Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE

Art. 14.2 Ruolo di TERNA sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento110 Art. 14.3 Ruolo del GME sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 110 Art. 14.4 Offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 111

Art. 14.5 Integrated Scheduling Process 113

Art. 14.6 Piattaforma di bilanciamento 119

Art. 14.7 Esito del mercato per i servizi ancillari nazionali globali 122

15 Procedure specifiche di approvvigionamento per i servizi ancillari nazionali globali 124

Art. 15.1 Risorse approvvigionate con procedure specifiche 124

Art. 15.2 Approvvigionamento della riserva per il contenimento della frequenza (FCR) e della riserva ultrapida di frequenza 124

Art. 15.3 Approvvigionamento del servizio di modulazione straordinaria 130

Art. 15.4 Approvvigionamento a termine dei servizi ancillari nazionali globali . 133 Art. 15.5 Corrispettivi forfettari per i servizi ancillari non relativi alla frequenza135

16 Mercato per i servizi ancillari nazionali locali 136

V Programmazione delle unità 137

17 Registrazione delle nomine 138

Art. 17.1 Convenzioni di segno 138

Art. 17.2 Piattaforma di nomina 138

18 Programmi di immissione e prelievo 147

Art. 18.1 Tipologia dei programmi 147

Art. 18.2 Programmi base 148

Art. 18.3 Programmi di movimentazione 149

Art. 18.4 Programmi finali 150

VI Regolazione delle partite economiche 157

19 Partite economiche 158

Art. 19.1 Convenzioni di segno per le partite economiche 158

Art. 19.2 Partite economiche regolate con GME 158

Art. 19.3 Partite economiche regolate con TERNA 159

Art. 19.4 Partite economiche fra TERNA e GME 162

20 Scambi e movimentazioni di energia 164

Art. 20.1 Energia immessa e prelevata ai fini del settlement 164

Art. 20.2 Modulazione nell’ambito del servizio di modulazione straordinaria 165

Art. 20.3 Movimentazioni in esito al mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento 167

21 Corrispettivi di sbilanciamento 173

Art. 21.1 Finalità dei corrispettivi di sbilanciamento 173

Art. 21.2 Determinazione del corrispettivo di sbilanciamento 173

Art. 21.3 Sbilanciamento delle unità 174

Art. 21.4 Macrozone di sbilanciamento 177

Art. 21.5 Prezzi di sbilanciamento 182

Art. 21.6 Pubblicazione dei corrispettivi di sbilanciamento 187

22 Corrispettivi per le movimentazioni 188

Art. 22.1 Corrispettivo di mancata movimentazione 188

Art. 22.2 Corrispettivi addizionali di mancato rispetto degli ordini di dispaccia- mento 189

Art. 22.3 Corrispettivi di compensazione 196

23 Corrispettivi di neutralità 203

Art. 23.1 Finalità generale dei corrispettivi di neutralità 203

Art. 23.2 Corrispettivi di sbilanciamento a programma 203

Art. 23.3 Corrispettivi per l’assegnazione della capacità di trasporto 205

Art. 23.4 Corrispettivi di non arbitraggio 210

Art. 23.5 Corrispettivo di non arbitraggio macrozonale 215

24 Corrispettivo di dispacciamento 219

Art. 24.1 Finalità del corrispettivo di dispacciamento 219

Art. 24.2 Determinazione del corrispettivo di dispacciamento 219

Art. 24.3 Corrispettivo uplift a copertura dei costi per l’approvvigionamento

dei servizi ancillari nazionali globali 222

Art. 24.4 Copertura dei costi degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema227 Art. 24.5 Copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di TERNA ai

fini del dispacciamento 229

Art. 24.6 Copertura dei costi per la remunerazione del servizio di modulazione straordinaria 230

Art. 24.7 Copertura dei costi dei ristori per la mancata produzione eolica 233

Art. 24.8 Copertura delle ulteriori partite economiche relative al servizio di dispacciamento 234

25 Settlement in caso di inadeguatezza del sistema 238

Art. 25.1 Inadeguatezza del sistema 238

Art. 25.2 Prezzo di sbilanciamento in condizioni di inadeguatezza 239

Art. 25.3 Movimentazioni in condizioni di inadeguatezza 240

Art. 25.4 Remunerazione dei margini a salire in condizioni di inadeguatezza 241

Art. 25.5 Determinazione dell’energia prelevata in condizioni di inadeguatezza 242

26 Inadempimenti e garanzie 246

Art. 26.1 Sistema di garanzie predisposto da GME 246

Art. 26.2 Sistema di garanzie predisposto da TERNA 246

VII Disposizioni transitorie e finali 249

27 Obblighi informativi 250

Art. 27.1 Obblighi informativi in capo a GME 250

Art. 27.2 Obblighi informativi in capo a TERNA 250

28 Disposizioni transitorie e finali 254

Art. 28.1 Raccordo con la Deliberazione 111/06 [37] 254

Art. 28.2 Raccordo con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel

[47] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254

Art. 28.3 Approvvigionamento transitorio della FCR 256

Art. 28.4 Punti di dispacciamento 256

Art. 28.5 Macrozone per i prezzi di sbilanciamento 257

Art. 28.6 Impianti essenziali per la sicurezza del sistema 257

Art. 28.7 Condizioni di emergenza 257

Art. 28.8 Entrata in vigore del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) 258

VIII Glossario, acronimi e variabili 259

Glossario 260

Acronimi 277

Elenco delle variabili 282

IX Riferimenti normativi 295

Atti e Decisioni Europee 296

Leggi e Decreti dello Stato Italiano 298

Atti e Decreti del Governo e dei Ministeri 300

Atti dell’Autorità 302

Versioni e organizzazione del TIDE ‌‌‌‌

Versione attuale

Il presente documento contiene il TIDE nella versione 0 rilevante per la consultazione.

Aggiornamenti precedenti

Il testo è stato inizialmente approvato con deliberazione Autorità xxx/2023/R/eel e successivamente modificato.

La tabella seguente riporta l’elenco delle Versioni precedenti e le relative date di validità.

Versione Valida a partire da

1 1 gennaio 2025

Deliberazioni recepite Organizzazione del documento

Il documento è organizzato secondo le seguenti convenzioni:

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

1. Sezione

1.1 Articolo

1.1.1 Comma

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

è univoco indipendentemente dalla Parte che lo contiene.

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

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

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

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

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

Riferimenti normativi I riferimenti normativi sono indicati con un titolo breve seguito da un numero identificativo univoco tra parentesi quadre (ad esempio: Deliberazione 111/06 [37]): tale numero è un link attivo che rimanda ai riferimenti completi, riportati nella Parte IX “Riferimenti normativi” a pagina 297 e seguenti.

Glossario I termini contenuti nel glossario (come ad esempio utente) sono evidenziati con il colore blu scuro. Nel caso il termine evidenziato sia nella forma plurale, la definizione nel Glossario è riportata nella forma singolare (ad es. la definizione di utenti del sistema deve essere ricercata nel Glossario come utente del sistema).

Nel Glossario, la nota a margine indica se la definizione è formulata dall’Autorità (in questo sarà indicata con “ARERA”) oppure se è tratta da altre fonti della normativa primaria.

Talvolta la definizione tratta da altre fonti della normativa primaria viene lievemente modificata, in questi casi nella nota a margine si indicherà “mod. ARERA”.

Acronimi Gli acronimi utilizzati sono riportati nella forma estesa al primo utilizzo e, per comodità di lettura, sono elencati nella Parte VIII “Glossario, acronimi e variabili” a pagina 281. Il significato della forma estesa, se necessario, è poi esplicitato nel Glossario alla pagina 276 e seguenti .

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

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

−

Convenzione nella rappresentazione delle variabili e delle formule Le variabili matematiche e le formule sono rappresentate in “corsivo matematico” (ad es: V = Va Vb). La nomenclatura delle variabili è descritta all’interno del testo, alla prima ricorrenza. L’elenco completo delle variabili utilizzate nel testo è anche riportato per maggiore comodità di consultazione, nella Parte VIII a pagina 293 e seguenti. La nomenclatura delle variabili segue le seguenti convenzioni di massima:

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

• l’apice contiene una specifica della variabile

• il pedice rappresenta un indice corrente.

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

(MGP) relativo alla zona di offerta z.

Q una Quantità generica

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

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

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

E un’Energia misurata

↑ ↓

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

Prg un Programma

S uno Sbilanciamento o un Saldo (in volume)

P un Prezzo unitario o un corrispettivo unitario

C un Corrispettivo (ossia un prezzo per una quantità)

T un Saldo (in denaro)

Operatori logici Nel TIDE sono utilizzati i seguenti operatori logici:

| dove

∀ per ogni

̸ diverso da

∅ insieme vuoto

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

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

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

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

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

Parte I ‌

Oggetto e definizione di elementi funzionali alla disciplina

Sezione 0–1 ‌

Finalità e oggetto

Articolo 0–1.1 ‌

Finalità

Il TIDE:

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

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

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

Articolo 0–1.2 ‌

Oggetto

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

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

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

3. nell’attribuzione a TERNA, in qualità di concessionario per il servizio di dispaccia- mento ai sensi del Decreto Legislativo 79/99 [18] degli strumenti tecnici necessari ad assicurare l’esercizio del sistema elettrico in condizioni di sicurezza, attraverso l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali da effettuarsi, laddove possibile, con criteri di merito economico

4. nell’attribuzione ai gestori dei sistemi di distribuzione – Distribution System Ope- rators (DSOs) degli strumenti tecnici necessari ad assicurare l’esercizio delle reti di distribuzione in condizioni di sicurezza, attraverso l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali locali da effettuarsi, laddove possibile, con criteri di merito economico

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

Il quadro normativo europeo, e più precisamente il Regolamento (UE) 2019/943

[1] non riporta una definizione puntuale di dispacciamento, ma solamente del ridispacciamento inteso come misura, compresa la riduzione, attivata da uno o più

gestori dei sistemi di trasmissione o gestori dei sistemi di distribuzione, consistente nella modifica del profilo di generazione, di carico o entrambi al fine di modificare i flussi fisici sul sistema elettrico e ridurre una congestione fisica o di garantire altrimenti la sicurezza del sistema. Complementariamente si può quindi assumere

che a livello europeo il dispacciamento consista nella definizione iniziale dei profili

di generazione e carico prima di eventuali modifiche legate al ridispacciamento degli stessi. Tale definizione non è comunque presente in esplicito nel corpus normativo dell’UE, ma si può desumere dagli atti preparatori che hanno portato all’adozione del Regolamento (UE) 2019/943 [1] nei quali l’intento del legislatore comunitario di differenziare dispacciamento e ridispacciamento appariva in modo esplicito.

A livello nazionale, invece, con il termine dispacciamento si è storicamente inteso il servizio definito dal Decreto Legislativo 79/99 [18] come: l’attività diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinati degli impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari. Tale servizio include, quindi, sia il dispacciamento sia il ridispacciamento per come intesi a livello comunitario.

Il TIDE con il termine dispacciamento fa riferimento alla definizione storicamente adottata a livello nazionale, includendo in tale accezione, pertanto, sia l’iniziale definizione dei profili di generazione e carico sia il successivo ridispacciamento.

Il dispacciamento deve quindi essere inteso come il servizio assegnato in concessione a TERNA grazie al quale è possibile garantire ai clienti finali la possibilità di prelevare, in sicurezza e nel rispetto di determinati standard di qualità, l’energia destinata ai loro usi. In particolare tutti gli utenti del sistema sono tenuti a fornire un proprio programma di immissione e prelievo (prima definizione dei profili di generazione e carico): detto programma può essere determinato in dettaglio per le cosiddette fonti programmabili (per le quali di fatto è garantita una controllabilità della produzione in tempo reale), mentre per le cosiddette fonti non programmabili e il carico il programma è definito sulla base delle migliori stime disponibili. Sono quindi inevitabili scostamenti in tempo reale rispetto ai relativi programmi.

È quindi necessario che un soggetto (il concessionario del servizio di dispacciamento, che è anche gestore del sistema di trasmissione (gestore del sistema di trasmissione (TSO)) si faccia carico di assicurare il bilanciamento fra immissioni e prelievi, gestendo tutti gli aspetti legati alla sicurezza della rete (regolazione di frequenza, tensione ecc...). Per tali fini, il TSO si approvvigiona delle risorse necessarie dagli stessi produttori o consumatori di energia (ad esempio tramite variazioni delle immissioni o dei prelievi qualora necessario, cosiddetto ridispacciamento), da selezionare, ove possibile, con criteri di ottimizzazione economica. Per tale attività il TSO usualmente fa affidamento sui programmi degli utenti del sistema per quanto riguarda le cosiddette fonti programmabili, mentre per il resto utilizza le proprie stime di immissione e prelievo.

L’esercizio in sicurezza del sistema elettrico comporta un legame fra servizio di dispacciamento e servizio di trasporto dell’energia elettrica, dove con servizio di trasporto si intende l’attività svolta dai gestori delle reti di trasmissione (TERNA) e distribuzione (DSO) per il trasporto dell’energia dai luoghi di produzione ai luoghi di consegna ai clienti finali. Servizio di dispacciamento e servizio di trasporto sono pertanto correlati.

