto 7.1.3.2 fino al raggiungimento del limite dello stato di carica. Per una deviazione di frequenza di -200 mHz (cfr. Figura 15), l'RPSRS inizia il test dallo stato di carica più elevato (ad es. SoC = 100%), attiva la massima potenza positiva entro 30 secondi ed effettua la fornitura fino a raggiungere lo stato di carica più basso (ad es. SoC = 0%). Se l'RPSRS desidera usare una gamma limitata di SoC, il test inizia nello stato di carica massima (ad es. SoC = 95%) e arriva fino allo stato di carica minima (ad es. SoC = 5%). L'RPSRS esegue lo stesso test per una deviazione di frequenza di +200 mHz e inizia dal livello di carica più basso. Il test asimmetrico della capacità energetica utilizzabile è necessario per con- trollare le perdite in entrambe le direzioni.

Durante il test, la gestione delle cariche deve essere inattiva. La capacità energetica è calcolata come segue:

Epos.Richtung[MWh]

= positive präqualifizierte Leistung[MW] ∙ Erbringungszeit[h]

(12)

Eneg.Richtung[MWh]

= negative präqualifizierte Leistung[MW] ∙ Erbringungszeit[h]

(13)

Potenza attiva [MW]

Frequenza [Hz]

49.8

10 sec

30 sec

>15 min

Epos = ΔP*tempo di consegna

ΔP = potenza prequalificata positiva

La capacità energetica utilizzabile è calcolata come segue:

E[MWh] = Mittelw.(Epos.Richtung, Eneg.Richtung)

(14)

Figura 15: Andamento della potenza nel caso di una deviazione di frequenza di -200 mHz (solo per LER)

7.2. Reporting e analisi

I risultati dei test di regolazione primaria devono essere presentati con i modelli di banda morta, aumento di frequenza e riduzione di frequenza (pubblicati nella sezione prequalifica).

Potenza attiva [MW]

Frequenza [Hz]

49.8

10% ΔP

L’andamento della potenza registrato deve essere compreso entro i limiti di tolleranza indicati nella

5% Pn

ΔP

5% Pn

Figura 16, che sono ridimensionati secondo i parametri della macchina.

10% ΔP

Per superare il test, sono valutati tutti i requisiti elencati al punto 6 e i limiti di tolleranza della figura 16.

Potenza attiva [MW]

Frequenza [Hz]

49.8

5% Pn

ΔP

5% Pn

Figura 16: Andamento della potenza (linee blu) e campi di tolleranza (linee blu tratteggiate) per una deviazione di frequenza di -200 mHz

7.3. Test alternativi

Possono essere eseguiti test alternativi (semplificati), se le premesse tecniche non consentono l'attivazione dei segnali di prova sui regolatori o se il relativo onere finanziario è sproporzionato.

7.3.1. Analisi dei crolli di frequenza

Per questo metodo non occorrono apparecchi di misurazione speciali e ci si avvale degli iter di misurazione già disponibili nella centrale elettrica che di norma fanno riferimento al sistema di

regolazione e comando della centrale. L’analisi viene effettuata a regime normale, basandosi per la stimolazione su fenomeni (scenari di test) in rete nei quali la centrale elettrica ha reagito alle variazioni di frequenza e tensione verificatesi.

Attraverso la registrazione delle grandezze d’ingresso (tensione, frequenza) e della reazione delle singole macchine (potenza reattiva e attiva), mediante un’analisi successiva si può determinare il livello qualitativo della capacità di regolazione.

Presupposto di base di questo metodo è che la risoluzione temporale delle misurazioni sia pari almeno a 2 secondi.

Se gli scarti di frequenza sono esigui (circa 50 mHz), le variazioni di potenza delle singole mac- chine rientrano nei parametri della precisione di misura. In questo caso la misurazione di un intero gruppo di generatori al punto di immissione si presta meglio ad un'analisi.

7.3.2. Test speciali

Tale termine racchiude tutti gli altri test coordinati con Swissgrid e risultati idonei per la procedura di prequalifica.

A tal fine occorrono apparecchi di misurazione mobili, che vengono collegati a convertitori già presenti nella centrale elettrica o da installare appositamente per il test, oppure sono necessarie misurazioni ad elevata risoluzione attraverso il regolatore delle turbine stesso.

In seguito le misurazioni vengono effettuate nell’ambito di speciali procedure di prova durante le quali, attraverso manovre di collegamento mirate tra centrale elettrica e rete, vengono trasmessi ai circuiti di regolazione i necessari stimoli per la tensione e la potenza attiva. Tra questi figurano, in particolare, i test di verifica della capacità di funzionamento in isola che consentono di desu- mere la capacità di regolazione primaria.

8. Requisiti tecnici per la partecipazione alla regolazione seconda- ria

8.1. Gradiente di potenza

Ogni RPU e RPG deve avere un gradiente della potenza di almeno lo 0,5% per secondo di po- tenza nominale.

8.2. Allacciamento

Ogni RPU e RPG deve essere integrato online nel corrispondente circuito di regolazione secon- daria e deve seguire automaticamente e senza ritardi il valore di regolazione del regolatore di rete di Swissgrid. L’allacciamento è effettuato conformemente al punto 22.

8.3. Capacità di regolazione secondaria

Una RPU o un RPG operante sotto al dispositivo di regolazione secondaria deve essere in grado di fornire continuamente, con il gradiente di potenza richiesto, la potenza richiesta dal dispositivo di regolazione secondaria centrale. Questo principio è valido anche in caso di inversione della direzione di regolazione.

È necessario attenersi a detto principio anche in caso di partecipazione simultanea alla regola- zione primaria e in caso di adattamenti del punto di lavoro.

8.4. Trasmissione e attuazione della richiesta di potenza

La richiesta di potenza, determinata dal dispositivo di regolazione secondaria centrale di Swis- sgrid, deve essere trasmessa al centro di contatto centrale dell'RPSRS e poi alle TE partecipanti senza ritardi, nonché attuato.

L'RPSRS è tenuto a dimostrare come avviene la trasmissione e l'attuazione della richiesta di potenza alla TE partecipante (ad es. come e quanto spesso la richiesta di potenza è distribuita alla TE partecipante, come e quanto spesso la disponibilità e la potenza attiva attuale della TE è trasmessa al centro di contatto centrale, se esiste una MOL interna, qual è il principio dell'algo- ritmo di regolazione, ecc.).

8.5. Anello di regolazione o ciclo di rinnovo dei valori di misura

L’anello di regolazione del regolatore centrale di rete è da 1 a 2 secondi; pertanto il valore di potenza trasmesso dal regolatore centrale di rete all'RPSRS deve essere aggiornato in un ciclo di 1 secondo o meno.

8.6. Misurazione della potenza

8.7. Disposizioni tecniche supplementari in caso di accumulatore d'energia limitato nel tempo (LER)

8.7.1. Durata di attivazione

Quando si partecipa alla regolazione secondaria, non esiste un periodo minimo di attivazione del LER. La SRL totale offerta deve essere disponibile per l'intero periodo di fornitura, e garantendo in ogni momento la fornitura ininterrotta di energia di tutte le TE operanti sotto il dispositivo di regolazione secondaria.

8.7.2. Gestione delle ricariche

Swissgrid supporta fondamentalmente due metodi per la gestione della carica basati su una di- chiarazione ex ante del nuovo punto di lavoro sulla base della carica/scarica. L'RPSRS è tenuto ad effettuare la gestione della carica/scarica o sul mercato per mezzo di transazioni di programmi previsionali (transazioni in borsa o OTC) o attraverso la regolazione della produzione o del con- sumo di altre TE appartenenti allo stesso gruppo di bilancio dell'RPSRS stesso. Il metodo di ge- stione delle cariche deve essere chiaramente definito e concordato con Swissgrid.

8.8. Potenza minima ai fini di prequalifica per RPU o RPG e RPP

L’aFRR dell’RPP dell'RPSRS deve avere una potenza minima prequalificata di ±5 MW per le offerte simmetriche e +5 MW o -5 MW per le offerte asimmetriche. Qualora l’RPP contenga solo una RPU o un RPG, significa che la potenza minima che può essere prequalificata o testata per RPU o RPG è pari a 5 MW.

9. Test per determinare la capacità di regolazione secondaria

9.1. Introduzione

Ogni RPU e RPG che partecipa alle gare d'appalto basate sul mercato per la regolazione secon- daria deve essere controllata/o in termini di prerequisiti tecnici richiesti. Durante questi test è va- lutata la risposta dell’RPU o dell'RPG al corrispondente segnale di test messo a disposizione da Swissgrid. Una RPU o RPG può essere testata/o per la regolazione secondaria positiva e nega- tiva o per una sola direzione di fornitura.

9.2. Organizzazione dei test

I cicli di test non devono perturbare o mettere in pericolo la gestione della rete.

1. Il test va eseguito sotto la responsabilità del gestore. Per le centrali associate, i test vengono coordinati dall’organo competente in materia di esercizio in collaborazione con il partner re- sponsabile della gestione operativa; e

2. i test devono essere strutturati in modo tale che non sussista mai alcun pericolo di danni ai componenti della TE e che nessuno dei meccanismi di protezione e regolazione provochi disinserimenti durante il test. A tal proposito non è consentito disattivare i dispositivi di prote- zione; e

3. la procedura esatta viene dapprima concordata con Swissgrid.

9.3. Trasmissione di un segnale di test con richiesta di potenza

Una RPU o un RPG da utilizzare per la fornitura di aFRR negative e positive deve superare il test conformemente al punto 9.3.1 . Per una RPU o un RPG da utilizzare solo per la fornitura di aFRR negative o positive il test deve essere condotto conformemente al punto 9.3.3 .

Il punto di lavoro (programma previsionale) dell'intera RPU o dell’intero RPG non deve variare durante il test.

Se una RPU o un RPG dovesse avere delle difficoltà motivate con l'andamento della potenza, di caso in caso è possibile consentire un'altra scala. Sequenza temporale e durata restano invariate.

9.3.1. Test per la prequalifica simultanea per la fornitura di aFRR in direzione positiva e nega- tiva

Il segnale di prova ha l’andamento mostrato nella Figura 17 ed è fornito all’RPSRS da Swissgrid come requisito di MW. La differenza Psek tra la potenza massima (segnale di prova 100%) e la potenza minima (segnale di prova -100%) è almeno il 60% della banda di regolazione secondaria massima prequalificabile o fornibile e deve essere basata sulla SRL offerta in seguito. Il punto di

lavoro, che corrisponde a un segnale di prova dello 0%, deve essere basato sui punti di funzio- namento tipici della TE.

della banda di potenza sotto test

Tempo

morto

«negativo»

100

Psek

Tempo morto

«positivo»

La banda di tolleranza

è fissata al 5% di Psek

Limite superiore Valore desiderato Limite inferiore

-100

5 10 20 25 35 40 50 60 70 75

Figura 17: Segnale di prova con campi di tolleranza per la fornitura di aFRR negative e positive

Tempo (min)

9.3.2. Test per la prequalifica per la fornitura di aFRR in direzione negativa

Il segnale di prova ha l’andamento mostrato nella Figura 18 ed è fornito all’RPSRS da Swissgrid come requisito di MW. La differenza Psek tra la potenza massima (segnale di prova 0%) e la po- tenza minima (segnale di prova -100%) è almeno il 60% della banda di regolazione secondaria negativa massima prequalificabile o fornibile e deve essere basata sulla SRL offerta in seguito. Il punto di lavoro, che corrisponde a un segnale di prova dello 0%, può essere selezionato dall'RPSRS e deve essere basato sui punti di funzionamento tipici della TE.

Segnale test in % della banda di potenza sotto test

Limite superiore Valore desiderato Limite inferiore

Tempo morto

«negativo»

-50

Psek

Tempo morto

«positivo»

La banda di

tolleranza è fissata

al 5% di Psek

-100

0 5 10 15 25 30 40 45 55 65 75

Tempo (min)

Figura 18: Segnale di prova con campi di tolleranza per aFRR negative

9.3.3. Test per la prequalifica per la fornitura di aFRR in direzione positiva

Il segnale di prova ha l’andamento mostrato nella Figura 19 ed è fornito all’RPSRS da Swissgrid come requisito di MW. La differenza Psek tra la potenza massima (segnale di prova 100%) e la potenza minima (segnale di prova 0%) è almeno il 60% della banda di regolazione secondaria positiva massima prequalificabile o fornibile e deve essere basata sulla SRL offerta in seguito. Il punto di lavoro, che corrisponde a un segnale di prova dello 0%, deve essere basato sui punti di funzionamento tipici della TE.