Spunti per la consultazione

Spunto 1.2.1 Si ritiene esaustiva la descrizione di oggetti e finalità?

⃝ Sì

⃝ No

⃝ In parte Motivare la risposta.

Sezione 0–2 ‌‌‌

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Articolo 0–2.1 ‌

Punti di connessione

0–2.1.1 Punti di connessione sul territorio nazionale

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

• punti esclusivamente di immissione a cui sono connesse esclusivamente UP

• punti esclusivamente di prelievo a cui sono connesse esclusivamente UC

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

0–2.1.2 Punti di interconnessione con l’estero

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

• punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati

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

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

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

Articolo 0–2.2

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

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

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

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

• a unità di importazione estera per gli scambi programmati (UIE) o unità di esporta- zione estera per gli scambi programmati (UEE) relative ai punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati

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

Rispetto a quanto previsto con la Deliberazione 111/06 [37], non si fa più separato riferimento ai punti di immissione e ai punti di prelievo in quanto il sistema elettrico si è nel frattempo evoluto con la presenza sempre più frequente di cosiddetti punti misti tramite i quali possono avvenire sia immissioni sia prelievi. In particolare non sono rare situazioni in cui sotto il medesimo punto misto vi siano più UP, caratterizzate da fonti diverse (per esempio impianto di cogenerazione e impianto fotovoltaico) oltre che una UC: il TIDE tiene conto di queste situazioni riferendo le immissioni e i prelievi direttamente alle singole UP e UC, indipendentemente dal fatto che siano connesse a punti di connessione separati o allo stesso punto di con- nessione. Ciò è coerente con quanto attualmente previsto dalla regolazione vigente in materia di misura, secondo cui, qualora sotto un unico punto di connessione vi siano più UP, la misura dell’energia elettrica immessa è ripartita fra le singole UP (rendendo quindi disponibile il dato singolo).

Per quanto riguarda i punti di interconnessione con l’estero, lo scambio di energia può avvenire tramite due distinte modalità:

1. scambio programmato alla frontiera garantito dai TSO tramite meccanismi di controllo automatico nell’ambito della regolazione di frequenza potenza

2. scambio attraverso punti non associati al controllo automatico .

Nel caso 1, gli scambi di energia sono controllati automaticamente da TERNA con i TSO confinanti. Dal punto di vista commerciale la capacità di trasporto è attribuita tramite allocazione esplicita o tramite allocazione implicita nel rispetto del Regolamento (UE) 2015/1222 [2], del Regolamento (UE) 2016/1719 [3] e del Regolamento (UE) 2017/2195 [4]. In particolare sui confini con Francia, Austria,

Slovenia e Grecia, che appartengono all’UE, l’allocazione esplicita è consentita solamente su base annuale e mensile, mentre per i confini con Svizzera e Montenegro, che non appartengono alla UE, l’allocazione esplicita è l’unica possibile in tutti gli orizzonti temporali. Le importazioni e le esportazioni relative alla capacità allocata in modo esplicito sono riferite a specifiche unità virtuali distinte per ciascuna frontiera denominate UIE e UEE. Le importazioni e le esportazioni relative alla capacità allocata in modo implicito sono invece gestite come scambi di energia fra i Nominated Electricity Market Operators (NEMOs) per quanto riguarda Mercato del Giorno Prima (MGP) e Mercato Infragiornaliero (MI) e come scambi di energia fra i TSO per quanto riguarda le piattaforme di bilanciamento.

Nel caso 2 gli scambi sono trattati come se fossero punti fisici connessi al sistema nazionale: tuttavia, essendoci condizioni tariffarie e di dispacciamento specifiche per queste situazioni (vedasi ad esempio San Marino e Città del Vaticano), si è ritenuto opportuno mantenere detti punti differenziati. Sono quindi state introdotte le UI e le UE.

Inoltre le infrastrutture non associate al controllo degli scambi programmati sono usualmente riferite a connessioni dirette con le reti di paesi esteri a livello di rete di distribuzione o di trasmissione per le quali la capacità di trasporto non è allocata secondo i criteri del Regolamento (UE) 2015/1222 [2], ma gestita direttamente dalle parti; in alcuni casi si possono avere connessioni dirette di piccoli impianti di generazione localizzati all’estero oppure di punti di prelievo di paesi esteri (ad esempio San Marino e Città del Vaticano). Come per i punti di connessione, anche queste infrastrutture possono essere utilizzate esclusivamente in importazione, oppure esclusivamente in esportazione oppure sia per importare sia per esportare.

Articolo 0–2.3 ‌

Mappatura delle UP

0–2.3.1 Registro delle Unità di Produzione (RUP)

TERNA costituisce un Registro delle Unità di Produzione (RUP) nel quale riportare l’anagrafica delle UP recante almeno le seguenti informazioni:

• il titolare ai sensi della Sezione 2.6

• la tipologia ai sensi della Sezione 2.3.2

• la capacità di immissione e di prelievo ai sensi della Sezione 2.7.2,

• gli eventuali ulteriori vincoli tecnici

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

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

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

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

• i prelievi relativi all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione di ciascun impianto di produzione o sezione di impianto di produzione sono inclusi in una UP dedicata distinta dalla UP cui appartiene l’impianto di produzione o la relativa sezione

• i prelievi dei sistemi di accumulo sono inclusi nella UP a cui sono riferite le immissioni del sistema di accumulo stesso; il gestore della UP può richiedere che detti prelievi siano contabilizzati nella UP dedicata all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione relativi al sistema di accumulo

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

Nei casi di cui sopra, alla UP è associata una capacità di prelievo non nulla ai sensi della Sezione 2.7.2. Tale capacità di prelievo di fatto rappresenta una immissione negativa.

Le UP, di norma, non possono eccedere la dimensione di un impianto di produzione. È comunque possibile per TERNA aggregare più impianti di produzione in una singola UP qualora la produzione di un impianto di produzione dipenda dalla produzione degli altri impianti di produzione e vi sia univocità della fonte primaria. Questo è il caso, ad esempio, delle aste idroelettriche.

In continuità con quanto previsto dalla Deliberazione 109/2021/R/eel [38] e dalla Deliberazione 285/2022/R/eel [39] i prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione o relativi ai sistemi di accumulo sono contabilizzati all’interno delle UP e come tali valorizzati a prezzo zonale su MGP e esentati dal pagamento dei corrispettivi di dispacciamento, di trasmissione e distribuzione e delle componenti a copertura degli oneri di sistema di competenza dei prelievi. Tali prelievi, di fatto, costituiscono delle immissioni negative.

A tal proposito, in continuità con la Deliberazione 285/2022/R/eel [39] il TIDE prevede la creazione di specifiche UP dedicate esclusivamente ai servizi ausiliari di generazione.

I sistemi di accumulo possono costituire UP a se stanti oppure possono essere parte di una più ampia UP insieme ad altre sezioni o gruppi dello stesso impianto di produzione in cui sono inseriti.

Fanno eccezione le risorse di stoccaggio 210/2021 che dovranno necessariamente costituire UP indipendenti.

La mappatura delle UP è demandata a TERNA nell’ambito del Codice di Rete a partire dai gruppi di generazione presenti su Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ) sulla base di una adeguata analisi tecnica.

Spunti per la consultazione

Spunto 2.3.1 Vi sono controindicazioni al mantenimento di UP dedicate ai prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione?

⃝ Si

⃝ No

Motivare la risposta.

0–2.3.2 Tipologie delle UP

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

1. UP alimentate da fonti rinnovabili non programmabili

2. UP alimentate da fonte rinnovabile programmabile idrica

3. UP alimentate da fonti rinnovabili programmabili diverse dalla fonte idrica

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

5. UP diverse da quelle di cui ai punti precedenti, come classificate per tecnologia ai sensi della Sezione 2.3.3.

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

• il produttore responsabile per ciascuna UP appartenente ad una centrale ibrida di cui all’articolo 2, lettera d), del Decreto Legislativo 387/03 [19] può richiedere a TERNA la classificazione in una delle tipologie alimentate da fonti rinnovabili qualora la producibilità imputabile alle fonti rinnovabili calcolata sulla base di stime a partire dai dati progettuali risulta pari almeno al 50% della producibilità complessiva; in assenza di tale richiesta o in caso in cui la richiesta abbia esito negativo, l’UP è considerata alimentata da fonti non rinnovabili

• ciascun sistema di accumulo che costituisce una UP indipendente è considerato alimentato da fonti non rinnovabili

• ciascuna UP che contiene un sistema di accumulo unitamente ad altre sezioni di impianto di produzione è classificata nella tipologia relativa alle suddette sezioni

• le UP dedicate ai prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione sono attribuite alla tipologia di cui al punto 1.

0–2.3.3 Tecnologie rilevanti per le UP

Sulla base di una analisi debitamente motivata delle prestazioni delle UP condotta a partire dalle informazioni raccolte nell’ambito del monitoraggio di cui al Testo Integrato Monitoraggio (XXXX), TERNA identifica nel Codice di Rete le tecnologie rilevanti in cui distinguere le UP alimentate da fonti non rinnovabili diverse dalle UP di cogenerazione ad alto rendimento.

La classificazione delle UP in diverse tipologie è stata aggiornata rispetto a quanto previsto dalla Deliberazione 111/06 [37] per tenere conto dell’evoluzione della normativa nazionale in materia di impianti di produzione e delle nuove esigenze legate al dispacciamento e al relativo monitoraggio.

In particolare, rispetto alla Deliberazione 111/06 [37], la classificazione segue criteri esclusivamente tecnologici, evitando di differenziare le tipologie in funzione dello specifico regime commerciale o di incentivazione (come invece accadeva per le unità di produzione in ritiro dedicato, le UP in scambio sul posto e le UP con tariffa fissa onnicomprensiva o per le unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico) o in funzione della taglia (come invece accadeva con il concetto di rilevanza sopra i 10 MVA). Permangono, quindi, solamente criteri legati ai parametri prestazionali e ai relativi costi di produzione: a tal proposito per la definizione delle tecnologie in cui differenziare le UP alimentate da fonti non rinnovabili è lasciata a TERNA sulla base delle informazioni raccolte nell’ambito del monitoraggio di cui al XXXX.

Le UP dedicate ai prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione sono assegnate alla tipologia "fonti rinnovabili non programmabili" in quanto detti prelievi, essendo dipendenti anche da fattori esterni al controllo del produttore (ad esempio movimentazioni disposte da TERNA, variabilità della produzione), sono caratterizzati da una volatilità equiparabile a dette fonti.

Le centrali ibride di cui all’articolo 2, lettera d), del Decreto Legislativo 387/03

[19] sono usualmente classificate fra le tipologie alimentate da fonti non rinnovabili, tuttavia è data facoltà al produttore di chiedere la classificazione fra le fonti rinnovabili qualora la producibilità imputabile alle fonti rinnovabili sia almeno pari al 50% della producibilità complessiva. Non è possibile utilizzare a questo fine la produzione effettiva dell’impianto in quanto essa è nota solo a consuntivo, mentre ai fini del dispacciamento la classificazione in tipologie è rilevante ex-ante.

Spunti per la consultazione

Spunto 2.3.2 Si ritiene che la classificazione per tipologie sia esaustiva dello stato dell’arte delle UP presenti sul sistema elettrico nazionale?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta e fornire i dettagli delle eventuali ulteriori tipologie che si ritiene utile introdurre.

Spunto 2.3.3 Si ritiene che le UP alimentate da fonti non rinnovabili possano essere classificate esclusivamente con criteri basati sui dati raccolti nell’ambito del XXXX (rendimento e costo variabile di produzione)?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta, fornendo gli eventuali criteri che si vogliono introdurre.

Articolo 0–2.4 ‌

Mappatura delle UC

Ai fini del dispacciamento, si utilizzano tutte le UC identificate ai sensi del Testo Integrato Connessione (TIC).‌

Articolo 0–2.5

Mappatura dei punti di interconnessione con l’estero

TERNA costituisce un Registro delle Unità di Importazione e Esportazione (RUIUE) nel quale riportare l’anagrafica delle UI e delle UE, recante almeno le seguenti informazioni:

• il titolare ai sensi della Sezione 2.6

• la capacità di immissione e di prelievo ai sensi delle Sezione 2.7.4,

• gli eventuali ulteriori vincoli tecnici

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

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

Per ciascuna frontiera con l’estero TERNA costituisce:

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

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

0–2.5.1 Pubblicazione dei criteri

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

Non è necessario chiedere a TERNA di pubblicare i criteri relativi alle UC, in quanto per essi vale la mappatura di cui al TIC.

Articolo 0–2.6 ‌

Titolarità delle risorse connesse al sistema elettrico

I titolari delle risorse connesse al sistema elettrico sono:

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

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

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

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

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

Articolo 0–2.7 ‌

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

0–2.7.1 Criteri generali per la determinazione della capacità delle risorse

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

0–2.7.2 Capacità delle UP

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

condizioni:

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

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

• nel caso di UP alimentate da fonte solare e prive di sistema di accumulo, TERNA

determina KImax applicando una curva di modulazione che tenga conto della

disponibilità della fonte solare nelle varie ore della giornata; detta curva deve essere differenziata almeno su base mensile

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

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

della potenza attiva destinata all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione o al sistema di accumulo per la successiva reimmissione in rete come dichiarata dal gestore della UP in coerenza con la perizia asseverata indipendente di cui al punto 6 della Deliberazione 109/2021/R/eel [38].

TERNA, anche ai fini dell’attuazione del Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency (REMIT):

• monitora sistematicamente a consuntivo la veridicità delle dichiarazioni dei BRP con lo stato effettivo degli impianti

• effettua in cooperazione con GME verifiche a campione sulla coerenza delle offerte presentate sul mercato dell’energia elettrica con lo stato effettivo degli impianti, intimando, laddove necessario, la modifica delle offerte stesse

• effettua in cooperazione con i DSO verifiche a campione sulla coerenza fra la capacità in prelievo di ciascuna UP e la perizia asseverata di cui al punto 6 della Deliberazione 109/2021/R/eel [38]

• segnala tempestivamente all’Autorità eventuali comportamenti anomali o situazioni di incongruenza, per l’adozione dei relativi provvedimenti di competenza.

Ai fini di quanto sopra TERNA si coordina con il GME nell’ambito della convenzione di cui alla Sezione 4.4 e con i DSO secondo le modalità definite nel Codice di Rete.

Le UP possono prelevare energia:

• destinata ai sistemi di accumulo con finalità di reimmissione in rete

• destinata all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione.

Per le unità oggi abilitate a mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento, l’ag- giornamento sulla disponibilità ai fini della determinazione della potenza massima

KImax avviene nell’ambito del cosiddetto RUP dinamico. Per le altre UP non è

invece attualmente previsto alcun tipo di aggiornamento.

Con il TIDE si intende prevedere un aggiornamento specifico per tutte le UP al fine di prevenire programmazioni incoerenti. Tale aggiornamento può avvenire:

• a cura del BRP che fornisce il nuovo valore di KImax

• automaticamente ad opera di TERNA per le UP a fonte solare tramite l’applicazione di una curva di modulazione atta a tenere conto delle prestazioni dell’unità al variare della stagionalità e delle ore del giorno.

0–2.7.3 Capacità delle UC

La capacità in prelievo KWmax

di ciascuna UC uc ai fini del dispacciamento è funzione

della potenza disponibile per la quale sono stati pagati i contributi di connessione ai sensi del TIC.

Le UC non hanno capacità in immissione.

Rispetto a quanto previsto con la Deliberazione 111/06 [37], il TIDE introdu- ce una capacità massima di prelievo per ciascuna UC al fine di garantire una programmazione coerente con l’effettiva potenza prelevabile da ciascuna unità.

In particolare si ritiene opportuno utilizzare la potenza disponibile in prelievo per la quale sono stati pagati i contributi di connessione. Ciò, peraltro, incentiva ad aggiornare tale dato (e i rispettivi corrispettivi) all’occorrenza, allineando le informazioni che rilevano ai fini dell’esercizio della connessione con quelle che rilevano ai fini del dispacciamento.

L’informazione sulla potenza disponibile è contenuta nel Sistema Informativo Integrato (SII) e sarà trasferita a TERNA secondo modalità definite appositamente allo scopo.

Spunti per la consultazione

Spunto 2.7.1 Vi sono controindicazioni alla determinazione della capacità in prelievo delle UC in funzione della potenza disponibile per la quale sono stati pagati i contributi di connessione?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta e in caso di controindicazioni fornire soluzioni alternative.

0–2.7.4 Capacità delle UI e delle UE

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

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

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

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

0–2.7.5 Capacità delle UIE e delle UEE

uie

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

Le UIE non hanno capacità in prelievo.

uee

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

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

Le UEE non hanno capacità in immissione.

Sezione 0–3 ‌

Contratti

Articolo 0–3.1 ‌

Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione

0–3.1.1 Stipula dei contratti

I titolari delle risorse connesse al sistema elettrico, con l’eccezione di TERNA, sono tenuti a concludere con TERNA rispettivamente un contratto di dispacciamento di immissione e un contratto di dispacciamento di prelievo.

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

Per come si è evoluto il quadro regolatorio nazionale, al contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica è associata la regolazione dei corrispettivi di trasmissione e distribuzione e degli oneri generali di sistema che è applicata solamente ai prelievi e non alle immissioni. Per tale motivo detto contratto è richiesto per le UC e per le UE (si veda per le UE la Deliberazione 576/2021/R/eel [40]), mentre non è previsto per le UP e le UI.

Il contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica non è altresì previsto per i punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati: a tal proposito TERNA, che è titolare di tali punti, è esentata dalla stipula di detto contratto.

0–3.1.2 Balance Responsible Party (BRP)

Il soggetto che stipula il contratto di dispacciamento:

• assume la qualifica di BRP

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

I BRP, qualora contestualmente firmatari del contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica, rispondono altresì delle obbligazioni nei confronti dei

DSO nel cui ambito di competenza hanno luogo le immissioni e i prelievi di cui sono titolari, come disciplinate nel Codice di Rete della Distribuzione.

Ciascun BRP stipula:

• un unico contratto di dispacciamento di immissione per tutte le immissioni di cui è responsabile ivi incluse quelle per cui ha ricevuto mandato ai sensi della Sezione 3.1.3

• un unico contratto di dispacciamento in prelievo per tutti i prelievi di cui è re- sponsabile ivi inclusi quelli per cui ha ricevuto mandato ai sensi della Sezione 3.1.3

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

0–3.1.3 Interposizione di terzi

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

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

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

0–3.1.4 Obblighi di interposizione di terzi

I clienti finali ricompresi nel servizio di maggior tutela:

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

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

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

0–3.1.5 Mancata stipula dei contratti di dispacciamento e di trasporto

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

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

L’assenza di un contratto di dispacciamento attivo è monitorata da TERNA per le immissioni e dall’AU tramite il SII per il prelievo secondo criteri disciplinati al di fuori del TIDE.

Articolo 0–3.2 ‌

Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

0–3.2.1 Stipula del contratto

I titolari delle risorse connesse al sistema elettrico che intendono erogare i servizi ancillari nazionali globali sono tenuti a stipulare con TERNA il contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali.

0–3.2.2 Balancing Service Provider (BSP)

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

• assume la qualifica di prestatore di servizi di bilanciamento – Balancing Service Provider (BSP)

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

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

0–3.2.3 Interposizione di terzi

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

I servizi ancillari nazionali globali possono essere erogati da risorse localizzate sul territorio nazionale o da risorse localizzate sulle reti dei paesi terzi. Nel primo caso il contratto è stipulato direttamente dal relativo titolare o da un BSP da loro delegato. Nel secondo caso occorre fare una ulteriore distinzione:

• per le risorse localizzate sulla rete dei TSO esteri, l’erogazione dei servizi è ge- stita tramite un modello TSO-TSO ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2195

[4] per il tramite delle piattaforme di bilanciamento; la risorsa deve, pertanto, obbedire alle regole di dispacciamento previste dal TSO a cui è connessa.

• le UI e le UE sono equiparate a risorse localizzate sul territorio nazionale; in tal caso il relativo titolare stipula il contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali direttamente o per il tramite di un BSP.

Articolo 0–3.3 ‌

Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica

0–3.3.1 Stipula del contratto

Ai fini della partecipazione alle piattaforme del mercato dell’energia elettrica organizzate da GME, i BRP e BSP sono tenuti a concludere con GME il contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica.

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

0–3.3.2 Operatore di mercato

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

• assume la qualifica di operatore di mercato

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

Con il TIDE cambia l’accezione di operatore di mercato. Se con la Deliberazione 111/06 [37] il concetto riguardava tutti i soggetti abilitati alla registrazione di acquisti e vendite a termine, ora la qualifica viene attribuita esclusivamente ai soggetti che hanno sottoscritto il contratto per la partecipazione al mercato dell’e- nergia elettrica, ossia che sono abilitati a presentare offerte su tutte le piattaforme a termine gestite da GME stesso, nonchè su MPE.

Inoltre non viene più riportata la definizione di operatore di mercato qualificato, in quanto questa figura è regolata direttamente nel TIDME cui si rinvia per i dettagli.

0–3.3.3 Interposizione di terzi

Il contratto per la partecipazione al mercato dell’energia elettrica può essere concluso direttamente dal BRP o dal BSP o per l’interposizione di un terzo nella forma di un mandato senza rappresentanza. Nel caso di interposizione di terzi la qualifica di operatore di mercato è attribuita direttamente al soggetto terzo firmatario del contratto.

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

Articolo 0–3.4

Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia

0–3.4.1 Stipula del contratto

Ai fini della registrazione delle transazioni a termine, i BRP sono tenuti a concludere con il GME il contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia di cui alla Sezione 12.2. Sono altresì tenuti alla stipula del contratto gli operatori di mercato che intendono richiedere un Conto Energia in bianco ai sensi della Sezione 12.2.2 o che risultano assegnatari di portafogli zonali di stoccaggio ai sensi della Sezione 10.1.

0–3.4.2 Operatore PCE

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

• acquisisce la qualifica di operatore della PCE

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

0–3.4.3 Interposizione di terzi

Il contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia può essere concluso diret- tamente dal BRP o dall’operatore di mercato interessato o per l’interposizione di un operatore di mercato terzo nella forma di un mandato senza rappresentanza. Nel caso di interposizione di un operatore di mercato terzo la qualifica di Operatore PCE è attribuita direttamente al soggetto terzo firmatario del contratto.

In definitiva è lasciata ampia flessibilità ai soggetti nella definizione dei propri ruoli e nell’assunzione dei propri rischi:

• i soggetti fisici (gestori delle UP e clienti finali), allacciati alla rete possono direttamente stipulare il contratto di dispacciamento con TERNA o delegare un soggetto terzo, assumendo gli uni o l’altro il ruolo di BRP

• i soggetti fisici possono decidere se, in relazione alla fornitura dei servizi ancillari nazionali globali, partecipare direttamente al mercato di tali servizi (assumendo direttamente il ruolo di BSP) oppure delegare un soggetto terzo (coincidente con l’eventuale BRP o con un soggetto ancora diverso), che nel caso assumerebbe tale ruolo

• sono ammesse forme miste in cui i soggetti svolgono il ruolo di BRP o BSP in relazione ad una parte delle immissioni e dei prelievi di competenza, delegando altri soggetti per la parte non coperta.

• benchè la partecipazione al mercato dell’energia elettrica sia di fatto condi- zione obbligatoria per i BRP e i BSP, essi possono decidere se parteciparvi direttamente, stipulando il contratto col GME, oppure se delegare un soggetto terzo, assumendo gli uni o l’altro il ruolo di operatore di mercato

• analoga flessibilità vale per le transazioni a termine che devono essere obbli- gatoriamente registrate sulla Piattaforma per Conti Energia (PCE): anche in questo caso il BRP può decidere di aderire alla PCE direttamente (diventando quindi operatore della PCE) o per il tramite di un operatore di mercato terzo.

Le considerazioni svolte per le UP e le UC valgono per analogia anche se riferite alle UI e alle UE.

Fanno eccezione solamente le risorse di stoccaggio 210/2021 per le quali è prevista la coincidenza obbligatoria fra BSP e BRP. Per tali risorse, infatti, il programma base è definito direttamente da TERNA, mentre al gestore della UP rimangono in capo la presentazione delle offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispaccia- mento e la regolazione dei corrispettivi di sbilanciamento e dei corrispettivi per le movimentazione. Appare quindi logico assegnare dette responsabilità in capo ad un unico soggetto, evitando la separazione fra competenze del BSP e del BRP.

Sezione 0–4 ‌

Regole del mercato

Articolo 0–4.1 ‌

Regole per il dispacciamento

0–4.1.1 Regole di dispacciamento e Codice di Rete

TERNA inserisce le regole per il dispacciamento di cui all’Articolo 3.6 del Decreto Legislativo 79/99 [18] nel Codice di Rete, in coerenza con quanto previsto al riguardo dall’Articolo 1, comma 4, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [28].

Le regole di dispacciamento sono aggiornate da TERNA direttamente o su proposta degli utenti del sistema o del Comitato di Consultazione istituito ai sensi dell’Articolo 1, comma 4, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [28] e sono sottoposte all’approvazione dell’Autorità e del Ministero, ognuno per le parti di propria competenza, secondo la procedura di cui all’Articolo 63 della Deliberazione 250/04 [41].

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

Si ricorda altresì che TERNA predispone un apposito regolamento per la gestio- ne delle congestioni sulle interconnessioni come disciplinato dalla Deliberazione ARG/elt 162/11 [42].