Segnale test in % della banda di potenza sotto test

Tempo morto

«negativo»

100

Psek

La banda di

tolleranza è fissata al 5% di Psek

Tempo morto

«positivo»

Limite superiore Valore desiderato Limite inferiore

0 5 10 15 25 30 40 45 55 65 75

Figura 19: Segnale di prova con campi di tolleranza per aFRR positive

Tempo (min)

9.3.4. Procedura di valutazione

Sul segnale di prova inviato da Swissgrid sono posti campi di tolleranza, all'interno dei quali deve trovarsi la corrispondente potenza effettiva dell’RPU o dell'RPG (cfr. Figura 17, Figura 18, Figura 19).

Nelle variazioni di potenza viene calcolata la fornitura di potenza nominale minima grazie a un elemento PT1. L'elemento PT1 è descritto in dettaglio al punto 9.6 .

Inoltre, si imposta una banda di ampiezza in base all’andamento nominale. I parametri sono im- postati come segue:

1. tempo morto «negativo»: 10 s; e

2. tempo morto «positivo»: 20 s; e

3. banda di ampiezza: 5 % della potenza da fornire Psek

Tutti i superamenti della banda vengono sommati e riferiti al segnale di test totale. Non possono superare l’1% della superficie totale rispetto alla lunghezza del test di prequalifica, moltiplicato per la potenza prequalificata testata. La formula (15) illustra questa procedura.

i=td/tt

tt ∙ ∑ |Pdiff(i)| ≤ 0.01 Psektd

i=0

(15)

Dove:

1. Psek indica la distanza tra la potenza massima e quella minima; e

2. Pdiff(i) indica i superamenti della banda nella misura i; e

3. td è la durata del test; e

4. tt è l'intervallo di campionamento/intervallo di tempo tra due misure.

9.3.5. Registrazioni durante il test

Durante il test, i seguenti dati devono essere registrati dall’RPU o dall’RPG con una risoluzione temporale di almeno 10 s; tuttavia Swissgrid raccomanda una risoluzione temporale di 2 s:

1. segnale di prova ricevuto presso l’RPU o RPG per valutare la qualità della trasmissione

2. immissione attiva delle TE sottoposte al test nella sequenza temporale

3. Punto di lavoro di tutte le TE dell’RPU o RPG

I dati registrati devono essere messi a disposizione di Swissgrid tramite il modello «Dati test» (pubblicato nella sezione prequalifica).

La regolazione primaria va disattivata durante il test di prequalifica. In questo modo l'RPU o l'RPG possano essere valutati correttamente.

9.4. Coordinamento ed esecuzione

La procedura e l'esecuzione del test sono coordinate con il responsabile della prequalifica presso Swissgrid (cfr. 22). Per evitare grandi oscillazioni della frequenza e l'impiego della regolazione primaria a ciò connesso, il test dovrebbe aver luogo in un momento non critico. Viene proposta la fascia oraria compresa tra le 13:30 e le 15:45.

9.5. Osservazioni in merito al test

1. Il significato del tempo morto «negativo» consiste soprattutto nella sincronizzazione dei con- trassegni orari. Dato che la risoluzione temporale dei dati di misurazione nella maggior parte dei casi è di 10 s, un contrassegno orario diverso sulla frequenza può essere compensato soltanto con una precisione di 10 s. Per esempio, se il contrassegno orario devia in avanti di 7 s e nessun ritardo si verifica durante il percorso del segnale, l'RPU o l'RPG risponderà sempre 7 s prima del segnale di prova. Ciò compensa il tempo morto «positivo».

2. Per analizzare l'influsso temporale del canale di trasmissione, viene chiesto il segnale di test ricevuto all'RPU o RPG. In questo modo è possibile analizzare se la ragione del fallimento del test è un ritardo nella trasmissione del segnale di prova.

3. Con il tempo morto «positivo» si concede all'RPU o RPG un certo ritardo attraverso il canale del segnale. Il tempo morto «negativo» sposta all'indietro l'andamento delle bande di tolle- ranza in misura corrispondente al tempo indicato.

4. Il comportamento dell'elemento PT1 viene definito dalla costante di tempo T1. Valori superiori di questa costante di tempo creano un aumento più lento dell'andamento. Dato che la co- stante di tempo dipende dal rapporto Psec / Pn, in questo caso con una potenza maggiore da testare è possibile ottenere un aumento più lento dei campi di tolleranza. È quindi vantaggioso per l'RPU o l'RPG testare con una potenza vicina a quella nominale.

5. Per evitare aumenti di potenza troppo elevati e sfruttare nel contempo l'effetto positivo di consistenti costanti di tempo, si consiglia di testare l'intera forbice di regolazione secondaria possibile delle singole TE.

6. Dato che le bande di ampiezza dipendono, in percentuale, dalla potenza testata, una potenza maggiore provoca, vista in modo assoluto, una banda più grande.

7. Quando si sceglie la banda di regolazione secondaria da testare bisogna fare attenzione a non avvicinarsi troppo al massimale di potenza dell’RPU o RPG per poter riprodurre le so- vraoscillazioni che si verificano.

9.6. Elemento PT1

La costante di tempo dell'elemento PT1 è calcolata secondo la formula (16. Per ogni RPU o RPG, il gradiente iniziale deve essere almeno lo 0,5% della potenza nominale Pn per secondo in termini di quantità.

Psek 1

T1 = P 0.005

(16)

L'andamento tempo-discreto dell'elemento PT1 è descritto dalla formula (17.

1 T1

Li = T1 ( t Li−1 + Si)

1 + t t

(17)

Dove:

1. Li è il limite al tempo i; e

2. Si è il segnale di Swissgrid al tempo i, in ogni caso spostato del corrispondente tempo morto rispetto all’andamento nominale; e

3. 𝑡𝑡 l'intervallo di campionamento.

10. Requisiti tecnici per la partecipazione alla regolazione terzia- ria

10.1. Ricezione e attuazione della richiesta di potenza

La richiesta di energia di regolazione terziaria avviene mediante appello da parte di Swissgrid. L'RPSRS è tecnicamente in grado di ricevere l’appello, di valutarlo e di ordinare all'RPU o all'RPG di eseguire la prestazione richiesta.

10.2. Limite della richiesta

L’RPSRS mette a disposizione di Swissgrid l'intera potenza offerta mediante una richiesta al bi- sogno.

10.3. Tempo di esecuzione, orario di inizio e durata minimo della richiesta

La durata minima, il possibile orario di inizio e il tempo di esecuzione di una richiesta sono diversi per i diversi prodotti di energia di regolazione terziaria. Informazioni dettagliate sono consultabili nell'allegato «Condizioni di partecipazione a gare di appalto per la regolazione terziaria».

La fornitura di energia di regolazione terziaria deve essere dotata di rampe di 10 minuti.

10.4. Misurazione della potenza

10.5. Disposizioni tecniche supplementari in caso di accumulatore d'energia limitato nel tempo (LER)

10.5.1. Durata di attivazione

Quando si partecipa alla regolazione terziaria, non esiste un periodo minimo di attivazione del LER. La TRL e/o l’energia di regolazione terziaria totale offerta deve essere disponibile per l'intero periodo di fornitura e deve altresì essere garantita la fornitura ininterrotta di energia di tutte le TE coinvolte in qualsiasi momento.

10.5.2. Gestione delle ricariche

10.6. Potenza minima ai fini di prequalifica per RPP

Le mFRR- e le RR dell’RPP dell'RPSRS devono avere una potenza minima prequalificata di ±5 MW per le offerte simmetriche e +5 MW o -5 MW per le offerte asimmetriche. Se la RPP contiene solo una RPU o un RPG, ciò significa che la capacità minima che può essere prequalificata per RPU RPG è di 5 MW.

11. Requisiti dei dati di monitoraggio

La responsabilità dei dati di monitoraggio è dell'RPSRS. Sono registrati per controllare i processi di messa a disposizione e fornitura delle PSRS, a prescindere dai dati di conteggio rilevati in corrispondenza del punto di allacciamento alla rete.

Swissgrid necessita di dati di monitoraggio in tempo reale, sia online che offline, per verificare che l’RPSRS adempia ai suoi obblighi contrattuali nei confronti della stessa.

La descrizione dei dati di monitoraggio è illustrata da un esempio di un RPO di un RPSRS «S» (Figura 20). All'interno dell'RPO ci sono RPP separati per i diversi prodotti. Ciascuno di questi RPP è composto da una RPU «A» e un RPG «G». Si noti che, a seconda del prodotto, è prequa- lificato un numero diverso di TE all'interno dell'RPG «G». Per esempio, TE7 è prequalificato solo per la regolazione secondaria e terziaria.

Figura 20: Esempio di referenza per spiegare i segnali di monitoraggio

Per motivi di chiarezza, gli esempi basati su questo RPO sono riportati accanto alla descrizione dei segnali. Descrivono i segnali in uno specifico punto nel tempo T, per il quale valgono le seguenti ipotesi (cfr. Tabella 1). Si noti che con TE «attiva» o «coinvolta» significa:

(a) Per i dati di monitoraggio online in tempo reale, si riferisce alle TE che sono pre-programmate dall'RPSRS per mettere a disposizione la potenza di regolazione assegnata in parte o in toto.

(b) Per i dati di monitoraggio offline in tempo reale, si riferisce alle TE che hanno fornito l’energia di regolazione richiesta in parte o in toto.

Tabella 1: Ipotesi per l'esempio di riferimento al punto nel tempo T

TE	Pa- rent	Pn (MW)	Pmin (MW)	Pmax (MW)	Peff (MW)	Potenza prequalificata (MW)			Partecipazione attiva al tempo T
						Regola- zione pri- xxxxx	Xxxxxx- zione se- condaria	Regola- zione ter- ziaria	Regola- zione pri- xxxxx	Xxxxxx- zione se- condaria	Regola- zione ter- ziaria
							(simme- trica)

1	RPU «A»	10	0	12	3	1	10	10	Attiva, Statica = 4%	Attiva	Attiva
2	RPU «A»	10	0	12	0	1	10	10	Non attiva (lavori di manuten- zione)	Non at- tiva (lavori di manuten- zione)	Non at- tiva (lavori di manuten- zione)
3	RPU «A»	10	0	10	5	0 (non pre- qualifi- cato)	0 (non pre- qualifi- cato)	0 (non pre- qualifi- cato)	Non attiva	Non at- tiva	Non at- tiva
4	RPU «B»	20	0	20	18	2.5	18	20	Attiva, Statica = 3,2%	Attiva	Attiva
5	RPU «B»	20	0	20	10	2.5	18	20	Attiva, Statica = 3,2%	Attiva	Attiva
6	RPU «B»	20	0	20	15	0 (non pre- qualifi- cato)	0 (non pre- qualifi- cato)	0 (non pre- qualifi- cato)	Non attiva	Non at- tiva	Non at- tiva
7	RPG «G»	20	5	30	10	0 (non pre- qualifi- cato)	20	20	Non attiva	Attiva	Attiva
8	RPG «G»	3	0	4	1	1	3	3	Non attiva	Non at- tiva	Non at- tiva

La potenza offerta dalle TE coinvolte al punto nel tempo T è indicata nella Tabella 2.

Tabella 2: Potenza assegnata al punto nel tempo T

TE	Parent	Potenza assegnata (MW)
		PRL	SRL (simmetrica)	TRL (simmetrica)
1	RPU «A»	1	2	2
4	RPU «B»	2.5	3	4
5	RPU «B»	2.5	3	4
7	RPG «G»	0 (non prequalificato)	1	1

11.1. Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale

Il monitoraggio online è usato per monitorare continuamente la fornitura e la disponibilità delle prestazioni di servizio relative al sistema nella gestione della rete. I dati di monitoraggio online devono rappresentare in modo corretto la situazione della riserva nella rete svizzera di trasporto e consentire alla gestione della rete di predisporre un’azione mirata. Inoltre, i dati online sono utilizzati per valutare la disponibilità e la fornitura della potenza. La disponibilità e la fornitura della

potenza sono controllate settimanalmente in base ai dati di monitoraggio online e alle offerte ac- cettate nel mercato delle PSRS. Ulteriori informazioni sono consultabili nell'allegato «Controllo ex post e penalità».

La configurazione o l'adattamento dei dati di monitoraggio online è un prerequisito per la prequa- lifica di un nuovo RPSRS, una nuova RPU o un nuovo RPG o una TE aggiunta a una RPU o RPG già prequalificata/o.