Articolo 0–4.2 ‌

Disciplina del mercato dell’energia elettrica

Ai sensi dell’Articolo 5.1 delDecreto Legislativo 79/99 [18], il GME predispone il TIDME in cui sono riportate le regole di accesso e di funzionamento del mercato dell’energia elettrica. Ai sensi del medesimo Articolo, il TIDME è approvato dal Ministero, sentita l’Autorità.‌

Articolo 0–4.3

Regolamento della Piattaforma per Conti Energia

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

Il Regolamento della Piattaforma per Conti Energia è approvato dall’Autorità che si esprime con le medesime modalità previste per l’approvazione del Codice di Rete ai sensi della Deliberazione 250/04 [41].

In continuità con l’approccio in essere, le regole della piattaforma per conti energia sono separate dal TIDME.

Articolo 0–4.4 ‌

Convenzione tra TERNA e GME

0–4.4.1 Contenuto della convenzione

TERNA e GME attraverso una o più convenzioni disciplinano:

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

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

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

4. la modalità di regolazione delle partite economiche con i BSP risultanti dal mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento

5. le modalità e i criteri di remunerazione delle attività di monitoraggio del mercato dell’energia elettrica in coerenza con il XXXX.

0–4.4.2 Approvazione della convenzione

Prima della sottoscrizione, lo schema della convenzione ed i relativi aggiornamenti devono essere inviati all’Autorità che ne verifica la conformità con le medesime modalità previste per l’approvazione del Codice di Rete ai sensi della Deliberazione 250/04 [41].

Per l’approvazione del Codice di Rete il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [28] prevede esplicitamente il silenzio assenso da parte dell’Autorità e del Ministero decorsi i 90 giorni dall’invio delle relative proposte. Tale termine è stato ridotto a 45 giorni in sede di approvazione della prima versione del codice stesso.

Per semplicità con il TIDE l’Autorità intende estendere le medesime modalità (45 giorni e silenzio assenso) anche all’approvazione del regolamento PCE e delle convenzioni fra TERNA e GME.

Articolo 0–4.5 ‌

Convenzione tra TERNA e Gestore del SII

0–4.5.1 Contenuto della convenzione

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

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

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

0–4.5.2 Approvazione della convenzione

Sezione 0–5 ‌

Modello zonale della rete rilevante

Articolo 0–5.1 ‌

Finalità del modello zonale

TERNA suddivide la rete rilevante in un numero limitato di zone di offerta al fine di rappresentare in modo semplificato i vincoli di trasporto sul sistema elettrico. Le zone di offerta sono definite sulla base dei criteri di cui all’Articolo 33 del Regolamento (UE) 2015/1222 [2], dando maggiore peso ai criteri di natura tecnica legati all’identificazione delle congestioni fisiche ritenute più frequenti.‌

Articolo 0–5.2

Aggiornamento del modello zonale

L’aggiornamento del modello zonale prevede le seguenti attività:

• una analisi preliminare di cui alla Sezione 5.3

• la revisione formale di cui alla Sezione 5.4.

Articolo 0–5.3 ‌

Analisi preliminare

L’analisi preliminare è finalizzata a:

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

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

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

• fornire una prima valutazione delle configurazioni zonali alternative rispetto ai criteri di cui all’Articolo 33 del Regolamento (UE) 2015/1222 [2].‌

L’analisi preliminare è svolta da TERNA:

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

• su specifica richiesta da parte dell’Autorità.

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

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

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

Articolo 0–5.4 ‌

Revisione formale

La revisione formale:

• è avviata dall’Autorità coerentemente con le disposizioni dell’Articolo 32(1)(d) del Regolamento (UE) 2015/1222 [2] entro sei mesi dal ricevimento degli esiti dell’analisi preliminare di cui alla Sezione 5.3

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

I riferimenti sono relativi alla corrente versione del Regolamento (UE) 2015/1222 [2]. Tale regolamento potrà essere oggetto di revisione nei prossimi anni nell’ambito del processo CACM 2.0. A valle dell’approvazione del nuovo regolamento i riferimenti saranno aggiornati.

Non si prevedono comunque modifiche ai contenuti, in quanto il processo descritto nella presente Sezione è già coerente con il dettato del Regolamento (UE) 2019/943

[1] e con le riflessioni che sono già state svolte in merito alla revisione zonale nell’ambito delle consultazioni svolte da ACER per il progetto CACM 2.0.

Articolo 0–5.5

Approvazione del modello zonale

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

La suddivisione della rete rilevante in zone è basata su una semplificazione della realtà fisica di funzionamento del sistema che attesta la compatibilità con l’esercizio in sicurezza del sistema sulla base della sola immissione netta di energia elettrica in ciascuna zona. In altre parole si prescinde dall’effettiva distribuzione delle immissioni e dei prelievi all’interno di ciascuna zona e si assume implicitamente che tutti i nodi della rete localizzati nella medesima zona collassino in un unico nodo equivalente.

Questa rappresentazione semplificata della realtà fisica del sistema è utilizzata nel mercato elettrico italiano al fine di determinare gli esiti delle transazioni che hanno luogo nel MPE e allocare a ciascuna transazione la relativa capacità di trasporto sulla rete elettrica.

In un confronto rispetto ad un modello di mercato nodale basato sulla rappresenta- zione delle immissioni e dei prelievi in ciascun nodo e sulla modelizzazione esplicita di tutti i collegamenti fra i nodi stessi, l’aggregazione in zone rende omogeneo il bene energia elettrica all’interno di ciascuna zona. Questa standardizzazione del bene nello spazio riduce sensibilmente i costi di transazione connessi con l’acqui- sto/vendita di energia, consentendo agli operatori di mercato di limitare i propri rischi da questo punto di vista. Per contro, tuttavia, la rappresentazione zonale tiene conto in modo semplificato dei vincoli di rete, in particolare riducendo la gestione delle congestioni alle sole interfacce fra le zone e trascurando i flussi di potenza reattiva e le esigenze di regolazione di tensione e di stabilità del sistema elettrico.

L’Italia ha da sempre adottato un modello zonale per il mercato elettrico nazionale. Tale modello risultava inizialmente regolato sulla base di disposizioni nazionali contenute nella Deliberazione 111/06 [37] e nel Codice di Rete. Con l’adozione del Regolamento (UE) 2015/1222 [2] l’utilizzo di una rappresentazione zonale è diventato la norma a livello europeo e sono stati introdotti criteri e procedure spe- cifiche per l’aggiornamento del modello zonale. Tali criteri sono stati ulteriormente modificati con il Regolamento (UE) 2019/943 [1] che, all’articolo 14, ha introdotto ulteriori elementi di armonizzazione per la definizione delle zone.

In particolare la revisione zonale può essere avviata quando ricorrono le condizioni di cui all’Articolo 32(1) del Regolamento (UE) 2015/1222 [2]. La revisione deve poi essere condotta secondo le tempistiche di cui all’Articolo 14 del Regolamento (UE) 2019/943 [1] con:

• predisposizione da parte dei TSO interessati di configurazioni zonali alterna- tive e di una specifica metodologia di analisi;

• approvazione delle configurazioni zonali alternative e della specifica metodo- logia da parte delle competenti autorità di regolazione entro tre mesi dalla loro predisposizione;

• conclusione dell’analisi da parte dei TSO interessati con invio della proposta di revisione delle zone alle competenti autorità a livello nazionale entro 12 mesi dall’approvazione di cui al punto precedente

• approvazione da parte delle competenti autorità a livello nazionale.

Per l’Italia ha rilievo, in particolare, la lettera (d) dell’articolo 32(1) del Regolamento (UE) 2015/1222 [2] che consente ad un singolo TSO di rivedere le zone di propria competenza, purchè tale revisione abbia impatto trascurabile sui TSO confinanti. Questo criterio consente a TERNA di rivedere tutte le zone ad eccezione della zona Nord: quest’ultima, infatti, confina con Francia, Svizzera, Austria e Slovenia e una sua ridefinizione potrebbe avere impatto sui flussi transfrontalieri.

L’approvazione del modello zonale compete all’Autorità, in quanto responsabile per la definizione delle condizioni tecniche ed economiche del servizio di dispacciamento ai sensi della Legge 481/95 [20] e del Decreto legislativo 1 giugno 2011 n.93 [21]. A tal proposito l’Autorità ha fissato un termine di sei mesi di tempo per l’approvazione dal ricevimento della proposta da parte di XXXXX.

I criteri per l’aggiornamento del modello zonale sono stati anch’essi rivisti ai sensi delle disposizioni europee: se agli inizi le zone erano identificate solamente in funzione delle congestioni fisiche, con il Regolamento (UE) 2015/1222 [2] sono stati inseriti anche criteri di carattere economico (benessere sociale, costo delle transazioni, costo di eventuali azioni di redispacciamento per il mantenimento della sicurezza, efficacia dei segnali di prezzo). Il peso dei vari criteri è lasciato alle valutazioni nazionali: nell’unico processo di revisione zonale completato a livello nazionale a valle della pubblicazione del Regolamento (UE) 2015/1222 [2], sono stati comunque privilegiati i criteri tecnici sulle congestioni fisiche in continuità con le prassi precedenti. Si vedano a tal proposito le Deliberazione 103/2019/R/eel

[43] e Deliberazione 386/2018/R/eel [44].

Parte II ‌

Servizi ancillari nazionali

Sezione 0–6 ‌

Servizi ancillari nazionali globali

Articolo 0–6.1 ‌

Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali

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

1. servizi ancillari per il bilanciamento:

(a) riserva per il contenimento della frequenza (FCR)

(b) riserva per il ripristino della frequenza (FRR)

(d) riserva ultrarapida di frequenza

2. servizi ancillari non relativi alla frequenza

3. servizio di modulazione straordinaria.

La Direttiva (UE) 2019/944 [5] distingue tra:

• servizi ancillari non relativi alla frequenza (che includono la regolazione della tensione in regime stazionario, le immissioni rapide di corrente reattiva, l’inerzia per la stabilità della rete locale, la corrente di corto circuito, la capacità di black start e la capacità di funzionamento in isola) e

• servizi ancillari generici necessari per l’esercizio di un sistema elettrico e che, oltre ai servizi ancillari non relativi alla frequenza, includono il bilanciamento (ossia i servizi relativi alla frequenza), ma non la risoluzione delle congestioni.

Le definizioni valgono indipendentemente dal fatto che i servizi siano prestati per il funzionamento di reti gestiti dal TSO o per il funzionamento di reti gestite da DSO.

A livello nazionale oltre ai servizi per il bilanciamento e ai servizi ancillari non relativi alla frequenza è utilizzato anche il servizio di modulazione straordinaria, finalizzato a modificare istantaneamente o con preavviso i profili di generazione e carico delle risorse qualificate. Si tratta di un servizio al confine fra il funzionamento ordinario del sistema (stato normale come definito ai sensi dell’Articolo 18(1) del

Regolamento (UE) 2017/1485 [6]) e il funzionamento in condizioni perturbate (stati di allerta o di emergenza come definiti rispettivamente dagli Articoli 18(2) e 18(3) del Regolamento (UE) 2017/1485 [6]): tale servizio, infatti, è attivato dopo tutte le altre risorse per prevenire l’aggravamento di una situazione emergenziale e favorire il ripristino delle condizioni ordinarie. Esso può essere, quindi, annoverato fra i servizi ancillari della Direttiva (UE) 2019/944 [5] in quanto necessario per l’esercizio del sistema elettrico.

Per semplicità di trattazione nel prosieguo del TIDE l’insieme dei servizi per il bilanciamento, dei servizi ancillari non relativi alla frequenza e del servizio di modulazione straordinaria sono complessivamente denominati come servizi ancillari nazionali.

Rispetto alla Deliberazione 111/06 [37], nei servizi ancillari nazionali non è più incluso il servizio di risoluzione delle congestioni: con l’adozione del Regolamento (UE) 2019/943 [1] esso, infatti, viene ricompreso nell’ambito del ridispacciamento in quanto servizio finalizzato a correggere i profili di immissione e prelievo per modificare i flussi fisici sulla rete.

I servizi ancillari nazionali si distinguono in:

• servizi ancillari nazionali globali, coincidenti con i servizi ancillari nazionali limitati all’area di competenza di TERNA

• servizi ancillari nazionali locali, coincidenti con i servizi ancillari nazionali limitati all’area di competenza di ciascun DSO.

In particolare il bilanciamento costituisce esclusivamente un servizio ancillare nazionale globale in quanto tale attività è di competenza esclusiva di TERNA in coerenza con la convenzione per il servizio di dispacciamento di cui al Decreto Legislativo 79/99 [18].

Tutti gli altri servizi ancillari nazionali possono, invece, riguardare sia TERNA (e quindi essere classificati come servizi ancillari nazionali globali) o i DSO (e quindi essere classificati come servizi ancillari nazionali locali).

Spunti per la consultazione

Spunto 6.1.1 Si ritiene esaustiva la classificazione dei servizi ancillari nazio- nali globali? Vi sono ulteriori servizi ancillari nazionali globali non coperti dalla classificazione?

⃝ Sì

⃝ No

⃝ In parte Motivare la risposta.

Spunto 6.1.2 Si condivide l’esclusione del servizio di risoluzione delle conge- stioni dall’insieme dei servizi ancillari nazionali globali e la sua assimilazione al ridispacciamento ai sensi del Regolamento (UE) 2019/943 [1]?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta.

Articolo 0–6.2 ‌

Servizi ancillari per il bilanciamento

Secondo quanto riportato dal Regolamento (UE) 2019/943 [1] e dal Regolamento (UE) 2017/2195 [4], il bilanciamento è l’insieme delle attività volte al mantenimento della frequenza nel rispetto di determinati parametri di qualità.

Storicamente in Italia a livello di Codice di Rete il termine bilanciamento è stato altresì utilizzato per designare uno specifico servizio ancillare nazionale globale ulteriore rispetto alla riserva terziaria di frequenza.

Con il TIDE si persegue l’allineamento al quadro regolatorio europeo, pertan- to il termine bilanciamento va inteso esclusivamente nell’accezione prevista dal Regolamento (UE) 2019/943 [1] e dal Regolamento (UE) 2017/2195 [4].

0–6.2.1 Riserva per il contenimento della frequenza (FCR)

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

I requisiti per la fornitura del servizio e le caratteristiche del dispositivo automatico di regolazione sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [6].

FCR, come definita dal Regolamento (UE) 2017/1485 [6], coincide con la riser- va primaria di frequenza come storicamente identificata a livello nazionale. La FCR rappresenta il primo livello della regolazione gerarchica della frequenza e ha come scopo ripristinare l’equilibrio fra immissioni e prelievi nel sistema elettrico, stabilizzando la frequenza all’interno delle tolleranze ammesse. Successivamente all’intervento della FCR, è attivata la riserva per il ripristino della frequenza (FRR) che ha il compito di riportare la frequenza al valore nominale e azzerare il c.d. errore di rete (ovvero riportare gli scambi con gli altri blocchi di controllo ai valori di mercato), annullando il contributo delle risorse di FCR che tornano ad essere pienamente disponibili per altri squilibri. In ultima istanza le risorse di FRR sono sostituite, laddove previsto, dalle risorse di riserva di sostituzione (RR): in questo modo anche la piena disponibilità della FRR è ripristinata per far fronte a nuove deviazioni di frequenza.

La FCR:

• prevede l’avvio dell’attivazione entro un secondo dalla richiesta sulla base delle deviazioni di frequenza riscontrate nel punto di connessione della risorsa stessa

• è erogata proporzionalmente alla deviazione di frequenza sulla base di un coefficiente di statismo dipendente dalla tecnologia (prestazioni medie mag- giori per gli impianti idroelettrici rispetto a quelli termoelettrici); da tale coefficiente dipende anche il tempo di piena attivazione, ossia il tempo inter- corrente fra l’invio del segnale di attivazione e la completa attivazione della banda disponibile per la FCR

• rimane attiva fino al ripristino delle condizioni nominali di frequenza (usual- mente 15 minuti, ma possono esserci tempi più lunghi in caso di deviazioni di frequenza persistenti, le cosiddette long lasting frequency deviations).

In materia di FCR il Regolamento (UE) 2017/1485 [6] prevede:

• all’Articolo 127, i parametri qualitativi della frequenza e il parametro-obiettivo della qualità della frequenza che devono essere rispettati dai TSO tramite l’attivazione delle risorse dedicate alla regolazione di frequenza (FCR, FRR e RR)

• all’Articolo 153, i criteri per il dimensionamento della FCR a livello di area sincrona; in caso di squilibri, infatti, tutte le risorse del sistema elettrico interconnesso si attivano in sincrono per stabilizzare la frequenza

• all’Articolo 154 i requisiti tecnici che i fornitori di FCR devono rispettare; è data facoltà ai TSO di individuare ulteriori requisiti sia in modo coordinato a livello di area sincrona (Articolo 154(2)) sia in modo unilaterale (Articolo 154(3)); il singolo TSO può altresì escludere specifiche risorse dalla fornitura di FCR (Articolo 154(4))

• all’Articolo 156 le condizioni alle quali deve essere erogato il servizio; in particolare è prevista l’erogazione continuativa per un tempo indefinito della FCR nelle condizioni di funzionamento normale del sistema, mentre nelle condizioni di allerta (deviazione > 50 mHz per > 15 minuti o deviazione > 100 mHz per > 5 minuti) le risorse caratterizzate da ridotta disponibilità di energia (ad esempio batterie o piccoli stoccaggi idrici) sono tenute ad erogare il servizio per un tempo massimo definito dai TSO a livello di area sincrona.

L’Italia, ad eccezione della Sardegna, appartiene all’area sincrona Continental Europe per la quale la FCR è dimensionata in 3000 MW: il valore è poi ripartito fra i vari TSO secondo criteri legati al carico di ciascuno.

I TSO della regione hanno sfruttato la facoltà dell’articolo 154(2) introducendo specifici requisiti in merito ai sistemi di rilevazione della frequenza in locale e in merito alle risorse con ridotta disponibilità di energia. L’Autorità ha approvato questi requisiti con la Deliberazione 54/2021/R/eel [45].

0–6.2.2 Riserva per il ripristino della frequenza (FRR)

La fornitura di FRR consiste nel rendere disponibile a TERNA la modulazione della potenza attiva scambiata con la rete, sia in incremento che in decremento, in risposta a segnali o ordini provenienti da TERNA. Il servizio si suddivide in:

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

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

Il FRP comprende tutte le attività con cui TERNA ripristina il valore nominale della frequenza e assicura il rispetto degli scambi programmati alle frontiere. A livello europeo questo processo include sia risorse attivate su base automatica (aFRR) sia risorse attivate su base manuale (mFRR).

In particolare a livello nazionale l’aFRR rappresenta il servizio storicamente identi- ficato come riserva secondaria di frequenza, con attivazione automatica asservita ad un segnale di livello proveniente dai sistemi centralizzati di TERNA che monitorano il valore della frequenza e gli errori sugli scambi programmati alle frontiere.

La mFRR rientra, invece, nell’alveo della cosiddetta riserva terziaria di frequenza.

A livello europeo il tempo di piena attivazione per il prodotto standard di aFRR è lasciato alla discrezionalità dei TSO fino al 17 dicembre 2024 (7 anni dall’entrata in vigore del Regolamento (UE) 2017/2195 [4]; successivamente il tempo di attivazione sarà uniformato in 5 minuti.

Per mFRR, invece, il prodotto standard prevede un tempo di piena attivazione non superiore a 12.5 minuti.

Per entrambe le riserve TERNA può proporre anche prodotti specifici da approvvi- gionare su base nazionale.

Infine, in materia di FRR il Regolamento (UE) 2017/1485 [6] prevede:

• all’Articolo 157, i criteri per il dimensionamento della FRR a livello di Load Frequency Control block; in caso di squilibri, infatti, l’attivazione della FRR è responsabilità di ciascun blocco

• all’Articolo 158 i requisiti tecnici che i fornitori di FRR devono rispettare; è data facoltà ai TSO di ciascun Load Frequency Control block di definire ulteriori requisiti specifici.

L’Italia, ad eccezione della Sardegna, costituisce un unico Load Frequency Control block incluso nell’area sincrona Continental Europe. I criteri per il dimensionamento della FRR e per la sua ripartizione in aFRR e mFRR sono riportati nel LFC Block Operational Agreement predisposto da TERNA per il Load Frequency Control block Italia, come approvato dall’Autorità con la Deliberazione 202/2020/R/eel [46]. Per la Sardegna il fabbisogno è definito tramite criteri specifici.

0–6.2.3 Riserva di sostituzione (RR)

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

I requisiti per la fornitura del servizio sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [6].

Ls RR, unitamente alla mFRR costituisce la cosiddetta riserva terziaria di frequenza.

Il prodotto standard di RR definito a livello europeo prevede un tempo di piena attivazione pari a 30 minuti, ma rimane fatta salva la facoltà per TERNA di definire prodotti specifici da approvvigionare a livello nazionale.

In materia di RR il Regolamento (UE) 2017/1485 [6] prevede:

• all’Articolo 160, i criteri per il dimensionamento della RR a livello di Load Frequency Control block

• all’Articolo 161 i requisiti tecnici che i fornitori di RR devono rispettare; è data facoltà ai TSO di ciascun Load Frequency Control block di definire ulteriori requisiti specifici.

Come già per la FRR, i criteri per il dimensionamento della RR sono riportati nel LFC Block Operational Agreement predisposto da TERNA per il Load Fre- quency Control block Italia, come approvato dall’Autorità con la Deliberazione 202/2020/R/eel [46]. Per la Sardegna il fabbisogno è definito tramite criteri specifici.

0–6.2.4 Riserva ultrarapida di frequenza

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

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

La riserva ultrarapida di frequenza è il cosiddetto servizio di riserva primaria di frequenza veloce con il quale sono attivate risorse in grado di rispondere alle variazioni di frequenza con prestazioni più rapide rispetto alla FCR. Ciò consente implicitamente di incrementare l’inerzia complessiva del sistema, contenendo conse- guentemente la rampa di variazione della frequenza in attesa dell’attivazione della FCR.

Tale servizio non è normato a livello europeo, ma è lasciato alla discrezionalità dei singoli TSO. A livello nazionale esso è stato introdotto per la prima volta a livello nazionale nell’ambito del progetto pilota riserva ultra-rapida avviato da TERNA nell’ambito della Deliberazione 300/2017/R/eel [47], prevedendo prestazioni più

performanti rispetto alla FCR, quale tempo di attivazione di 300 ms e tempo di piena attivazione di 1 secondo; inoltre è stata prevista la riduzione automatica della potenza erogata dopo un tempo massimo di 30 secondi.

Con il TIDE questo servizio diventa strutturale nel sistema elettrico, in quanto fondamentale in presenza di bassa inerzia del sistema legata alla presenza in servizio di una significativa produzione rinnovabile da parte di generatori statici e una corrispondente riduzione della massa rotante.

Il servizio è tipicamente erogabile da batterie anche di ridotta dimensione, in quanto esso prevede velocità di risposta alle variazioni di frequenza e durata limitata nel tempo, quindi con basso contenuto energetico.

Articolo 0–6.3 ‌

Servizi ancillari non relativi alla frequenza

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

1. il controllo dei profili di tensione e dei flussi di potenza reattiva sulla rete di trasmissione nazionale (RTN)

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

3. l’adozione di specifiche misure per assicurare l’inerzia per la stabilità del sistema

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

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

I requisiti tecnici per la fornitura dei servizi ancillari non relativi alla frequenza sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo, laddove applicabili, con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [6] e al Regolamento (UE) 2017/2196 [7].

A livello nazionale sono ricomprese nei servizi ancillari non relativi alla frequenza anche le misure per la mitigazione delle oscillazioni dinamiche, in quanto anche esse correlate alla stabilità della rete che è uno degli obiettivi citati dal Direttiva (UE) 2019/944 [5].

Le risorse rilevanti per la fornitura dei servizi ancillari non relativi alla frequenza possono essere intrinseche all’impianto stesso (ad esempio la capacità di erogare la corrente di corto circuito) o legate alla presenza di componenti accessorie (ad esempio la regolazione della tensione o la riaccensione del sistema elettrico o

l’installazione di dispositivi antipendolanti quali i PSS)

Articolo 0–6.4 ‌

Servizio di modulazione straordinaria

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

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

• modulazione straordinaria istantanea a salire

• modulazione straordinaria istantanea a scendere

• modulazione straordinaria con preavviso a salire

• modulazione straordinaria con preavviso a scendere.

Tali requisiti possono prevedere, qualora necessario, l’inclusione dei dispositivi automatici di modulazione nei sistemi previsti dal piano di difesa del sistema elettrico predisposto ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2196 [7].

Il servizio di modulazione straordinaria assorbe i servizi storicamente denominati interrompibilità del carico, distacco delle UP non abilitate (attuato principalmente come modulazione della produzione eolica) e distacco della produzione rinnovabile con procedura RIGEDI di cui all’Allegato A.72 al Codice di Rete. Tali servizi, pur con regole e peculiarità differenti a seconda della tipologia di risorsa, avevano, infatti, la finalità di assicurare a TERNA la possibilità di distaccare rapidamente carico o produzione rinnovabile qualora se ne fosse ravvisata la necessità per esigenze di sicurezza del sistema elettrico.

Con il TIDE detti servizi sono raggruppati nel servizio di modulazione straordinario avente requisiti tecnici definiti in ottica di neutralità tecnologica. In altre parole a questo servizio possono concorrere in modo indifferente sia il carico sia la produzione rinnovabile sia tutte le altre risorse che hanno i requisiti previsti da TERNA.