L'RPSRS è tenuto a inserire tutte le informazioni richieste nella lista di monitoraggio online fornita da Swissgrid e garantire che quest’ultima sia sempre aggiornata. Il modello «Elenco dei segnali di monitoraggio» è pubblicato nella sezione prequalifica .

11.1.1. Requisiti generali dei dati di monitoraggio online in tempo reale

La Tabella 3 descrive i requisiti generali dei dati di monitoraggio online in tempo reale.

Tabella 3: requisiti generali dei dati di monitoraggio online in tempo reale

Denominazione	Descrizione	Spiegazioni
Trasmissione dei dati	Collegamento punto a punto Disponibilità minima garantita: 99,5%	I costi per la trasmissione dei dati sono a carico dell’RPSRS. Quest’ultimo è altresì responsabile della qualità e della disponibilità dei dati. Almeno il 99,5% dei dati trasmessi deve essere corretto e disponibile.8
Aggiornamento dei dati	Velocità di aggiornamento: ≤ 10 secondi	Una risoluzione massima di 10 secondi è richiesta per i dati di monitoraggio online inviati.

11.1.2. Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per la PRL

La Tabella 4 descrive i dati di monitoraggio online in tempo reale richiesti dall'RPSRS per la par- tecipazione alla PRL. Per maggiori informazioni sul calcolo dei seguenti segnali, consultare il punto 13.

Tabella 4: Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per la partecipazione alla PRL

Nome del se- gnale

Aggregazione dei dati

Unità

Numero

Descrizione

Ppri_re-

fpos_RPSRS

RPP delle FCR

Numero reale posi- tivo

La variazione di potenza ag- gregata (∆P) delle RPU (solo singole) e degli RPG che par-

tecipano alla PRL, in questo

8In caso di dati mancanti, si analizza e si determina la responsabilità di detta lacuna. Se si verifica un incidente da parte dell'RPSRS (ad es. sistema SCADA, gateway TASE2 o ICCP, rete informatica interna (ad es. firewall)), l'RPSRS è respon- sabile. Se il problema è di Swissgrid (ad es. rete di comunicazione LAN-I o PIA-2, rete informatica interna di Swissgrid (ad es. firewall), gateway Swissgrid, applicazione di monitoraggio dei servizi di sistema), l’RPSRS non è responsabile. Nel caso normale in cui la rete di comunicazione funziona, l'RPSRS è responsabile della qualità e della coerenza dei dati forniti.

				momento, corrisponde a una deviazione di frequenza di - 200 mHz (cfr. punto 12).
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): Ppri_refpos_SDV = Ppri_refpos_S = ∆P(RPU«A»+RPG«G») = =∆P(TE1+TE2+TE4+TE5+TE8) = =1+0+2+2.5+0 = 5.5 MW Note: • TE3, TE6 e TE7, che non sono prequalificate per la regolazione primaria, non sono in- cluse nei segnali. • TE2 e TE8 non partecipano alla PRL in questo momento e quindi non possono fornire potenza. • TE4, con una potenza attuale, potenza massima e statica di 18 MW, può generare 20 MW e il 3,2% corrispondente a solo 2 MW.
Ppri_ref- neg_RPSRS	RPP delle FCR	MW	Numero reale posi- tivo	La variazione di potenza ag- gregata (∆P) delle RPU (solo singole) e degli RPG che par- tecipano alla PRL in questo momento corrisponde a una deviazione di frequenza di +200 mHz (cfr. punto 12).
Dall'esempio di riferimento (cfr.Tabella 1): Ppri_refneg_SDV = Ppri_refneg_S = ∆P(RPU«A»+RPG«G») = = ∆P(TE1+TE2+TE4+TE5+TE8) = =1+0+2.5+2.5+0 = 6 MW

11.1.3. Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per la SRL

La Tabella 5 descrive i dati di monitoraggio online in tempo reale richiesti dall'RPSRS per la par- tecipazione alla SRL. Per maggiori informazioni sul calcolo dei seguenti segnali, consultare il punto 14.

Tabella 5: Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per la partecipazione alla SRL

Nome del segnale

Aggregazione dei dati

Unità

Numero

Descrizione

Bi- tsek_RPU_RPSRS e/o Bi- tsek_RPG_RPSRS	RPU (solo sin- gola) e RPG	-	Binario 0 o 1	Indica se l'RPU o l'RPG è attiva/o nella SRL in quel momento. «Attivo/a» è in- dicato con 1, «Inattivo/a» con 0.
Nell'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1), l'RPSRS «S» deve inviare i seguenti segnali: Per l’RPU «A»: Bitsek_A_S = Bitsek (TE1,TE2) = Bitsek(1,0) = 1 e per l'RPG «G»: Bitsek_G_S = Bitsek (TE4,TE5,TE7,TE8) = Bitsek(1,1,1,0) = 1 Note: • Se almeno una delle TE è attiva all'interno di una RPU o RPG, significa che l'RPU o RPG è attiva/o. • Se una RPU è all'interno di un RPG, non è necessario che ci sia un segnale separato per l'RPU. Per esempio, per l'RPU «B» dell'esempio di riferimento non è necessario inviare un segnale separato poiché è incluso nel segnale dell'RPG «G». • TE3 e TE6, che non sono prequalificate per la regolazione secondaria, non sono in- cluse nei segnali.
Psek_ist_RPU_RPSRS e/o Psek_ist_RPG_RPSRS	RPU (solo sin- gola) e RPG	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il con- sumo)	Potenza attiva corrente, ossia Peff della Tabella 1, ogni RPU e RPG coin- volta/o nella SRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr Tabella 1): Psek_ist_A_S = Psek_ist (TE1+TE2) = 3+0 = 3 MW e Psek_ist_G_S = Psek_ist (TE4+TE5+TE7+TE8) = 18+10+10+0 = 38 MW Nota: Anche se TE8 ha una potenza corrente di 1 MW, è inattiva per l’SRL, in questo momento, ed è quindi presa in considerazione come 0 MW.
PsekAP_RPU_RPSRS e/o PsekAP_RPG_RPSRS	RPU (solo sin- gola) e RPG	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il con- sumo)	Punto di lavoro previsto di ogni RPU e RPG parteci- pante all’SRL in quel mo- mento, compresa/o la produzione/il consumo prevista/o nel commercio di energia elettrica e le mFRR e/o RR attivate in quel momento (cfr. punto 14).

Psek_ist_RPSRS	aFRR-RPP	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il con- sumo)	Potenza attiva corrente aggregata di tutte le RPU (solo singole) e RPG che partecipano all’SRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): Psek_ist_S= Psek_ist_A_S +Psek_ist_G_S = 3+38 = 41 MW (cfr. Descrizione precedente di Psek_ist_RPU_RPSRS e/o Psek_ist_RPG_RPSRS).
Psek_max_RPSRS	aFRR-RPP	MW	Numero reale posi- tivo o ne- gativo (cfr. Figura 24 , Figura 25, Figura 26)	Potenza massima ag- gregata che può essere fornita per l’SRL positiva di tutte/i le RPU (solo singole) e gli RPG che partecipano all’SRL in quel momento meno l'al- tra messa a disposizione dell’RPSRS (PRL e/o TRL) su queste RPU e questi RPG. Detta po- tenza deve essere limi- tata alla capacità pre- qualificata per la regolazione secondaria in direzione positiva (cfr.
				punto 14).
Il calcolo del Psek_max_S è descritto nel punto 14 e ammonta a 49 MW. Nota: La potenza massima si riferisce alla potenza prequalificata per la regolazione se- condaria in direzione positiva e non al tecnico massimo della TE.
Psek_min_RPSRS	aFRR-RPP	MW	Numero reale posi- tivo o ne- gativo (cfr. Figura 24, Figura 25, Figura 26)	Potenza massima aggre- gata che può essere for- nita per l’SRL positiva di tutte/i le RPU (solo sin- gole) e gli RPG che par- tecipano all’SRL in quel momento più l'altra messa a disposizione dell’RPSRS (PRL e/o TRL) su queste RPU e questi RPG. Detta po- tenza deve essere limi- tata alla capacità prequa- lificata per la regolazione secondaria in direzione
				negativa (cfr. punto 14).

Il calcolo del Psek_min_S è descritto nel punto 14 e ammonta a 22 MW.

Nota: La potenza minima si riferisce alla potenza prequalificata per la regolazione se- condaria in direzione negativa e non al tecnico minimo della TE.

11.1.4. Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per la TRL

La Tabella 6 descrive i dati di monitoraggio online in tempo reale richiesti dall'RPSRS per la par- tecipazione alla TRL. Per maggiori informazioni sul calcolo dei seguenti segnali, consultare il punto 14.

Tabella 6: Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per la partecipazione alla TRL

Nome del segnale	Aggregazione dei dati	Unità	Numero	Descrizione
Pter_ist_RPU_RPSRS e/o Pter_ist_RPG_RPSRS	RPU (solo sin- gola) e RPG	MW	Numero reale posi- tivo (per la produzione) o negativo (per il con- sumo)	Potenza attiva corrente, ossia Peff della Tabella 1, ogni RPU e RPG coin- volta/o nella TRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): Pter_ist_A_S = Pter_ist_(TE1+TE2) = 3+0 = 3 MW e Pter_ist_G_S = Pter_ist_(TE4+TE5+TE7+TE8) = 18+10+10+0= 38 MW Nota: Anche se TE8 ha una potenza corrente di 1 MW, è inattiva per la TRL, in questo momento, ed è quindi presa in considerazione come 0 MW.
Pter_ist_RPSRS	mFRR e RPP di RR	MW	Numero reale posi- tivo (per la produzione) o negativo (per il con- sumo)	Potenza attiva corrente ag- gregata di tutte le RPU (solo singole) e RPG che partecipano alla TRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): Pter_ist_S= Pter_ist_A_S +Pter_ist_G_S = 3+38 = 41 MW (cfr. descrizione precedente di Pter_ist_RPU_RPSRS e/o Pter_ist_RPG_RPSRS).
Pter_up_RPSRS	mFRR e RPP di RR	MW	Numero reale posi-	Variazione di potenza massima aggregata che può essere fornita

			tivo (cfr. Fi- gura 27 , Fi- gura 28, Fi- gura 29)	per la TRL positiva di tutte/i le RPU (solo sin- gole) e gli RPG che partecipano alla TRL in quel momento meno l'altra messa a disposi- zione dell’RPSRS (PRL e/o TRL) (cfr.
				punto 14).
Dall'esempio di riferimento (cfr Tabella 1): Il calcolo del Pter_up_S è descritto nel punto 14 e ammonta a 26 MW.
Pter_down_RPSRS	mFRR e RPP	MW	Numero	Variazione di potenza mas-
	di RR		reale posi-	sima aggregata che può es-
			tivo (cfr. Fi-	sere fornita per la TRL nega-
			gura 27 , Fi-	tiva di tutte/i le RPU (solo
			gura 28,	singole) e gli RPG che parte-
			Figura 29)	cipano alla TRL in quel mo-
				mento meno l'altra messa a
				disposizione dell’RPSRS
				(PRL e/o TRL) (cfr.
				punto 14).
Dall'esempio di riferimento (cfr Tabella 1): Il calcolo del Pter_down_S è descritto nel punto 14 e ammonta a 26 MW.

11.1.5. Requisiti dei dati di monitoraggio online in tempo reale per il mantenimento della ten- sione

1. Occorre applicare la seguente convenzione dei segni:

2. Q < 0, valore negativo: la fornitura di potenza reattiva induttiva alla rete di trasmissione de- termina un aumento della tensione nel punto di immissione o di prelievo; comportamento come capacità

3. Q > 0, valore positivo: il prelievo di potenza reattiva induttiva dalla rete di trasmissione deter- mina una riduzione della tensione nel punto di immissione o di prelievo; comportamento come induttanza

4. Tutti i partecipanti al mantenimento attivo della tensione sono tenuti a fornire almeno i valori per «PSpann_ist», «QSpann_ist», «QSpann_min», «QSpann_max» e «USpann_ist» per punto di immissione o prelievo.

5. Tutti i partecipanti semi-attivi al mantenimento della tensione devono fornire almeno i valori per «PSpann_ist», «QSpann_ist» e «USpann_ist» per punto di immissione o di prelievo.

6. Se in corrispondenza del punto di immissione o di prelievo sono disponibili più misurazioni della tensione, l’RPSRS è tenuto a garantire che, come tensione di riferimento, sia trasmessa

sempre la tensione utilizzata dall’RPSRS come valore effettivo per il mantenimento della ten- sione. Per garantire che detta tensione di riferimento venga utilizzata anche nell'ambito del processo di conteggio.

7. Se partecipano al mantenimento della tensione più RPSRS nella stessa sottostazione allac- ciati allo stesso livello di tensione, occorre assicurare che tutti gli RPSRS utilizzino la stessa tensione di riferimento per il mantenimento della tensione.

8. Per ragioni di semplicità, nel monitoraggio online si può rinunciare a una conversione sul lato ad alta tensione del trasformatore in relazione ai valori «PSpann_ist», «QSpann_ist»,

«QSpann_min» e «QSpann_max». È sufficiente sommare i singoli valori di tutti gli impianti coinvolti nel mantenimento della tensione.

9. Se la centrale elettrica o i GRD, GSC o GIC attivi sono composti da più TE inseribili singolar- mente in rete, la potenza reattiva minima e quella massima equivalgono alla somma dei mi- nimali e dei massimali di quelle TE che sono allacciate (sincronizzate) alla rete.

10. «QSpann_min» e «QSpann_max» sono valori di misurazione dinamici e dipendono dal punto di lavoro corrente.

11. Nell'ambito del monitoraggio online, i valori «QSpann_min» e «QSpann_max» devono essere forniti con una precisione qualitativamente sufficiente. Servono per determinare le riserve di potenza reattiva a regime di carico parziale. I dati di misurazione da fornire devono tenere conto dei limiti tecnici delle TE (ad es. limiti termici del generatore ecc.).

12. Per quanto concerne la potenza reattiva, tutti i valori forniti devono riferirsi allo stesso lato del trasformatore. Nella documentazione deve essere indicato il lato del trasformatore al quale fanno riferimento i valori della potenza reattiva.

13. Se l'RPSRS non dispone di una misurazione del lato alta tensione del trasformatore di ac- coppiamento alla rete di trasmissione, la fornitura di questo valore di misurazione deve essere concordata con il proprietario del punto di misurazione tramite un Service Level Agreement (SLA).

14. Il segnale Bitspann_RPU_GenNummer_RPSRS è obbligatorio solo per le centrali elettriche con contratto concluso per variatore di fase.

11.1.5.1. Nodi attivi 11.1.5.1.1. GCE

La designazione «XXXX» nella Tabella 7 indica il nome del punto di immissione o di prelievo.

Nome del segnale Aggre- gato di dati

Tabella 7: Nodi attivi GCE

Unità Numero Descrizione

PSpann_ist_XXXX_RPSRS Punto di

immis- sione o di prelievo

MW Numero reale po- sitivo (per il con- sumo) o negativo (per la produ- zione)

Somma della po- tenza attiva momen- tanea di tutte le TE che partecipano atti- vamente al manteni- mento della tensione o di tutti i trasforma- tori collegati alla RT

su questo punto di immissione o di pre- lievo.
QSpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	Mvar	Numero reale po- sitivo (per il con- sumo) o negativo (per la produ- zione)	Somma della po- tenza reattiva mo- mentanea di tutte le TE che partecipano attivamente al man- tenimento della ten- sione o di tutti i tra- sformatori collegati alla RT su questo punto di immissione o di prelievo.
QSpann_min_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	Mvar	Numero reale negativo	Potenza reattiva mi- nima possibile di tutte le TE che parteci- pano attivamente al mantenimento della tensione o di tutti i trasformatori colle- gati alla RT su questo punto di immissione o di prelievo.
QSpann_max_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	Mvar	Numero reale positivo	Potenza reattiva massima possibile di tutte le TE che parte- cipano attivamente al mantenimento della tensione o di tutti i trasformatori colle- gati alla RT su questo punto di immissione o di prelievo.
USpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	kV	Numero reale positivo	Tensione corrente misurata che viene utilizzata per il man- tenimento attivo della tensione su questo punto di immissione o di prelievo.

[Text]

Tabella 8: Nodi attivi, variatore di fase

Nome del segnale	Aggregato di dati	Unità	Numero	Descrizione
Bit span_RPU_Gen- Number_RPSRS	TE	-	Binario 0 o 1	Segnala se è di- sponibile un gene- ratore per il fun- zionamento variatore di fase.

11.1.5.1.2. GRD, GSC e GIC

La designazione «XXXX» nella Tabella 9 indica il nome del punto di immissione o di prelievo. Nel caso di diverse reti di distribuzione o di una combinazione di rete di distribuzione e centrale elet- trica nello stesso punto di immissione o prelievo, la denominazione deve essere coordinata in anticipo.

Tabella 9: Nodi attivi GRD, GSC e GIC

Nome del segnale	Aggre- gato di dati	Unità	Numero	Descrizione
PSpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di pre- lievo	MW	Numero reale po- sitivo (per il con- sumo) o negativo (per la produ- zione)	Somma della po- tenza attiva momen- tanea di tutti i tra- sformatori collegati alla RT che parteci- pano attivamente al mantenimento della tensione su questo punto di immissione o di prelievo.
QSpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di pre- lievo	Mvar	Numero reale po- sitivo (per il con- sumo) o negativo (per la produ- zione)	Somma della po- tenza reattiva mo- mentanea di tutti i trasformatori colle- gati alla RT che par- tecipano attiva- mente al mantenimento della tensione su questo punto di immissione o di prelievo.
QSpann_min_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di pre- lievo	Mvar	Numero reale po- sitivo (per il con- sumo) o negativo (per la produ- zione)	Potenza reattiva mi- nima possibile di tutte le TE che parte- cipano attivamente al mantenimento della tensione o di tutti i trasformatori

collegati alla RT su questo punto di im- missione o di pre- lievo.
QSpann_max_XXXX_RPSRS	Punto di	Mvar	Numero reale po-	Potenza reattiva
	immis-		sitivo (per il con-	massima possibile di
	sione o		sumo) o negativo	tutte le TE che parte-
	di pre-		(per la produ-	cipano attivamente
	lievo		zione)	al mantenimento
				della tensione o di
				tutti i trasformatori
				collegati alla RT su
				questo punto di im-
				missione o di pre-
				lievo.
USpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di	kV	Numero reale po-	Tensione corrente
	immis-		sitivo	misurata che viene
	sione o			utilizzata per il man-
	di pre-			tenimento attivo
	lievo			della tensione su
				questo punto di im-
				missione o di pre-
				lievo.

11.1.5.2. Nodi semi-attivi 11.1.5.2.1. GRD, GSC e GIC

La designazione «XXXX» nella Tabella 10 indica il nome del punto di immissione o di prelievo. Nel caso di diverse reti di distribuzione o di una combinazione di rete di distribuzione e centrale elettrica nello stesso punto di immissione o prelievo, la denominazione deve essere coordinata in anticipo.

Tabella 10: Nodo semi-attivo GRD

Nome del segnale	Aggre- gato di dati	Unità	Numero	Descrizione
PSpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	MW	Numero reale positivo (per il consumo) o ne- gativo (per la produzione)	Somma della potenza at- tiva momentanea di tutti i trasformatori collegati alla RT che partecipano semi-attivamente al mantenimento della ten- sione su questo punto di immissione o di prelievo.

QSpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	Mvar	Numero reale positivo (per il consumo) o ne- gativo (per la produzione)	Somma della potenza reattiva momentanea di tutti i trasformatori colle- gati alla RT che parteci- pano semi-attivamente al mantenimento della tensione su questo punto di immissione o di prelievo.
USpann_ist_XXXX_RPSRS	Punto di immis- sione o di prelievo	kV	Numero reale positivo	Tensione corrente misu- rata che viene utilizzata per il mantenimento semi-attivo della ten- sione su questo punto di immissione o di prelievo.

11.2. Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale

I dati dell'analisi offline sono utilizzati da Swissgrid per controllare la fornitura delle prestazioni in conformità con il requisito. Tra questi, i seguenti esempi:

1. La messa a disposizione di potenza non può essere valutata in modo definitivo a causa di dati online che non sono stati trasmessi e/o sono stati trasmessi in modo errato. L'RPSRS è responsabile della disponibilità dei dati indipendentemente dal tipo di memorizzazione dei dati.

2. Un'analisi offline è necessaria per valutare la messa a disposizione di un particolare prodotto da parte di un RPSRS in un determinato periodo di tempo.

In sede di verifica dell’erogazione delle PSRS, Swissgrid produce per ciascun prodotto PSRS un rapporto sull’erogazione conforme al contratto e lo distribuisce di conseguenza. I dati sono trattati con rigorosa riservatezza e servono a migliorare l’erogazione delle PSRS.

Nel caso in cui sia riscontrata una non conformità, si discutono i risultati con l’RPSRS e si analiz- zano i motivi. Sono elaborate eventuali misure correttive in collaborazione.

11.2.1. Requisiti generali dei dati di monitoraggio offline in tempo reale

Tabella 11: Requisiti generali dei dati offline

Nome del segnale	Descrizione	Spiegazioni
Obbligo di conserva- zione	1 mese oltre la scadenza della durata della gara di appalto.	Periodo di registrazione di 38 giorni per i prodotti settima- nali
Termine di fornitura	Da presentare a Swissgrid entro 5 giorni lavorativi dalla richiesta.
Formato dei dati	I dati devono essere consegnati a Swissgrid in formato elettro- nico (pubblicati nella sezione prequalifica).	Assegnazione dei dati forniti

Ogni sequenza di dati deve es- sere dotata di un contrassegno orario.

11.2.2. Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale per la produzione di FCR

Per dimostrare la fornitura di energia di regolazione primaria, l'RPSRS è tenuto ad archiviare le seguenti serie di dati per ogni TE, RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG.

Tabella 12: Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale per la produzione di FCR

Nome del segnale	Aggregato di dati	Unità	Risolu- zione	Numero	Descrizione
Stato (on/off)	TE e RPU (singola o ap- partenente a un RPG) e RPG	-	1 sec.	Binario 0 o 1	Indica se la TE, l'RPU o l'RPG è attiva/o nella regolazione pri- xxxxx in quel mo- mento. «Attivo/a» è indicato con 1, «Inat- tivo/a» con 0.
Dall'esempio di riferimento (cfr Tabella 1): Status_TE1=1, Status_TE2=0, Status_TE4=1, Status_TE5=1, Status_TE8=0 Status_A=1, Status_G= 1 Note: • TE3, TE6 e TE7, che non sono prequalificate per la regolazione primaria, non sono incluse nei segnali. • Se almeno una delle TE è attiva all'interno di una RPU o RPG, significa che l'RPU o RPG è attiva/o.
Fnetz	TE	Hz	1 sec.	Numero reale posi- tivo	Misura della frequenza locale conformemente al punto 6.3.3
Dall'esempio di riferimento (cfr Tabella 1): Fnetz_TE1=49.998 Hz, Fnetz_TE2=-, Fnetz_TE4=49.997 Hz, Fnetz_TE5=49.998 Hz, Fnetz_TE8=-
Pist	TE e RPU (singola o ap- partenente a un RPG) e RPG	MW	1 sec.	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo	Potenza attiva cor- rente di ogni TE o RPU o RPG coin- volta/o nella regola- zione primaria in quel momento.