Rimane comunque impregiudicata la facoltà per TERNA di differenziare i requisiti fra:

• modulazione straordinaria istantanea a salire (che assorbe il servizio di

interrompibilità istantanea ad oggi fornito esclusivamente dalle UC ma che potrebbe essere fornito anche da altre risorse)

• modulazione straordinaria istantanea a scendere (che assorbe il servizio di modulazione rapida della produzione eolica e il distacco con procedura RIGEDI per gli impianti GDTEL e GDRM)

• modulazione straordinaria con preavviso a salire (che potrebbe prevedere l’utilizzo dei gruppi elettrogeni di emergenza ad oggi presenti presso diverse UC; a tal proposito si segnala che il Comitato Elettrotecnico Italiano sta valutando specifiche ad hoc)

• modulazione straordinaria con preavviso a scendere (che assorbe il servizio di modulazione manuale della produzione eolica e il distacco con procedura RIGEDI per gli impianti GDPRO).

Spunti per la consultazione

Spunto 6.4.1 Vi sono controindicazioni all’introduzione del servizio di modu- lazione straordinaria al posto dei servizi di interrompibilità, modulazione della produzione eolica e distacco della produzione rinnovabili con procedura RIGEDI?

⃝ Sì

⃝ No

⃝ In parte Motivare la risposta.

Spunto 6.4.2 Quali altri servizi potrebbero confluire nel servizio di modulazione straordinaria? Motivare la risposta.

Articolo 0–6.5 ‌

Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali

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

Il perimetro di erogazione può essere alternativamente:

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

2. zonale, coincidente con una zona di offerta z

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

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

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

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

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

• per i servizi di cui alla Sezione 6.3 il perimetro di erogazione può essere esclusivamente nodale.

Per la RR, la definizione di perimetri di erogazione di tipo zonale appare la più probabile in coerenza con quanto oggi previsto nel Codice di Rete in materia di fabbisogno di riserva terziaria.

Per quanto riguarda la FRR si evidenzia quanto segue.

La mFRR dovrebbe avere perimetri di erogazione zonali in continuità con l’attuale approvvigionamento della riserva terziaria di cui la mFRR è un sottoinsieme.

La aFRR dovrebbe avere, invece, perimetri di erogazione multizonali, in coerenza con l’erogazione di detto servizio separatamente per l’aggregato Italia Continentale e Sicilia (che costituisce il Load Frequency Control block di competenza di TERNA all’interno dell’area sincrona Europa Continentale) e la Sardegna (che rappresenta un’area sincrona a sè stante connessa in corrente continua con il resto del sistema elettrico). Tuttavia ai fini di garantire un approvvigionamento uniforme di detto servizio sul territorio nazionale ed evitare la comparsa di ulteriori oneri per la risoluzione delle congestioni in tempo reale non si può escludere la definizione di perimetri zonali.

Per la FCR e la riserva ultrarapida di frequenza valgono le stesse considerazioni della aFRR.

Per i servizi ancillari non relativi alla frequenza si impone per definizione un perimetro di tipo nodale, in quanto trattasi di servizi finalizzati a risolvere vincoli che insistono su una specifica porzione della rete rilevante.

Nulla viene invece detto per il il servizio di modulazione straordinaria in quanto esso può avere valenza nodale o zonale a seconda delle specifiche condizioni per cui

è attivato. Per tale motivo si lascia ampia flessibilità a TERNA nella definizione del relativo perimetro di erogazione.

A fini della rappresentazione della rete rilevante all’interno del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento, i servizi ancillari nazionali globali con valenza nodale devono essere associati ad uno specifico nodo n della rete rilevante. Per i perimetri di erogazione coincidenti con un insieme di nodi limitrofi è pertanto necessario che TERNA identifichi uno specifico nodo cui riferire il perimetro.

In linea di principio la rete rilevante coincide con la RTN come integrata da eventuali tratti di rete in alta tensione di proprietà dei DSO e non inclusi nella RTN stessa. Ne consegue che i nodi della rete rilevante coincidono con i punti di connessione delle cabine di trasformazione AT/MT alla RTN, con i punti di connessione diretti delle UP e delle UC alla RTN e con le stazioni della RTN.

Spunti per la consultazione

Spunto 6.5.1 Si ritiene corretta la definizione dei perimetri di erogazione nodali per i servizi ancillari non relativi alla frequenza?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta.

Spunto 6.5.2 Si ritiene corretta la definizione dei perimetri di erogazione zonali o multizonali per i servizi ancillari per il bilanciamento?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta.

Articolo 0–6.6 ‌

Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali

TERNA:

• attiva le risorse per FRR e RR tramite il mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento di cui alla Sezione 14 assicurandosi gli opportuni margini nell’ambito del ridispacciamento di cui al medesimo mercato

• si approvvigiona delle bande per la FCR e la riserva ultrarapida di frequenza tramite le procedure dedicate di cui alla Sezione 15.2

• prevede l’erogazione obbligatoria dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 1, 2 e 3 della Sezione 6.3 da parte di tutte le UP, UC, UI e UE qualificate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.5, assicurandone la presenza in servizio nell’ambito del ridispacciamento sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento di cui alla Sezione 14

• prevede l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 4 e 5 della Sezione 6.3 da parte di tutte le UP e UC qualificate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.5 in coerenza con i principi di cui al Regolamento (UE) 2017/2196 [7]

• si approvvigiona del servizio di modulazione straordinaria tramite le procedure dedicate di cui alla Sezione 15.3

I servizi relativi al black start e alla capacità di funzionamento in isola nonchè i servizi per lo smorzamento delle oscillazioni tramite dispositivi PSS rientrano negli obblighi di servizio pubblico per la difesa e la riaccensione del sistema elettrico e sono regolati in coerenza con i principi generali previsti dall’ordinamento europeo, segnatamente dal Regolamento (UE) 2017/2196 [7].

Sezione 0–7 ‌

Servizi ancillari nazionali locali

Questa Sezione ricomprenderà le disposizioni che saranno introdotte dall’Autorità per la definizione dei servizi ancillari nazionali locali in esito alla sperimentazione avviata con la Deliberazione 352/2021/R/eel [48] e e in esito all’evoluzione del quadro regolatorio atteso a livello europeo in tema di prodotti di flessibilità.

Parte III ‌

Aggregazioni rilevanti

Sezione 0–8 ‌

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

Articolo 0–8.1 ‌

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

La classificazione delle unità vede l’introduzione di diversi acronimi la cui composi- zione obbedisce alla seguente legenda:

• U sta per unità

• A sta per abilitata

• V sta per virtuale (ossia aggregata)

• S sta per singolarmente (ossia non aggregata)

• N sta per nodale

• Z sta per zonale

• P sta per programmabile

• le unità non abilitate non contengono la lettera A oppure contengono nA

(=non Abilitate).

Nel TIDE l’aggettivo virtuale deve essere inteso con il significato di aggregato, in coerenza con l’accezione introdotta con la Deliberazione 300/2017/R/eel [47]: in questo caso, quindi, con il termine virtuale si intende una unità non riconducibile ad una specifica UP o UC, ma un insieme di UP e UC aggregate fra loro.

Ciò differisce dal significato usualmente attribuito al termine virtuale in letteratura: in tale ambito, infatti, la parola virtuale indica unità prive di sottostante fisico, ossia introdotte con lo scopo di effettuare transazioni di carattere finanziario. In Italia questo tipo di unità non era ammesso dalla regolazione prevista con la Deliberazione 111/06 [37]: con il TIDE, esse vengono introdotte con l’accezione di UVF, come chiarito nella Sezione 9.5.

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

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

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

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

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

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

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

• non possono essere erogati dalle UIE e UEE.

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

Ai fini dell’erogazione dei servizi per il bilanciamento e del ridispacciamento è possibile aggregare risorse se intercambiabili fra di loro. A titolo di esempio è quindi possibile:

• aggregare fra loro risorse localizzate sullo stesso nodo per i servizi con valenza nodale e il ridispacciamento

• aggregare fra loro risorse localizzate nella stessa zona di offerta per i servizi con valenza zonale o multizonale.

Qualora l’aggregato chieda l’abilitazione per più servizi ancillari nazionali globali, le risorse ivi incluse devono essere intercambiabili per tutti i servizi: di conseguenza l’aggregazione deve essere consentita per il perimetro di erogazione di dimensioni più contenute.

L’aggregazione non rileva per i servizi ancillari non relativi alla frequenza e il servizio di modulazione straordinaria in quanto detti servizi, in continuità con quanto previsto dal Codice di Rete e con i servizi di interrompibilità del carico, modulazione della produzione eolica e distacco della produzione rinnovabile con

procedura RIGEDI, sono erogati direttamente dalle UP, UC, UI e UE e risorse di emergenza appositamente qualificate.

L’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento riguarda le risorse localizzate sul territorio nazionale in quanto l’approvvigionamento di detti servizi da risorse localizzate sulle reti estere segue le regole previste dal Regolamento (UE) 2017/2195 [4] tramite un modello TSO-TSO (servizi per il bilanciamento) e dai Regolamento (UE) 2015/1222 [2] e Regolamento (UE) 2017/1485 [6] (ridi- spacciamento). Fanno eccezione le UI e le UE che, in quanto connesse a punti di importazione e a punti di esportazione non associati al controllo degli scambi programmati, possono richiedere l’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e al ridispacciamento come se fossero localizzate sul territorio nazionale.

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Articolo 0–8.2 ‌

Unità Abilitata Singolarmente (UAS)

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

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

L’UAS ha valenza nodale, in quanto associata ad uno specifico nodo della rete rilevante. Essa per potersi qualificare come tale deve essere in grado di eseguire movimentazioni a carattere nodale, ossia rientrare nel perimetro del ridispaccia- mento. Non vi sono, infatti, altre movimentazioni a carattere nodale rilevanti per le UAS in quanto i servizi ancillari per il bilanciamento hanno valenza zonale.

Le UAS sono costituite esclusivamente da singole UP o singole UC sul territorio nazionale. Si precisa, comunque, che a differenza della regolazione antecedente il TIDE, le UAS includono sia le UP e le UC per le quali l’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali con valenza nodale è obbligatoria, sia le UP e le UC che scelgono di abilitarsi in modo singolo (ad esempio le UVAM di cui ai progetti pilota ai sensi della Deliberazione 300/2017/R/eel [47] costituite da una sola unità).

Articolo 0–8.3

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

0–8.3.1 Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN)

L’Unità Virtuale Abilitata Nodale è costituita da più UP o UC oppure alternativamente da più UI o UE:

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

• che non costituiscono singolarmente una UAS

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

• gestite da un unico BSP.

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

Le Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN) rappresentano gli aggregati per le movimentazioni con valenza nodale, anche se possono altresì erogare servizi con perimetro di erogazione più ampi. Esse costituiscono l’evoluzione naturale delle Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM) di tipo b (di cui all’articolo 2, lettera b del regolamento in materia adottato da TERNA e approvato dall’Autorità). A differenza di quanto previsto per queste ultime, per le UVAN viene meno il vincolo della rilevanza delle UP (in quanto in generale con il TIDE il concetto di rilevanza viene superato) e viene invece mantenuto il vincolo di localizzazione di tutte le risorse sullo stesso nodo (o su un insieme di nodi limitrofi) della rete rilevante.

Di seguito si riportano alcuni esempi possibili di UVAN derivanti dall’esperienza con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47]:

• aggregato di UP e UC direttamente connesse allo stesso nodo della rete rilevante; tipicamente almeno una UP è alimentata da fonte programmabi- le in modo da favorire la controllabilità dell’aggregato, fondamentale per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

• aggregato di sole UP direttamente connesse allo stesso nodo della rete ri- levante; anche in questo caso tipicamente almeno una UP è alimentata da fonte programmabile

• aggregato di UP e UC connesse alla rete di un DSO e riconducibili allo stesso nodo della rete rilevante o ad un insieme di nodi limitrofi della rete rilevante

rientranti nel medesimo perimetro di erogazione nodale; in questo ultimo caso l’UVAN è abbinata al nodo della rete rilevante cui è riferito il perimetro di erogazione.

Le UVAN possono, in particolare, includere solo UP, solo UC, solo UI o solo UE oppure essere un aggregato di UP e UC o, alternativamente, di UI e UE. Un aggregato fra UP, UC, UI e UE non è, invece, ammesso in modo da mantenere separate le movimentazioni associate a risorse localizzate sul territorio nazionale (UP e UC) dalle movimentazioni associate alle risorse localizzate su reti estere (UI e UE). La specificazione di tale esclusione è generalmente pleonastica in quanto le risorse localizzate sul territorio nazionale e le risorse localizzate su reti estere (UI e UE) non sono usualmente connesse o riconducibili allo stesso nodo della rete rilevante o ad un insieme di nodi limitrofi della rete rilevante. Vi sono tuttavia alcune eccezioni. Per esempio l’UE relativa ai prelievi della Città del Vaticano è riconducibile all’insieme dei nodi della rete rilevante che alimentano la città di Roma: a tale insieme sono riconducibili anche le UC e le UP localizzate sulla locale rete di distribuzione

Una volta qualificate, le UVAN diventano di fatto delle unità nodali concettualmente analoghe alle UAS, con l’unica differenza di essere virtuali (ossia aggregate).

Nelle UVAN possono infine coesistere unità gestite da più BRP, in continui- tà con quanto previsto nell’ambito dei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47].