(per il con- sumo)
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): Pist _TE1 = 3 MW, Pist _TE2 = 0, Pist _TE4 = 18 MW, Pist _TE5 = 10 MW, Pist _TE8=0 Peff_A = Peff (TE1+TE2) = 3+0= 3 MW e Peff_G = Peff (TE4+TE5+TE8) = 18+10+0 = 28 MW Nota: Anche se TE8 ha una potenza corrente di 1 MW, è inattiva, in questo momento, per la regolazione primaria ed è quindi presa in considerazione come 0 MW.
Psetpoint	TE e RPU	MW	1 sec.	Numero	Punto di lavoro previ-
	(singola o ap-			reale posi-	sto di ogni TE, RPU e
	partenente a			tivo (per la	RPG partecipante
	un RPG) e			produ-	alla regolazione pri-
	RPG			zione) o	xxxxx in quel mo-
				negativo	mento, compresa/o la
				(per il con-	produzione/il con-
				sumo)	sumo prevista/o nel
					commercio di energia
					elettrica, le mFRR e/o
					RR attivate in quel
					momento e il segnale
					di regolazione secon-
					daria ricevuto (cfr.
					formula (23)).
SoC (solo	TE e RPU	%	1 sec.	Numero	Stato di carica di ogni
per LER)	(singola o ap-			reale posi-	TE o RPU o RPG
	partenente a			tivo	coinvolta/o nella re-
	un RPG) e				golazione primaria in
	RPG				quel momento (LER).
Organo di	TE	%	1 sec.	Numero	Specifica di valori di
regolazione				reale posi-	riferimento per TE,
(opzionale)				tivo	per esempio apertura
					di ugelli, distributore
Statica s	TE e RPU	%	10 sec.	Numero	Statica di ogni TE o
	(singola o ap-			reale posi-	RPU o RPG coin-
	partenente a			tivo	volta/o nella regola-
	un RPG) e				zione primaria in quel
	RPG				momento (cfr. anche
					punto 6.1).
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): Statica_TE1 = 4 %, Statica_TE2=0, Statica_TE4 = 3.2%, Statica_TE5 = 3.2%, Statica_TE8 = 0

Statica_A = 4 %, Statica_G= 3,2 %
Potenza	TE e RPU	MW	Una sola	Numero	Potenza nominale di
nominale	(singola o ap-		volta	reale posi-	ogni TE o RPU o RPG
	partenente a			tivo	coinvolta/o nella rego-
	un RPG) e				lazione primaria in quel
	RPG				momento (cfr. Pn nella
					Tabella 1).
Massima	TE e RPU	MW	Una sola	Numero	Potenza massima di
potenza	(singola o ap-		volta	reale posi-	ogni TE o RPU o RPG
	partenente a			tivo	coinvolta/o nella rego-
	un RPG) e				lazione primaria in quel
	RPG				momento (cfr. Pmax
					nella Tabella 1).
Potenza mi-	TE e RPU	MW	Una sola	Numero	Potenza minima di ogni
nima	(singola o ap-		volta	reale posi-	TE o RPU o RPG coin-
	partenente a			tivo	volta/o nella regola-
	un RPG) e				zione primaria in quel
	RPG				momento (cfr. Pmin
					nella Tabella 1).
Potenza as-	TE e RPU	MW	Una sola	Numero	Potenza assegnata di
segnata	(singola o ap-		volta	reale posi-	ogni TE o RPU o RPG
	partenente a			tivo	coinvolta/o nella rego-
	un RPG) e				lazione primaria in quel
	RPG				momento (cfr. Tabella
					2).

Ulteriori informazioni nella Tabella 12:

Quando si misurano le frequenze del sistema, è bene assicurarsi che la frequenza del sistema misurata sia sincronizzata con la misura della potenza attiva (il contrassegno orario proviene dalla stessa fonte). La frequenza di rete è utilizzata per valutare la dinamica dell’energia di regolazione primaria e per poter sincronizzare cronologicamente misurazioni provenienti da diverse fonti.

11.2.3. Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale per la produzione di aFRR

Per dimostrare la fornitura di energia di regolazione secondaria, l'RPSRS è tenuto ad archiviare le serie di dati del monitoraggio online per ogni TE, RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG con una risoluzione di 2 secondi conformemente al punto 11.1.3 . Inoltre, devono essere messi a disposizione i seguenti segnali:

Tabella 13: Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale per la produzione di aFRR (aggiunta alla Tabella 5 )

Nome del se- gnale	Aggregazione dei dati	Unità	Numero	Descrizione
𝐏𝐬𝐞𝐤𝒀	TE e RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo (per la produ- zione)	Segnale di regolazione secondaria che riceve ogni TE o RPU o RPG

			o negativo (per il con- sumo)	coinvolta/o nella regola- zione secondaria in quel momento.
Potenza nomi- nale	TE e RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza nominale di ogni TE o RPU o RPG coin- volta/o nella regolazione secondaria in quel mo- mento (cfr. Pn nella Ta- bella 1).
Massima po- tenza	TE e RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza massima di ogni TE o RPU o RPG coin- volta/o nella regolazione secondaria in quel mo- mento (cfr. Pmax nella Tabella 1).
Potenza mi- nima	TE e RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza minima di ogni TE o RPU o RPG coin- volta/o nella regolazione secondaria in quel mo- mento (cfr. Pmin nella Ta- bella 1).
Potenza asse- gnata	TE e RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza assegnata di ogni TE o RPU o RPG coinvolta/o nella regola- zione secondaria in quel momento (cfr. Tabella 2).

11.2.4. Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale per la produzione di mFRR e/o FCR

Per dimostrare la fornitura di energia di regolazione terziaria, l'RPSRS è tenuto ad archiviare le serie di dati del monitoraggio online per ogni TE, RPU (singola o appartenente a un RPG) e RPG con una risoluzione di 2 secondi conformemente al punto 11.1.4 . Inoltre, devono essere messi a disposizione i seguenti segnali:

Tabella 14: Requisiti dei dati di monitoraggio offline in tempo reale per la produzione di mFRR e/o RR (aggiunta alla Tabella 6 )

Nome del segnale

Aggregazione dei dati

Unità

Numero

Descrizione

𝐏𝐀𝐏

𝐭

TE e RPU (sin- gola o apparte- nente a un RPG) e RPG

Numero reale positivo (per la produzione) o negativo (per il con- sumo)

Punto di lavoro previsto di ogni TE o RPU o RPG coinvolta/o nella re- golazione terziaria in quel mo- mento, compresa la/il produ- zione/consumo prevista/o nel commercio di elettricità.

Potenza no- minale

TE e RPU (sin- gola o apparte- nente a un RPG) e RPG

Numero reale positivo

Potenza nominale di ogni TE o RPU o RPG coinvolta/o nella regolazione terziaria in quel momento (cfr. Pn nella Tabella 1).

Massima potenza	TE e RPU (sin- gola o apparte- nente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza massima di ogni TE o RPU o RPG coinvolta/o nella regolazione terziaria in quel momento (cfr. Pmax nella Tabella 1).
Potenza mi- nima	TE e RPU (sin- gola o apparte- nente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza minima di ogni TE o RPU o RPG coinvolta/o nella regolazione terziaria in quel momento (cfr. Pmin nella Tabella 1).
Potenza as- segnata	TE e RPU (sin- gola o apparte- nente a un RPG) e RPG	MW	Numero reale positivo	Potenza assegnata di ogni TE o RPU o RPG coinvolta/o nella rego- lazione terziaria in quel momento (cfr. Tabella 2).

12. Procedura dovuta a modifiche alle condizioni di prequalifica

Se le condizioni di prequalifica sono oggetto di modifiche materiali, Swissgrid informa per iscritto l'RPSRS prequalificato delle rispettive modifiche e fissa un termine di preavviso entro il quale l'RPSRS è tenuto a presentare una nuova domanda con la relativa documentazione di prequali- fica in conformità alle condizioni di prequalifica modificate.

Se l'RPSRS dimostra entro detto termine stabilito e in conformità con il processo descritto nel punto 5 di soddisfare le condizioni di prequalifica modificate, non è necessaria una nuova pre- qualifica.

Il termine di preavviso è generalmente di 6 (sei) mesi a fine mese. Tuttavia, può essere abbreviato nei seguenti casi:

1. Per ragioni di sicurezza del sistema o altre esigenze imperative; o

2. Qualora tutti gli RPSRS prequalificati e tutte le aziende che hanno già presentato una do- manda corrispondente con la relativa documentazione di prequalifica approvino la modifica.

A seconda che sia necessaria una nuova prequalifica o meno, è rilasciato un nuovo attestato (dopo una prequalifica riuscita) o è mantenuta la validità originale (nel caso in cui l'RPSRS sia già conforme).

I costi di una verifica dei criteri di prequalifica modificati sono a carico di Swissgrid, nella misura di un quinto per ogni anno per il quale l’attestato originario sarebbe stato ancora valido. Tuttavia, quanto sopra vale solo se una verifica corrispondente non coincide con la scadenza della validità regolare dell’attestato o se non concerne modifiche dovute a requisiti legali o regolamentari. L'RPSRS presenta a Swissgrid una ripartizione dettagliata e comprensibile dei costi sotto forma di preventivo, che Swissgrid può successivamente accettare o far approvare da ElCom.

13. Allegato 1: Modello di riferimento per la regolazione primaria

A causa della statica non sempre è garantito un sufficiente coinvolgimento delle TE nella regola- zione primaria, neppure in caso di una riserva sufficiente.

Esempio

La regolazione primaria è fornita da un RPP che è formato da due generatori. La PRL richiesta in entrambi gli scenari è di 30 MW. SG1 e SG2 designano la statica dei generatori nell’RPP. Il modello di riferimento (ossia una deviazione di frequenza di 200 mHz) richiede una messa a disposizione completa della PRL contratta.

Nello scenario 1 i generatori sono coinvolti correttamente nella regolazione primaria in base alla propria statica. I 30 MW richiesti vengono messi a disposizione in modo proporzionale dai due generatori.

Potenza attiva [MW] Potenza attiva [MW]

Pmax

Pist

SG1

Pmin

49.8

Xxxx

Xxxxxxxxxxx,0x00XX

Xxxxxxxxxxx,0x0XX

XX0

Frequenza [Hz]

49.8 50

Pmin

Frequenza [Hz]

Figura 21: Calcolo dei segnali di regolazione primaria - scenario 1

Se la statica dei generatori non è impostata correttamente o la PRL non è assegnata corretta- mente ai generatori presenti nell’RPP, nel caso di riferimento può essere attivata una PRL insuf- ficiente. Anche se nell’RPP è presente una sufficiente riserva (30 MW in questo caso), il genera- tore 1 non può fornire più di 5 MW di potenza aggiuntiva a causa dei valori limite di carattere tecnico. Il secondo generatore non è in grado di provvedere alla riserva a causa del suo statismo. Nel modello di riferimento sono quindi disponibili soltanto 10 MW di PRL positiva (scenario 2).

Potenza attiva [MW]

Pmax Pmax

Pprimrefpos,1=5MW

Pist

SG1

Pist

Pprimrefpos,2=5MW

SG2

49.8 50

Pmin

Frequenza [Hz]

49.8 50

Pmin

Frequenza [Hz]

Figura 22: Calcolo dei segnali di regolazione primaria - scenario 2

Calcolo del segnale:

La PRL positiva complessiva «Ppri_refpos» è la somma di tutti i generatori del pool coinvolti nella regolazione primaria.

Ppri_refpos = ∑ Ppri_refpos,i

i=1

(18)

Il segnale «Ppri_refpos» è calcolato come segue:

Xx,x x 0.00 Xx,x ∙ 0.20

⎛ X x 00 , X x 00 < Pmax,i − Pist,i

Ppri_refpos,i = i i

⎨P − P , Pn,i ∙ 0.20 ≥ P − P

{ max,i ist,i Si ∙ 50 max,i ist,i

(19)

La differenza tra Pmax,i e Peff,i è la possibile variazione di potenza tra il punto di lavoro corrente del generatore e il limite superiore tecnico. Se questa differenza è superiore alla PRL attivata in base alla statica S,i del generatore, nel modello di riferimento viene garantita una PRL sufficiente. Se la differenza è minore, la PRL necessaria non può essere richiamata perché la potenza mas- sima del generatore sarebbe superata. In questo caso, il segnale «Ppri_refpos,i» è limitato alla variazione di potenza disponibile. L'intera PRL nel caso di riferimento non può più essere attivata per motivi tecnici.

La PRL totale negativa «Ppri_refneg» è calcolata analogamente a «Ppri_refpos»:

Ppri_refneg = ∑ Ppri_refneg,i

i=1

(20)

Il segnale «Ppri_refneg» è calcolato come segue:

Xx,x x 0.00 Xx,x ∙ 0.20

⎛ X x 00 , X x 00 < Pist,i − Pmin,i

Ppri_refneg,i = i i

⎨P − P , Pn,i ∙ 0.20 ≥ P − P

{ ist,i min,i Si ∙ 50 ist,i min,i

(21)

La differenza tra Peff,j e Pmin,j è la possibile variazione di potenza tra il punto di lavoro corrente del generatore e il suo limite inferiore tecnico. Se questa differenza è superiore alla PRL attivata in base alla statica S,i del generatore, nel modello di riferimento viene garantita una PRL suffi- ciente. Se la differenza è minore, la PRL necessaria non può essere richiamata perché non sa- rebbe rispettata la potenza minima del generatore. In questo caso, il segnale «Ppri_refneg,i» è limitato alla variazione di potenza disponibile. L'intera PRL nel caso di riferimento non può più essere attivata per motivi tecnici.

14. Allegato 2: Panoramica dei segnali di monitoraggio

Figura 23: Diagramma a blocchi dei segnali di monitoraggio

PsekAP = PAP + Pakt /RR,t

t t mFRR

(22)

Psollwert = PsekAP + PsekY

t t t

(23)

Tabella 15: Spiegazioni del diagramma a blocchi dei segnali di monitoraggio (Figura 23)

Nome del se- gnale	Aggregazione dei dati	Unità	Numero	Descrizione
𝐏𝐀𝐏𝐭	RPU (solo singola) e RPG	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il consumo)	Punto di lavoro previsto di ogni RPU o RPG in quel momento, compresa la/il produzione/consumo previ- sta/o nel commercio di elet- tricità.
𝐏𝐚𝐤𝐭 𝐦𝐅𝐑𝐑/𝐑𝐑,𝐭	RPU (solo singola) e RPG	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il consumo)	mFRR e/o RR attivate da ogni RPU (solo singola) e RPG coinvolta/o in quel momento.
𝐏𝐚𝐤𝐭 𝐅𝐂𝐑,𝐭	RPU (solo singola) e RPG	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il consumo)	RR attivate da ogni RPU (solo singola) e RPG coin- volta/o in quel momento.

Per il calcolo dei segnali Psek_max e Psek_min, si distingue tra i seguenti casi:

Solo produzione

N N

Psek_max = ∑ PSRL+ _RPU/RPG_i − ∑ PPRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

ba𝚗d

i=1 i=1

− ∑ PTRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1

(24)

N N

Psek_min = ∑ Pmin_RPU/RPG_i + ∑ PPRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ ∑ PTRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1

(25)

Solo consumo

N N

Psek_max = ∑ Pmax_RPU/RPG_i − ∑ PPRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

− ∑ PTRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1

(26)

N N

Psek_min = ∑ PSRL− _RPU/RPG_i + ∑ PPRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

ba𝚗d

i=1 i=1

+ ∑ PTRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1

(27)

Produzione e del consumo

N N

Psek_max = ∑ PSRL+ _RPU/RPG_i − ∑ PPRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

ba𝚗d

i=1 i=1

− ∑ PTRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1

(28)

N N

Psek_min = ∑ PSRL− _RPU/RPG_i + ∑ PPRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

ba𝚗d

i=1 i=1

+ ∑ PTRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1

(29)

Per il calcolo dei segnali Pter_up e Pter_dpown si distingue tra i seguenti casi:

Solo produzione

Pter_up = ∑ Pmax_RPU/RPG_i

i=1

N N

− (∑ PSRL_pos_angebot_RPU/RPG_i + ∑ PPRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ Pter_ist_SDV)

(30)

Pter_down = Pter_ist_SDV

N N

− (∑ Pmin _RPU/RPG_i + ∑ PSRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ ∑ PPRL_neg_angebot_RPU/RPG_i)

i=1

(31)

Solo consumo

Pter_up = Pter_ist_SDV

N N

− (∑ Pmin _RPU/RPG_i + ∑ PSRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ ∑ PPRL_pos_angebot_RPU/RPG_i)

i=1

(32)

Pter_down = ∑ Pmax _RPU/RPG_i

i=1

N N

− ( ∑ PSRL_neg_angebot_RPU/RPG_i + ∑ PPRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ Pter_ist_SDV)

(33)

Produzione e del consumo

Pter_up = ∑ Pmax_RPU/RPG_i

i=1

N N

− (∑ PSRL_pos_angebot_RPU/RPG_i + ∑ PPRL_pos_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ Pter_ist_SDV)

(34)

Pter_down = ∑ Pmax _RPU/RPG_i

i=1

N N

− ( ∑ PSRL_neg_angebot_RPU/RPG_i + ∑ PPRL_neg_angebot_RPU/RPG_i

i=1 i=1

+ Pter_ist_SDV)

(35)

Tabella 16: Spiegazioni per il calcolo dei segnali Psek_max, Psek_min, Pter_up e Pter_dpown

Nome del segnale	Aggregazione dei dati	Unità	Numero	Descrizione
𝐍 ∑ 𝐏𝐒𝐑𝐋+ _𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP	MW	Numero reale posi- tivo	Potenza aggregata prequa- lificata per la regolazione secondaria in direzione po- sitiva di tutte le RPU (solo singole) e gli RPG che par- tecipano alla SRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): ∑𝐍 𝐏 + = 𝐏 + + 𝐏 + = 10+18+18+20 = 66 MW 𝐢=𝟏 𝐒𝐑𝐋𝐛𝐚𝐧𝐝_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐒𝐑𝐋𝐛𝐚𝐧𝐝_𝐀 𝐒𝐑𝐋𝐛𝐚𝐧𝐝_𝐆
𝐍 ∑ 𝐏𝐒𝐑𝐋− _𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP	MW	Numero reale ne- gativo	Potenza aggregata prequa- lificata per la regolazione secondaria in direzione ne- gativa di tutte le RPU (solo singole) e gli RPG che par- tecipano alla SRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr. Tabella 1): ∑𝐍 𝐏𝐒𝐑𝐋− _𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 = 𝐏𝐒𝐑𝐋− _𝐀 + 𝐏𝐒𝐑𝐋− _𝐆 = -10-18-18-20 = -66 MW 𝐢=𝟏 𝐛𝐚𝐧𝐝 𝐛𝐚𝐧𝐝 𝐛𝐚𝐧𝐝
𝐍 ∑ 𝐏𝐦𝐚𝐱_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP o mFRR e RPP delle RR	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o	Massimo tecnico aggregato di tutte le RPU (solo sin- gole) e RPG che parteci- pano all’SRL o alla TRL in quel momento.
			negativo
			(per il
			consumo)
Dall'esempio di riferimento (cfr. tabella 1): ∑𝐍 𝟏 𝐏𝐦𝐚𝐱_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 = 𝐏𝐦𝐚𝐱_𝐀 + 𝐏𝐦𝐚𝐱_𝐆 = 12+20+20+30 = 82 MW

𝐍 ∑ 𝐏𝐦𝐢𝐧_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP o mFRR e RPP delle RR	MW	Numero reale posi- tivo (per la produ- zione) o negativo (per il consumo)	Minimo tecnico aggregato di tutte le RPU (solo sin- gole) e RPG che parteci- pano all’SRL o alla TRL in quel momento.
Dall'esempio di riferimento (cfr. tabella 1): ∑𝐍 𝟏 𝐏𝐦𝐢𝐧_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 = 𝐏𝐦𝐢𝐧_𝐀 + 𝐏𝐦𝐢𝐧_𝐆 = 0+0+0+5 =5 MW 𝐢=
𝐍 ∑ 𝐏𝐏𝐑𝐋_𝐩𝐨𝐬_𝐚𝐧𝐠𝐞𝐛𝐨𝐭_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP o mFRR e RPP delle RR	MW	Numero intero po- sitivo	PRL aggregata in direzione positiva di tutte le RPU (solo singole) coinvolte nella SRL o TRL in quel momento e di tutti gli RPG da mettere a di- sposizione in quel mo- mento, ovvero la PRL asse- gnata meno le FCR attivate.
𝐍 ∑ 𝐏𝐏𝐑𝐋_𝐧𝐞𝐠_𝐚𝐧𝐠𝐞𝐛𝐨𝐭_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP o mFRR e RPP delle RR	MW	Numero intero po- sitivo	PRL aggregata in direzione negativa di tutte le RPU (solo singole) coinvolte nella SRL o TRL in quel mo- mento e di tutti gli RPG da mettere a disposizione in quel momento, ovvero la PRL assegnata meno le FCR attivate.
𝐍 ∑ 𝐏𝐒𝐑𝐋_𝐩𝐨𝐬_𝐚𝐧𝐠𝐞𝐛𝐨𝐭_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	mFRR e RPP di RR	MW	Numero intero po- sitivo	SRL aggregata in direzione positiva di tutte le RPU (solo singole) coinvolte nella TRL in quel momento e di tutti gli RPG da mettere a disposi- zione in quel momento, ov- vero la SRL assegnata meno le aFFR attivate.
𝐍 ∑ 𝐏𝐒𝐑𝐋_𝐧𝐞𝐠_𝐚𝐧𝐠𝐞𝐛𝐨𝐭_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	mFRR e RPP di RR	MW	Numero intero po- sitivo	SRL aggregata in direzione negativa di tutte le RPU (solo singole) coinvolte nella TRL in quel momento e di tutti gli RPG da mettere a disposizione in quel mo- mento, ovvero la SRL asse- gnata meno le aFFR atti- vate.
𝐍 ∑ 𝐏𝐓𝐑𝐋_𝐩𝐨𝐬_𝐚𝐧𝐠𝐞𝐛𝐨𝐭_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢 𝐢=𝟏	aFRR-RPP	MW	Numero intero po- sitivo	TRL aggregata in direzione positiva di tutte le RPU (solo singole) coinvolte nella SRL in quel momento e di tutti gli RPG da mettere a disposi- zione in quel momento, ov- vero la TRL assegnata

meno le mFRR e RR atti- vate.

𝐍

∑ 𝐏𝐓𝐑𝐋_𝐧𝐞𝐠_𝐚𝐧𝐠𝐞𝐛𝐨𝐭_𝐑𝐏𝐔/𝐑𝐏𝐆_𝐢

𝐢=𝟏

aFRR-RPP

Numero intero po- sitivo

TRL aggregata in direzione negativa di tutte le RPU (solo singole) coinvolte nella SRL in quel momento e di tutti gli RPG da mettere a disposizione in quel mo- mento, ovvero la TRL asse- gnata meno le mFRR e RR attivate.

Figura 24: Spiegazione grafica per il calcolo dei segnali Psek_max e Psek_min (solo produzione o solo consumo)

Figura 25: Spiegazione grafica per il calcolo dei segnali Psek_max e Psek_min (produzione e consumo)

Figura 26: Spiegazione grafica per il calcolo dei segnali Psek_max e Psek_min (produzione e consumo)

Figura 27: Spiegazione grafica per il calcolo dei segnali Pter_up e Pter_down (solo produzione o solo consumo)

Figura 28: Spiegazione grafica per il calcolo dei segnali Pter_up e Pter_down (produzione o consumo)

Figura 29: Spiegazione grafica per il calcolo dei segnali Pter_up e Pter_down (produzione o consumo)

Figura 30: Grafico dei segnali di monitoraggio

15. Allegato 3: Segnali del mantenimento della tensione

[Text]

Figura 31: Diagramma P-Q

16. Allegato 4: Trasmissione del monitoraggio online

16.1. Swisscom LAN-Interconnect Service

Per la trasmissione dei dati di monitoraggio online è disponibile una rete di comunicazione basata su una rete Swisscom LAN-Interconnect. A ogni partner tenuto a fornire dati di monitoraggio on- line si raccomanda di utilizzare la seguente soluzione per l'allacciamento per la comunicazione.

swissgrid Partner

SS5

swissgrid Laufenburg

FS7

SDT8

Partner 2

SS5

LAN-Interconnect Swisscom

SDT8

Partner 3

SDT1 SS5

SDT8

Service Access Point (SAP)

Kostenübernahme

Partner x

SS5

Zuständigkeit

SDT8

Partner 1

swissgrid

Swisscom

Partner

Figura 32: Panoramica di Swisscom LAN-Interconnect Service

16.1.1. Costi

I costi per l’allacciamento per la comunicazione del sito di Swissgrid sono a carico di quest’ultima, mentre i costi per l’allacciamento dei partner sono a carico del rispettivo partner.

I prezzi indicativi per i costi di un allacciamento nazionale o internazionale sono consultabili nel listino prezzi dell’allacciamento per la comunicazione. Il listino prezzi può essere richiesto a sdl- xxxxxxxxxxxxxxxxx@xxxxxxxxx.xx.

16.1.2. Flusso finanziario / fatturazione

Swisscom emetterà una fattura separata per ciascun partner in base ai suoi costi di allacciamento.