0–8.3.2 Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ)

L’Unità Virtuale Abilitata Zonale è costituita da più UP o UC oppure alternativamente da più UI o UE:

• localizzate in una zona di offerta z

• che non costituiscono singolarmente una UAS o che non sono incluse in una UVAN o che non costituiscono singolarmente una Unità non Abilitata Programmabile (UnAP)

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

• gestite da un unico BSP.

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

Le Unità Virtuale Abilitata (UVAZ) rappresentano gli aggregati per i servizi ancillari nazionali globali con valenza zonale. Esse costituiscono l’evoluzione delle Unità Virtuali Abilitate Miste di tipo a introdotte con i progetti pilota nell’ambito della Deliberazione 300/2017/R/eel [47]. Esse possono includere solo UP, solo UC oppure sia UP che UC. L’unico requisito è la capacità di erogare in modo aggregato servizi ancillari nazionali globali aventi un perimetro di erogazione zonale. A tal proposito si precisa che le UVAZ non possono essere abilitate all’erogazione di servizi ancillari nazionali globali aventi perimetro di erogazione nodale: per questi servizi l’aggregato di UP e UC deve qualificarsi come UVAN.

Come già per le UVAN, le UVAZ possono includere anche UI e UE. Sono tuttavia ammesse configurazioni di sole UP, sole UC, UP e UC insieme oppure di sole UI, sole UE o UI e UE insieme, mentre non sono ammesse configurazioni che vedono la compresenza nello stesso aggregato di risorse localizzate sul territorio nazionale e di risorse localizzate sulle reti estere. Tale scelta è motivata dalla volontà di tenere separata evidenza delle movimentazioni associate a risorse estere rispetto alle risorse nazionali.

Le UVAZ non possono comunque includere le UIE e le UEE in quanto queste ultime riguardano esclusivamente l’utilizzo della capacità di trasporto allocata in modo esplicito e non rilevano direttamente per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali. Infatti detti servizi possono essere erogati tramite i punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati, ma solamente nell’ambito del coupling tramite le piattaforme di bilanciamento.

Una volta qualificate, le UVAZ sono gestite con procedure semplificate, del tutto simili a quelle in essere nei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47]: per ulteriori dettagli si rinvia alle Sezioni 20 e 22.3.

Spunti per la consultazione

Spunto 8.3.1 I criteri di aggregazione proposti sono efficaci ai fini dell’abilita- zione all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e alle movimentazioni nell’ambito del ridispacciamento?

⃝ Sì

⃝ No

⃝ In parte

Motivare la risposta, eventualmente fornendo criteri alternativi di aggregazione.

Volendo raffrontare il TIDE con le unità abilitate e le unità virtuali di cui alle precedenti versioni del dispacciamento (Deliberazione 111/06 [37] e Deliberazione 300/2017/R/eel [47]):

• l’unità abilitata prevista dalla Deliberazione 111/06 [37] diventa indicativa- mente una UAS (anche se, tuttavia, la platea delle UAS potrebbe cambiare rispetto all’insieme delle unità abilitate ex Deliberazione 111/06 [37], per effetto sia di scelte legate alle abilitazioni obbligatorie disposte da TERNA (si veda la Sezione 8.4 sia di abilitazioni richieste a carattere volontario)

• ai fini dell’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e alle movimentazioni nell’ambito del ridispacciamento è possibile inserire nella stessa UVA sia UP sia UC in continuità con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47]

• le unità rilevanti che si erano abilitate a titolo volontario nell’ambito del pro- getto pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47] possono qualificarsi come UAS se rispettano i requisiti per l’abilitazione; ciò vale sia per le unità singole partecipanti al progetto UVAM sia le unità singole che hanno aderito al progetto UPR

• le unità virtuali caratterizzate dalla compresenza di più UP o UC introdotte con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47] evolvono in UVAN o UVAZ a seconda che siano o meno movimentabili nell’ambito del ridispacciamento

• è consentita l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali anche alle UI e alle UE tramite UVAN o UVAZ dedicate

Infine rispetto a quanto ipotizzato nel Documento per la Consultazione 322/2019/R/eel [49]:

• è rimasto inalterato il concetto di UAS (è cambiato soltanto l’acronimo da UA a UAS)

• è stato innovato il concetto di UVAM e di UVA. In consultazione si era, infatti, ipotizzata la creazione delle UVAM aventi un perimetro definito da TERNA in funzione del più piccolo perimetro di erogazione relativo ai servizi ancillari nazionali globali per cui l’UVAM risultasse abilitata (di fatto, un perimetro nodale o zonale, a seconda dei servizi); con il TIDE, invece, viene data separata evidenza alle UVAN, aventi valenza nodale, e alle UVAZ, aventi valenza zonale, in modo da tenerle distinte anche in termini di nomenclatura. Inoltre, in consultazione le UVAM erano separate in tante UVA per tenere conto della potenziale presenza di più BRP sotto un unico BSP; nel TIDE la gestione dei BRP dentro le UVAN e le UVAZ è attuata in modo diverso come dettagliato nelle Sezioni 9.4.1 e 9.4.2.

Articolo 0–8.4 ‌

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

0–8.4.1 Requisiti per l’abilitazione

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

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

• i criteri con cui è identificata la capacità modulante a salire e a scendere di ciascuna UAS e UVA

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

• gli eventuali criteri in base ai quali una UP o UC debba necessariamente presentare richiesta di abilitazione come UAS

• le modalità con cui TERNA interagisce con i DSO per le verifiche di cui alla Sezione 8.4.3.

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

Nel definire i criteri per l’abilitazione TERNA:

• persegue la massimizzazione delle risorse che possono erogare ciascun servizio ancillare per il bilanciamento o essere movimentate ai fini del ridispacciamento

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

• prevede la possibilità di qualifica asimmetrica solamente per servizi ancillari per il bilanciamento a salire o per servizi ancillari per il bilanciamento a scendere.

0–8.4.2 Procedura per l’abilitazione

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

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

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

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

In esito alla richiesta di abilitazione TERNA avvia l’interazione con i DSO ai sensi della Sezione 8.4.3.

TERNA può prevedere l’obbligatorietà della abilitazione come UAS per le UP e le UC che soddisfano i criteri riportati nel Codice di Rete ai sensi della Sezione 8.4.1.

L’abilitazione come UAS è l’unica possibile per le UP relative alle risorse di stoccaggio 210/2021.

In caso di aggregati (UVAN e UVAZ) ai fini della abilitazione rileva il comportamen- to complessivo dell’unità virtuale, indipendentemente da come essa sia composta, ossia da quali UP e UC vi partecipino. Ciò implementa il concetto di reserve providing group previsto dal quadro regolatorio europeo come aggregato di singole risorse sotto il controllo di unico BSP.

In particolare, per quanto riguarda l’erogazione della FCR, i TSO dell’area sincrona Europa Continentale (di cui fa parte l’Italia) hanno previsto (si veda la Deliberazione 54/2021/R/eel [45]) che i reserve providing groups si dotino alternativamente di:

• di un sistema di controllo decentralizzato della FCR basato su dispositivi installati presso ciascuna risorsa;

• di un sistema di controllo centralizzato (localizzato presso la sala controllo del BSP) corredato da un sistema decentralizzato analogo a quello di cui al punto precedente da utilizzarsi come backup in caso di malfunzionamenti o di separazione del gruppo in due aree sincrone separate per effetto di un disservizio

• un sistema di controllo centralizzato corredato da una soluzione di backup

che abbia effetti analoghi ad un sistema decentralizzato.

. Ciò consente, quindi, ai BSP di erogare la FCR in modo aggregato, senza richiedere l’installazione dei dispositivi automatici di regolazione a bordo di ciascuna risorsa. Tali aspetti saranno comunque ulteriormente dettagliati nel Codice di Rete. Un approccio analogo potrebbe essere adottato anche per la riserva ultrarapida di frequenza.

L’abilitazione come UAS potrebbe essere obbligatoria per tutte le UP e le UC che soddisfano determinati criteri individuati da TERNA. In continuità con l’approccio della Deliberazione 111/06 [37] ciò potrebbe riguardare tutte le UP già oggi oggetto di abilitazione obbligatoria a Mercato per il Servizio di Dispacciamento

(MSD). TERNA potrà comunque definire criteri ulteriori, finalizzati a estendere o ridurre la platea delle unità sottoposte a abilitazione obbligatoria in funzione delle esigenze del sistema elettrico. I criteri, in quanto inclusi nel Codice di Rete, saranno comunque sottoposti a consultazione pubblica da parte di TERNA e all’approvazione dell’Autorità.

L’abilitazione come UAS o come UVAN implica necessariamente la capacità di essere movimentati nell’ambito del ridispacciamento. Per i servizi ancillari per il bilanciamento l’abilitazione può riguardare solamente un sottoinsieme dei servizi; è ammessa anche la qualifica asimmetrica (solo per servizi a salire o a scendere).

0–8.4.3 Verifiche a cura dei DSO

A seguito della richiesta di abilitazione per la fornitura dei servizi ancillari nazionali globali da parte di unità che includono UP, UC, UI e UE connesse alle reti di distribuzione, TERNA informa il relativo DSO.

Il DSO:

• verifica che l’abilitazione delle UP e delle UC connesse alla propria rete sia compa- tibile con l’esercizio in sicurezza della rete stessa e, in caso negativo, definisce le limitazioni alle movimentazioni delle suddette UP e UC

• comunica a TERNA l’esito delle verifiche e le eventuali limitazioni per le UP e le UC di cui al punto precedente

TERNA informa il BSP delle eventuali limitazioni alle movimentazioni per le UP e le UC identificate dal TSO e tiene conto di tali limitazioni in sede di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali.

Il DSO ha un ruolo ispirato ad una logica a semaforo: in caso in cui l’abilitazione di una UP o una UC crei problemi all’esercizio in sicurezza della propria rete di distribuzione, il DSO può prevedere in sede di richiesta di abilitazione limitazioni alle movimentazioni di dette UP e UC comunicandole a TERNA che informa il relativo BSP. Ciò si pone in continuità con quanto già previsto nei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [47].

TERNA sta tuttavia valutando l’ipotesi di implementare una logica a semaforo dinamica nella quale il DSO limita le movimentazioni delle UP e delle UC in tempo reale in funzione dell’effettivo stato della propria rete.

Riassumendo le UP e le UC che sono in grado singolarmente di essere movimentate nell’ambito del ridispacciamento possono, o nei casi definiti da TERNA devono,

essere abilitate come UAS.

Per tutte le altre UC e UP è invece possibile richiedere l’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e alle movimentazioni nell’ambito del ridispacciamento in modo aggregato. In particolare per i servizi con valenza nodale l’aggregato è chiamato UVAN. Ogni UVAN è gestita da un unico BSP, essa può tuttavia includere UP e UC di competenza di uno o più BRP, purchè riferite al nodo della rete rilevante n cui è abbinata l’UVAN. Nelle Sezioni 18.3 e 22.3 sono specificate le modalità con cui sono determinati i programmi delle UVAN e le modalità con cui ciascun BRP è reso neutrale rispetto alle azioni del BSP.

L’UVAN e le UAS possono chiaramente erogare anche servizi ancillari per il bilanciamento con valenza zonale o multizonale.

I BSP possono altresì costituire degli aggregati specifici esclusivamente per l’eroga- zione dei servizi ancillari per il bilanciamento. Questi aggregati prendono il nome di UVAZ e possono includere UP e le UC di competenza di BRP diversi purchè localizzate nella medesima zona di offerta.

Gli aggregati sono estesi anche alle UI e alle UE.

Articolo 0–8.5 ‌

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

0–8.5.1 Requisiti per la qualifica

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

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

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

• gli eventuali criteri in base ai quali una UP o UC debba necessariamente fornire il servizio.

Per il servizio di modulazione straordinaria i criteri possono essere differenziati per:

• modulazione straordinaria istantanea a salire

• modulazione straordinaria istantanea a scendere

• modulazione straordinaria con preavviso a salire

• modulazione straordinaria con preavviso a scendere.

0–8.5.2 Procedura per la qualifica

Per i servizi ancillari non relativi alla frequenza e il servizio di modulazione straordinaria, ciascun gestore della UP e ciascun cliente finale richiedono a TERNA la qualifica delle UP e delle UC di cui sono titolari secondo le modalità definite nel Codice di Xxxx.

TERNA può prevedere l’obbligatorietà della qualifica per le UP e le UC che soddisfano i criteri riportati nel Codice di Rete ai sensi della Sezione 8.5.1. Per la verifica dei suddetti criteri TERNA si avvale della collaborazione dei DSO alla cui rete le UP e le UC sono connesse, secondo le modalità riportate nel Codice di Rete.‌

Articolo 0–8.6

Capacità delle unità ai fini dell’erogazione servizi ancillari per il bilan- ciamento e per il ridispacciamento

0–8.6.1 Capacità delle UAS

Per le UAS la capacità di immissione KI e la capacità di prelievo KW sono definite come

u u

indicato nella Sezione 9.7.1.