16.1.3. Protocollo di trasmissione

Nella trasmissione dei dati di monitoraggio tramite «Swisscom LAN Interconnect Service», Swis- sgrid supporta solo il protocollo di trasmissione «IEC 00000-0-000». Di seguito un esempio di specifica, la quale è descritta in un documento separato per ciascun partner:

Tabella 17: Dati generici IEC 00000-0-000

Nome dell’allacciamento	Allacciamento IEC-104 RPSRS XY
Descrizione	Allacciamento alla CE IEC870-5-104 per l’RPSRS XY
Common Address ASDU (nu- mero stazione)	[Ancora aperto, indirizzo della stazione, 1 o 2 ottetti; ad es. 2 byte: ASDU1, ASDU2 / 100, 100 = 25700]
Type Identity (tipo di dati)	[A seconda dei dati, ad es. tipo 30 = Single Point Information with Time Tag CP56 Time 2a]
Indirizzo del segnale (IOA = Information Object Ad- dress)	[Ancora aperto, da 1 a 3 ottetti; ad es. 090, 001, 006 = 393562]

Swissgrid (MASTER)
Indirizzo IP	[Indirizzo IP di Swissgrid]
TCP Port	2404 (fixed)

Tabella 18: Parametri di comunicazione

Timeout per il collegamento Timeout per l’invio o per il test delle APDU	t0 t1	30 sec. 15 sec.
Timeout per la conferma nel caso in cui non debbano essere inviati dati	t2	10 sec.
Timeout per l'invio di S-frames (in caso di stand-by duraturo)	t3	20 sec.
Numero massimo di APDU in uscita nel formato I	k	12 APDU
Numero massimo di APDU non confermate Lunghezza massima delle APDU	w	8 APDU 253

ASP (Slave)
Indirizzo IP	[Indirizzo IP ASP]
TCP Port	2404 (fixed)

<1>	Single-point information	M_SP_NA_1	<1>
<3>	Double-point information Step position information	M_DP_NA_1	<3>

Figura 33: Impostazioni del firewall Tabella 19: Tipi di oggetti supportati

<5>		M_ST_NA_1	<5>
<7>	Bit-string of 32 bits	M_BO_NA_1	<7>
<9>	Measured value, normalized value	M_ME_NA_1	<9>
<11>	Measured value, scaled value	M_ME_NB_1	<11>
<13>	Measured value, short floating point measurand	M_ME_NC_1	<13>
<30>	Single-point information with time tag CP56	M_SP_TB_1	<30>
<31>	Double-point information with time tag CP56	M_DP_TB_1	<31>
<32>	Step position information with time tag CP56	M_ST_TB_1	<32>
<33>	Bit-string of 32 bits with time tag CP56	M_BO_TB_1	<33>
<34>	Measured value, normalized value with time tag CP56	M_ME_TD_1	<34>
<35>	Measured value, scaled value with time tag CP56	M_ME_TE_1	<35>
<36>	Measured value, short floating point measurand with time tag CP56	M_ME_TF_1	<36>
<37>	Integrated totals with time tag CP56	M_IT_TB_1	<37>
<38>	Event of protection equipment with time tag CP56	M_EP_TD_1	<38>
<39>	Packed start events of protection equipment with time tag CP56	M_EP_TE_1	<39>
<40>	Packed output circuit information of protection equipment with time tag CP56	M_EP_TF_1	<40>

Si utilizzano le ASDU del set <2>, <4>, <6>, <8>, <10>, <12>, <14>, <16>, <17>, <18>, <19>

oppure quelle del set <30> – <40>.

<45>	Single command	C_SC_NA_1	<45>
<46>	Double command	C_DC_NA_1	<46>
<47>	Regulating step command	C_RC_NA_1	<47>
<48>	Set point command, normalized value	C_SE_NA_1	<48>
<49>	Set point command, scaled value	C_SE_NB_1	<49>
<50>	Set point command, short floating-point value	C_SE_NC_1	<50>
<51>	Bit-string of 32 bits command	C_BO_NA_1	<51>
<58>	Single command with time tag CP56	C_SC_TA_1	<58>
<59>	Double command with time tag CP56	C_DC_TA_1	<59>
<60>	Regulating step command with time tag CP56	C_RC_TA_1	<60>
<61>	Set point command, normalized value with time tag CP56	C_SE_TA_1	<61>
<62>	Set point command, scaled value with time tag CP56	C_SE_TB_1	<62>
<63>	Set point command, short floating-point value with time tag CP56	C_SE_TC_1	<63>
<64>	Bit-string of 32 bits command with time tag CP56	C_BO_TA_1	<64>
<51>	Bit-string of 32 bits command	C_BO_NA_1	<51>
<58>	Single command with time tag CP56	C_SC_TA_1	<58>
<59>	Double command with time tag CP56	C_DC_TA_1	<59>
<60>	Regulating step command with time tag CP56	C_RC_TA_1	<60>

Si utilizzano le ASDU del set <45> – <51 > oppure quelle del set <58> – <64>.

16.2. Rete PIA

I partner della rete PIA possono trasmettere i dati di monitoraggio tramite PIA.

16.2.1. Protocollo di trasmissione

Per la trasmissione dei dati di monitoraggio tramite PIA, Swissgrid supporta solo il protocollo di trasmissione «IEC 00000-0-000» (TASE.2). Di seguito si riporta un esempio di specifica, la quale è descritta in un documento separato per ciascun partner.

Tabella 20: Esempio di protocollo di trasmissione, rete PIA

Ruolo	Partner	ID partner	Indirizzo IP 1	Indirizzo IP 2	ID OSI
Calling	Partner XY	Partner XY	XXX.XX.X.X	XXX.XX.X.X	03
Xxxxxx	XX	XX	XXX.XX.X.X	XXX.XX.X.X	08

Tabella 21: Indirizzamento

Local AR	Calling	Called	Note
AR_Name	localAR_for_SG	localAR_for_Partner XY
Transport	TCP	TCP
Psel	00 00 00 00	00 00 00 00
Ssel	00 00	00 00
Tsel	00 00	00 00
Subnet	0	0
Shared	N	N

Tabella 22: Indirizzamento

Remote	Calling	Called	Note
AR_Name	RemoteAR_for_SG_A	RemoteAR_for_Part- ner_A
Transport	TCP	TCP
Psel	00 00 03 08	00 00 03 08
Ssel	03 08	03 08
Tsel	03 08	03 08
IP_Address	172.29.8.1	172.29.3.1
Subnet	0	0

Tabella 23: Indirizzamento

Bilateral Table	Calling	Called	Note
Bilateral Table ID	BilateralTable	BilateralTable
Local Domain Name	Partner XY	SG
Remote Domain Name	SG	Partner XY
Blocks	1, 2, 5	1, 2, 5

Tabella 24: Indirizzamento

Association	Calling	Called	Note
Name	SG	Partner XY

Service Role	Client & Server	Client & Server
Initiate	Yes	No
Local AR	localAR_for_SG	localAR_for_Partner
Remote AR 1	Remo- teAR_for_SG_A	RemoteAR_for_Part- ner_A
Remote AR 2	Remo- teAR_for_SG_B	RemoteAR_for_Part- ner_B
Initiate Delay (sec)	30	30
Initiate Timeout (sec)	30	30
Conclude Timeout (sec)	30	30
Heartbeat (sec)	10	10
Max MMS Msg Size (bytes)	32000	32000
Max Pending Requests	5	5
Max Pending Indica- tions	5	5
Max Nesting Level	5	5
Conclude Timeout (sec)	30	30
Heartbeat (sec)	10	10

Tabella 25: Set di dati

Digital Signals	Calling	Called	Note
Report by Exception	Yes	Yes
Buffer Time (sec)	1	1
Interval (sec)
Integrity Check (sec)	900	900

Tabella 26: Set di dati

Analog Signals	Calling	Called	Note
Report by Exception	Yes	Yes
Buffer Time (sec)	5	5
Interval (sec)
Integrity Check (sec)	900	900

17. Allegato 5: Abbreviazioni per i tipi di tecnologia

Tabella 27: Tipi di tecnologia

Abbreviazione	Tipo di tecnologia	Ulteriori spiegazioni
LKW	Centrale ad acqua fluente	Una centrale idroelettrica senza serbatoio proprio che si basa sul trattamento continuo della ri- spettiva affluenza.
SKW	Centrali ad accumulazione	Una centrale idroelettrica con serbatoi naturali o artificiali di accumulo di acqua calda ali- mentati con l'acqua delle preci- pitazioni e, se del caso, con l'ac- qua di fusione degli afflussi di torrenti o fiumi. Le centrali elettriche ad acqua fluente fino ai laghi delle Alpi e sull'altopiano centrale, che pos- sono controllare la loro produ- zione di energia in modo signifi- cativo influenzando direttamente i serbatoi sovra- stanti, sono altresì da conside- rare come centrali ad accumu- lazione. «In modo significativo» implica che la capacità di stoc- caggio in questione è almeno il 25% dell'aspettativa di produ- zione media della centrale idroelettrica in inverno.
PKW	Centrali ad accumulazione con pompaggio	Una centrale idroelettrica ad ac- cumulazione in cui il serbatoio superiore dell'acqua può essere riempito tramite pompe.
TKW	Centrale idroelettrica ad acqua potabile	Una piccola centrale idroelet- trica che funziona con acqua potabile e ne sfrutta l'eccesso di pressione.
BGA	Impianto di biogas	Produzione di biogas attra- verso la fermentazione di bio- massa. Negli impianti di biogas agricolo, vengono utilizzati come substrato soprattutto escrementi animali e piante energetiche.
KVA	Impianto di incenerimento dei rifiuti	Incenerimento di tutti i rifiuti non riciclati. Il calore generato è utilizzato per il riscaldamento e

		per la generazione di corrente elettrica.
ARA	Impianti di depurazione	Un impianto tecnico per la de- purazione delle acque di sca- rico.
GKW	Centrale elettrica a gas	Utilizza l'energia chimica della combustione di un gas combu- stibile. Il gas naturale è quello usato più spesso, ma si trova anche il biogas, il gas di legno, ecc.
NSA	Gruppo ausiliario	Generazione di corrente elet- trica in caso di guasto del rego- lare approvvigionamento elettrico. Il più delle volte, il mo- tore a combustione è un motore diesel o a benzina.
NPP	Centrale nucleare	Una centrale elettrica per la pro- duzione di energia elettrica me- diante fissione nucleare in reattori nucleari.
PVA	Impianto fotovoltaico	Conversione diretta dell'energia luminosa, per lo più dalla luce solare, in energia elettrica me- diante pannelli solari.
WKA	Impianto eolico	Converte l'energia del vento in energia elettrica.
BAT	Accumulatore a batteria	Una forma di centrale ad accu- mulo che utilizza accumulatori d’energia (ossia celle elettro- chimiche ricaricabili) per lo stoc- caggio di energia.
UMF	Convertitore	Combinazione meccanica di macchine elettriche rotanti che commuta un tipo di corrente in un altro, per esempio la cor- rente continua in corrente alter- nata. È inoltre possibile la com- mutazione tra corrente alternata con frequenze diverse; a questo scopo si usano i convertitori di frequenza.
EVH	Utenze elettriche/ riscaldamento	Designa tutte le unità di con- sumo come pompe di calore, riscaldamento elettrico, scal- dabagni, ecc.
IND	Impianto industriale	Designa tutti i consumatori in- dustriali.

18. Allegato 6: Domanda di prequalifica9

Di seguito si chiede a Swissgrid SA di esaminare la domanda di prequalifica del partecipante alla prequalifica (di seguito RPSRS richiedente la prequalifica) e della sua TE.

Presentata da (nome e indirizzo dell'RPSRS richiedente la prequalifica):

Dati di collegamento dell’interlocutore di contatto autorizzato dell'RPSRS richiedente la prequali- fica:

L'RPSRS richiedente la prequalifica forniva già le rispettive PRSR in qualità di gestore di una zona di bilancio con la RPU o l’RPG da prequalificare prima dell'apertura del mercato dell'elettri- cità (01.01.2009):

Sì☐

No☐

Alla domanda deve essere allegata una lista delle TE da prequalificare e delle rispettive proprietà conformemente al punto 4.

Altri allegati/note:

L'RPSRS richiedente la prequalifica conferma la domanda di prequalifica:

[Nome dell'RPSRS richiedente la prequalifica come da iscrizione nel registro di commer- cio]

Luogo/data:

Nome

[Funzione]

Nome

[Funzione]

9 La domanda di prequalifica (pagina 86) deve essere compilata, stampata, firmata, scansionata e inviata a

xxx-xxxxxxxxxxxxxxxxx@xxxxxxxxx.xx .

19. Allegato 7: Documentazione di prequalifica dellRPSRS ri- chiedente la prequalifica10‌

i. Presentata da (nome e indirizzo dell'RPSRS richiedente la prequalifica):

ii. EIC dell'RPSRS richiedente la prequalifica

10 La documentazione di prequalifica dell’RPSRS richiedente la prequalifica (pagine da 87 a 90) deve essere compilata, stam- pata, firmata, scansionata e inviata a xxx-xxxxxxxxxxxxxxxxx@xxxxxxxxx.xx . Le spiegazioni devono essere in tedesco, fran- cese o inglese.

Prima della prequalifica di una RPU o RPG, ogni RPSRS richiedente la prequalifica è tenuto a dimo- strare di aver soddisfatto i seguenti requisiti tecnici, operativi e organizzativi.

19.1. Requisiti tecnici e operativi

19.3. Dichiarazione giuridicamente vincolante dell'RPSRS richiedente la pre- qualifica

L'RPSRS richiedente la prequalifica dichiara di:

1. aver ricevuto tutta la documentazione di prequalifica; e

2. aver ricevuto risposte sufficientemente chiare a tutte le sue domande; e

3. aver presentato informazioni e documentazioni accurate e veritiere; e

4. aver inviato i corrispondenti dati trasmessi in forma elettronica leggibile; e

5. essere pienamente d'accordo con la procedura descritta nella documentazione di prequali- fica.

Inoltre, l'RPSRS richiedente la prequalifica è consapevole che:

1. la documentazione di prequalifica che ha presentato, compresi i file consegnati, in caso di successo della prequalifica, diventano parte del contratto quadro da concludere per l'aggiu- dicazione dei contratti di fornitura di energia di regolazione; e

2. le informazioni e dichiarazioni consapevolmente false riguardo alla competenza, alle presta- zioni e all'affidabilità possono portare all'esclusione nella successiva procedura di gara di ap- palto e di aggiudicazione di un mandato, nonché alla disdetta senza preavviso di qualsiasi ordine assegnato.

Al momento dell'ammissione alla prequalifica, si impegna a informare Swissgrid per iscritto e tempestivamente in caso di modifiche significative dei dati aziendali o relativi alle prestazioni su cui si basa la prequalifica.

L'inesattezza delle dichiarazioni di cui sopra può portare all'esclusione della sua azienda dalla successiva procedura di appalto e di aggiudicazione di un mandato, nonché alla disdetta senza preavviso di qualsiasi accordo quadro concluso per giusta causa.

[Nome dell'RPSRS richiedente la prequalifica come da iscrizione nel registro di commer- cio]

Luogo/data:

Nome

[Funzione]

Nome

[Funzione]

20. Allegato 8: Documentazione di prequalifica – Regolazione primaria11

1. Presentata da (nome dell'RPSRS richiedente la prequalifica):

Spiegazioni n°

20.1.12. Velocità di attivazione

Ogni RPU e RPG deve dimostrare di soddisfare i seguenti requisiti12:

1. l'attivazione non deve essere ritardata artificialmente e deve iniziare il più presto possibile, ma non oltre 2 secondi dopo una deviazione di frequenza; e

2. nel caso di una deviazione di frequenza di almeno ±200 mHz, almeno il 50% della piena capacità deve essere messa a disposizione al più tardi dopo 15 secondi; e

3. nel caso di una deviazione di frequenza di almeno ±200 mHz, il 100% della piena capacità deve essere messa a disposizione al più tardi dopo 30 secondi; e

4. nel caso di una deviazione di frequenza di almeno ±200 mHz, l'attivazione della piena capa- cità deve aumentare almeno linearmente; e

5. nel caso di una deviazione di frequenza inferiore a ±200 mHz, la capacità attivata corrispon- dente deve essere almeno proporzionalmente nelle stesse risposte temporali menzionate ai punti da 1a 4; e

Deviazione di frequenza: ±200 mHz

Deviazione di frequenza: ±100 mHz

0.75

0.5

0.25

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Tempo (s) Tempo (s)

Variazione di potenza/potenza prequalificata

6. nel caso di una deviazione di frequenza al di fuori della banda di frequenze di ±200 mHz ma entro la banda da 47,5 a 51,5 Hz, nessuna attivazione può essere ridotta. L'RPU o RPG deve rimanere nella banda di frequenze da 47,5 a 51,5 Hz nella banda e per i periodi definiti nel Transmission Code (figure 11 e 12) per i periodi di tempo definiti.

Figura 34: Processo di attivazione delle FCR

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

12 Se uno qualsiasi dei requisiti del num 20.1.12 n°1 o 4 non può essere soddisfatta, l'RPU o l'RPG deve fornire a Swissgrid una prova tecnica. Swissgrid valuta queste prove e decide se l'RPU o l'RPG possono essere prequalificati per la messa a disposizione di FCR.

20.1.13. Durata di attivazione

20.1.13.1. RPU o RPG con accumulatore d'energia illimitato nel tempo (non LER)

Una RPU o un RPG con accumulatore d'energia illimitato nel tempo attiva le proprie FCR finché la deviazione di frequenza persiste.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

20.1.13.2. RPU o RPG con accumulatore d'energia limitato (LER)

Una RPU o un RPG con un accumulatore d'energia illimitato nel tempo attiva le proprie FCR finché la deviazione di frequenza persiste, a meno che il suo accumulatore d'energia non sia esaurito in direzione positiva o negativa.

Le RPU o gli RPG con accumulatori d'energia limitati nel tempo devono essere continuamente disponibili allo stato normale. Dall'inizio dello stato di allerta e durante la stessa, l'RPU o l'RPG con accumulatore d’energia limitato nel tempo deve essere in grado di attivare completamente e continuativamente le FCR per almeno 15 minuti.

Si verifica uno stato di allerta se si applica uno dei seguenti criteri:

1. La deviazione di frequenza è ≥ ±50𝑚𝐻𝑧 per più di 15 minuti; o

2. La deviazione di frequenza è ≥ ±100𝑚𝐻𝑧 per più di 5 minuti; o

3. La deviazione di frequenza è ≥ ±200𝑚𝐻𝑧.

Se l'accumulatore d’energia è esaurito dopo il periodo minimo di attivazione nello stato di allerta, l'RPSRS richiedente la prequalifica è tenuto ad assicurare il ripristino dell'accumulatore d’energia il più presto possibile entro due ore dalla fine dello stato di allerta.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

20.1.14. Disposizioni tecniche supplementari in caso di accumulatore d'energia limitato nel tempo (LER)

20.1.14.1. Gestione delle cariche e area di lavoro

L'RPSRS richiedente la prequalifica è tenuto a disporre di un sistema di gestione delle cariche attive per garantire un'attivazione continua nello stato normale e almeno 15 minuti nello stato di allerta. Lo stato di carica nello stato normale deve quindi rimanere entro determinati intervalli, indicati come area di lavoro. La Figura 35 mostra l'area di lavoro per il criterio dei 15 minuti. L'RPSRS richiedente la prequalifica può lasciare detta area di lavoro solo in caso di stato di al- lerta.

Per il criterio dei 15 minuti, sono indicati lo stato di carica (SoC) massimo e minimo:

𝐸 − 0.25ℎ ∙ 𝑃𝑝𝑞

𝑆𝑜𝐶𝑚𝑎𝑥 = 𝐸

(36)

0.25ℎ ∙ 𝑃𝑝𝑞

𝑆𝑜𝐶𝑚𝑖𝑛 = 𝐸

(37)

dove

𝐸 è la capacità di stoccaggio utilizzabile (MWh); e

100%

90%

80%

70%

60%

50%

Area di lavoro per il

criterio dei 15 minuti

40%

30%

20%

10%

0.5

1.5

2.5

Rapporto tra la capacità di stoccaggio utilizzabile [MWh] e la potenza prequalificata [MW]

Stato di carica

𝑃𝑝𝑞 è la capacità prequalificata (MW).

Figura 35: Area di lavoro per il criterio dei 15 minuti

Swissgrid supporta fondamentalmente due metodi per la gestione della carica basati su una di- chiarazione ex ante del nuovo punto di lavoro sulla base della carica/scarica. L'RPSRS richie- dente la prequalifica è tenuto ad effettuare la gestione della carica/scarica o sul mercato per mezzo di transazioni di programmi previsionali (transazioni in borsa o OTC) o attraverso la rego- lazione della produzione o del consumo di altre TE appartenenti allo stesso gruppo di bilancio dell'RPSRS stesso richiedente la prequalifica.

La gestione delle cariche deve essere presentata chiaramente con simulazioni di dati di frequenza storici (dati di almeno 1-2 anni) e dati di frequenza artificiali e coordinata con Swissgrid. Le simu- lazioni devono prendere in considerazione e dimostrare il preavviso necessario prima della ca- rica/della scarica, nonché uno scenario peggiore («worst-case scenario») di una transizione dallo

stato normale a quello di allerta (ossia una deviazione di frequenza limite nello stato normale). Tali scenari possono essere:

1. Una deviazione di frequenza di quasi 100 mHz per 10 minuti, seguita da una deviazione di frequenza di quasi 200 mHz per 5 minuti; o

2. una deviazione di frequenza di quasi 50 mHz per 30 minuti prima di entrare nello stato di allerta.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

No☐

Spiegazioni n°

20.2.2. Potenza minima di prequalifica per RPP

L’RPP di FCR di un RPSRS richiedente la prequalifica deve avere una potenza minima prequali- ficata di 1 MW. Se l’RPP contiene solo una RPU o un RPG, significa che la potenza minima che può essere prequalificata per RPU o RPG è pari a 1 MW.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

20.2.3. Luogo di adempimento

Il luogo di adempimento è il luogo di messa a disposizione delle FCR. Gli eventuali costi per l'utilizzazione della rete derivanti dalla fornitura di FCR sono a carico dell'RPSRS richiedente la prequalifica.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

20.2.4. Luogo di adempimento fuori dalla Svizzera

Se il luogo di adempimento si trova al di fuori della zona di regolazione svizzera, sono conclusi gli accordi necessari con il gestore zona di regolazione competente e sono soddisfatte le sue condizioni tecniche e organizzative.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

20.2.5. Prove in caso di pooling di regolazione

L'RPSRS richiedente la prequalifica è tenuto a presentare la procura del proprietario della TE (conformemente al punto 6 (VSE, Anbindung von Regelpools an den Xxxxxxxxx SDL-Markt, 2013)) e una conferma del rispettivo GRD.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

20.3. Dichiarazione giuridicamente vincolante dell'RPSRS richiedente la pre- qualifica

L'RPSRS richiedente la prequalifica dichiara di:

1. aver ricevuto tutta la documentazione di prequalifica; e

2. aver ricevuto risposte sufficientemente chiare a tutte le sue domande; e

3. aver presentato informazioni e documentazioni accurate e veritiere; e

4. aver inviato i corrispondenti dati trasmessi in forma elettronica leggibile; e

5. essere pienamente d'accordo con la procedura descritta nella documentazione di prequalifica.

Inoltre, l'RPSRS richiedente la prequalifica è consapevole che:

1. la documentazione di prequalifica che ha presentato, compresi i file consegnati, in caso di successo della prequalifica, diventano parte del contratto quadro da concludere per l'aggiudi- cazione dei contratti di fornitura di energia di regolazione; e

2. le informazioni e dichiarazioni consapevolmente false riguardo alla competenza, alle presta- zioni e all'affidabilità possono portare all'esclusione nella successiva procedura di gara di ap- palto e di aggiudicazione di un mandato, nonché alla disdetta senza preavviso di qualsiasi ordine assegnato.

[Nome dell'RPSRS richiedente la prequalifica come da iscrizione nel registro di commer- cio]

Luogo/data:
Nome		Nome

[Funzione]

21. Allegato 9: Documentazione di prequalifica – Regolazione secondaria

1. Presentata da (nome dell'RPSRS richiedente la prequalifica):

2. Questa documentazione di prequalifica è presentata per la seguente RPU o il seguente RPG da prequalificare:

EIC dell'RPU o dell’RPG

Nome visualizzato

3. I seguenti prodotti devono essere prequalificati:

aFRR - Positive:

Per il prodotto: SRL+

☐

aFRR - Negative: Per il prodotto: SRL-

☐

21.1. Requisiti tecnici e operativi

Ogni RPU e RPG che desidera partecipare alla regolazione secondaria deve dimostrare di pos- sedere le caratteristiche di prestazione elencate nei seguenti sottonumeri.

21.1.1. Informazioni tecniche nella lista delle TE

È stata presentata una lista dettagliata e aggiornata di RPU o RPG da prequalificare e delle loro TE conformemente al punto 4.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

21.1.2. Messa in servizio

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

21.1.3. Gradiente di potenza

Ogni RPU e RPG deve avere un gradiente della potenza di almeno lo 0,5% per secondo di po- tenza nominale.

Per tutte le TE destinate alla regolazione secondaria, il gradiente di potenza massimo possibile e quello utilizzato a fini operativi devono essere indicati nell'elenco delle TE.

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

21.1.4. Allacciamento

Requisiti sod- disfatti

Sì☐

No☐

Spiegazioni n°

Document Metadata

Table of Contents

Allegato: Condizioni di prequalifica

Document Metadata