Per le UAS l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali dipende dallo stato effettivo dell’unità come definito ai fini dell’attribuzione del diritto a immettere e a prelevare. Per tale motivo ai fini della determinazione della capacità di immissione e di prelievo si fa riferimento alla Sezione 9.7.1.

0–8.6.2 Capacità delle UVAN e delle UVAZ

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UVAN e di

ciascuna UVAZ u sono rispettivamente pari alla capacità modulante a salire e alla capacità modulante a scendere per le quali l’unità è stata qualificata ai sensi della Sezione 8.4.1.‌

Articolo 0–8.7

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

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

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

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

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

Sezione 0–9 ‌

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

Articolo 0–9.1 ‌

Tipologia di aggregati

Il diritto e l’impegno a immettere e prelevare energia attraverso i punti di connessione è attribuito al BRP in relazione alle UP, UC, UI, UE, UIE e UEE considerate:

• in modo autonomo qualora siano:

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

∗ UAS di immissione

∗ UAS di prelievo

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

∗ UnAP di immissione

∗ UnAP di prelievo

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

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

∗ UVN di immissione

∗ UVN di prelievo

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

∗ UVZ di immissione

∗ UVZ di prelievo

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

– Unità Virtuali di Esportazione (UVE) di cui alla Sezione 9.4.4.

Ai fini del mercato dell’energia elettrica, sono costituite altresì le Unità Virtuali Finanziarie (UVF) di cui alla Sezione 9.5, senza alcun sottostante fisico, esclusivamente di prelievo.

Le unità sopra elencate possono essere riclassificate come:

• unità di immissione ossia:

– UAS di immissione

– UnAP di immissione

– UVN di immissione

– UVZ di immissione

• unità di prelievo ossia:

– UAS di prelievo

– UNaP di prelievo

– UVN di prelievo

– UVZ di prelievo

– UVF

• unità di scambio con l’estero ossia:

– UVI

– UVE

L’attribuzione del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare alle UP, UC, UI, UE, UIE, UEE in modo aggregato significa che, una volta quantificato tale diritto e impegno, attraverso il relativo programma base ai sensi della Sezione 18, risulta indifferente, da un punto di vista del sistema, conoscere la specifica UP, UC, UI, UE, UIE, UEE inclusa nell’aggregato che immette o preleva energia. Coerentemente, gli sbilanciamenti di cui alla Sezione 21.3 sono calcolati con riferimento agli aggregati.

Il dato sull’immissione e il prelievo è comunque acquisito per ogni UP, UC, UI, UE, UIE, UEE (in quanto elementi atomici ai sensi della Sezione 2.2) e successivamente aggregato.

Per quanto riguarda invece la distinzione ulteriore tra unità di immissione e unità di prelievo, essa risulta necessaria perché in Italia il dispacciamento in immissione è regolato in modo diverso dal dispacciamento in prelievo, in quanto sono diverse le modalità di remunerazione sul mercato dell’energia elettrica. In particolare su MGP le immissioni sono valorizzate al prezzo zonale, mentre i prelievi sono valorizzati a Prezzo Unico Nazionale (PUN).

Articolo 0–9.2 ‌

UAS ai fini del diritto a immettere e prelevare

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

• le UAS di immissione, composte da una sola UP,

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

A ciascuna UAS di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.3.2 relativa alla UP che la costituisce.‌

Articolo 0–9.3

Unità non Abilitata Programmabile (UnAP)

L’Unità Non Abilitata Programmabile è costituita da una sola UP o da una sola UC

• connessa o riconducibile ad un nodo n della rete rilevante

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

• alimentata da fonte programmabile (limitatamente alle UP)

• che soddisfa i criteri di significatività per la programmazione riportati da TERNA nel Codice di Rete.

Le UnAP si distinguono in:

• UnAP di immissione, composte da una sola UP,

• UnAP di prelievo, composte da una sola UC.

A ciascuna UnAP di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.3.2 relativa alla UP che la costituisce.

Le UnAP di fatto sono UP alimentate da fonti programmabili (rinnovabili e non rinnovabili) non qualificate come UAS o non rientranti nelle UVAN per le quali TERNA necessita di un programma esplicito da utilizzare come input a mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento.

Per completezza e in ottica di neutralità tecnologica, TERNA potrebbe avere bisogno anche per alcune UC di un programma esplicito da utilizzare come base di partenza per l’ottimizzazione sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento. Per questo motivo il concetto di UnAP nel TIDE riguarda sia singole UP sia singole UC.

Si tratta, in ogni caso, di unità significative per l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico: a tal proposito si lascia ampia flessibilità a TERNA nell’identificare i criteri per l’individuazione delle UnAP.

Il concetto di UnAP implementa a livello nazionale la previsione dell’articolo 46(1)(d) del Regolamento (UE) 2017/1485 [6] che prevede, per i sistemi basati sul modello central dispatch che le UP inviino al TSO i dati necessari per la definizione del relativo programma di immissione (cosiddetti dati di schedule). Nel TIDE l’invio dei dati di schedule è limitato esclusivamente ad un set di impianti identificati da parte di TERNA. In tali impianti, in aggiunta a quanto previsto dal Regolamento (UE) 2017/1485 [6] possono essere incluse anche le UC.

Spunti per la consultazione

Spunto 9.3.1 Quali potrebbero essere i criteri di significatività per l’individua- zione delle UnAP?

Articolo 0–9.4 ‌

Unità Virtuali non Abilitate (UVnA)

0–9.4.1 Unità Virtuali Nodali (UVN)

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

Le UVN si distinguono in

• UVN di immissione, costituite esclusivamente da UP:

– incluse nella medesima UVAN

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.3.2

• UVN di prelievo, costituite esclusivamente da UC:

– incluse nella medesima UVAN

– gestite da un unico BRP.

A ciascuna UVN di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.3.2 relative alle UP che la costituiscono.

Le Unità Virtuale Nodale (UVN) rappresentano le ripartizioni in cui è suddivisa l’UVAN per tenere conto della compresenza di più BRP o di più tipologie di UP: le UVN sono, quindi, sottoinsiemi delle UVAN nella responsabilità del medesimo BRP.

All’interno delle UVN occorre tenere separate immissioni e prelievi: sono quindi

identificate le UVN di immissione e le UVN di prelievo. Inoltre in ciascuna UVN di immissione possono rientrare solamente UP appartenenti ad una data tipologia.

Il rapporto fra BSP e BRP e la correlazione fra i programmi delle UVAN e delle UVN in essa incluse sono definiti nelle Sezioni 18.3 e 22.3.

0–9.4.2 Unità Virtuali Zonali (UVZ)

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

Le UVZ si distinguono in:

• UVZ di immissione, costituite esclusivamente da UP:

– localizzate in una zona di offerta z

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

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.3.2

• UVZ di prelievo, costituite esclusivamente da UC:

– localizzate in una zona di offerta z

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

– gestite da un unico BRP.

A ciascuna UVN di immissione è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.3.2 relativa alle UP che la costituiscono.

L’Unità Virtuale Zonale di immissione è unica per ciascuna tipologia, per ciascun BRP e per ciascuna zona di offerta. Qualora tutte le UP nella responsabilità di un BRP in una zona di offerta z costituiscano singolarmente delle UAS o siano incluse in una UVAN o costituiscano singolarmente una UnAP, al BRP è comunque attribuita nella zona di offerta z una UVZ di immissione relativa alla tipologia di cui al punto 1 della Sezione

2.3.2 senza alcuna UP sottesa.

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

L’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali è a carattere volontario (fatti salvi eventuali obblighi per specifiche UAS di cui alla Sezione 8.4) per cui in una zona di offerta un BRP può essere responsabile sia di UP e UC classificate come UAS o incluse nelle UVAN o incluse nelle UVAZ, sia di UP e UC non rientranti in nessuno dei suddetti insiemi.

Ai fini della programmazione, TERNA ha bisogno di un programma esplicito in input al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento esclusivamente per le UAS, le UnAP e le UVN. Per tutte le altre UP e UC, TERNA non ha bisogno di un programma puntuale, anche qualora esse siano incluse nelle UVAZ. Per questo motivo è possibile, ai fini dell’attribuzione del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare, aggregare tutte queste UP e UC in UVZ di immissione e in UVZ di prelievo in funzione del relativo BRP.

Come specificato nella Sezione 17.2, l’UVZ svolge un ruolo di saldo per le nomine dei BRP. Per tale motivo a ciascun BRP in ciascuna zona di offerta è comunque attribuita una UVZ di immissione (della tipologia alimentate da fonti rinnovabili non programmabili) e una UVZ di prelievo anche in assenza di UP e UC specifiche per tali UVZ. In caso contrario, infatti, non sarebbe possibile coprire la posizione commerciale in sede di nomina. Per tale motivo le UVZ sono attribuite anche nelle zone di offerta estere.

0–9.4.3 Unità Virtuale di Importazione (UVI)

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

• localizzate in una zona di offerta z

• gestite da un unico BRP.

0–9.4.4 Unità Virtuale di Esportazione (UVE)

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

• localizzate in una zona di offerta z

• gestite da un unico BRP.

Le importazioni e le esportazioni sono gestite in modo indipendente dalle UC e UP nazionali. Tale scelta è coerente con le eventuali specifiche regolazioni tariffarie e di dispacciamento applicate nel tempo (si veda ad esempio la Deliberazione 576/2021/R/eel [40]).

Spunti per la consultazione

Spunto 9.4.1 I criteri di aggregazione proposti sono efficaci ai fini dell’attribu- zione del diritto e dell’impegno di immettere e prelevare?

⃝ Sì

⃝ No

⃝ In parte

Motivare la risposta, eventualmente fornendo criteri alternativi di aggregazione.

Articolo 0–9.5 ‌

Unità Virtuali Finanziarie (UVF)

Ciascun BRP può richiedere a TERNA secondo le modalità riportate nel Codice di Rete l’attribuzione in ciascuna zona di offerta di un’Unità Virtuale Finanziaria non legata ad alcuna UP, UC, UI, UE, UIE o UEE. Tali unità hanno esclusivamente valenza di unità di prelievo.

Le UVF rappresentano unità puramente finanziarie senza alcun sottostante fisico funzionali a consentire ai BRP, direttamente o per il tramite di un operatore di mercato delegato, di poter eseguire degli arbitraggi fra il prezzo di MGP, il prezzo di MI e il prezzo di sbilanciamento.

Con la Deliberazione 111/06 [37] tali arbitraggi erano di fatto indirettamente consentiti per il tramite della capacità di prelievo infinita attribuita alle UC, ma potevano essere esercitati nei limiti dei criteri di diligenza, perizia, prudenza e previdenza della programmazione.

Con il TIDE si consentono questi arbitraggi in modo esplicito, attraverso le specifiche UVF a loro dedicate, in coerenza con quanto ipotizzato nel Documento per la Consultazione 368/2013/R/eel [50].

Spunti per la consultazione

Spunto 9.5.1 Vi sono controindicazioni nell’introduzione delle UVF?

⃝ Sì

⃝ No

⃝ In parte Motivare la risposta.

‌

Volendo raffrontare il TIDE con i punti di dispacciamento di cui alla Deliberazione 111/06 [37]:

≥

• viene superato il concetto di unità rilevante ( 10 MVA) indipendentemente dalla fonte

• viene introdotto il concetto di UnAP che mantiene la significatività ai fini della programmazione, ma limitatamente alle UP programmabili

• la significatività della programmazione è estesa anche alle UC, in continuità con il concetto di UC rilevante previsto dalla Deliberazione 111/06 [37], ma mai attuato nel Codice di Rete

• è mantenuta la classificazione per tipologia delle unità di immissione; tale classificazione è infatti funzionale alla creazione dei portafogli zonali rilevanti per la partecipazione a MPE

• rimane il concetto di unità aggregata zonale (UVZ), distinta tra prelievi e im- missioni, che mantiene al suo interno esclusivamente le unità non significative per la registrazione di programmi nodali

• sono introdotte le UVF con valenza puramente finanziaria.

Infine rispetto a quanto ipotizzato nel Documento per la Consultazione 322/2019/R/eel [49]:

• è stato introdotto il concetto di UnAP per tenere conto delle unità di dimensioni significative ai fini della programmazione

• è stato confermato il concetto di UVNA, a cui è stato cambiato nome in UVZ, in quanto l’acronimo Unità Virtuale non Abilitata (UVnA) è ora utilizzato per l’insieme delle UVN, UVZ, Unità Virtuale di Importazione (UVI) e Unità Virtuale di Esportazione (UVE).

Articolo 0–9.6

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

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

• BRP competente per ciascuna UP come risultante dal RUP

• BRP competente per ciascuna UC come risultante dal SII

• BRP competente per ciascuna UI e ciascuna UE come risultante dal RUIUE.

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

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

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

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

• l’elenco delle UI e UE presenti all’interno delle UVI e delle UVE di cui sono responsabili incluse in ciascuna UVAZ.

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

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

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

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

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

• delle UC ai sensi della Deliberazione 487/2015/R/eel [51]

• delle UP ai sensi del Codice di Rete

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

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

Ai sensi della normativa europea, il BSP e il BRP sono soggetti distinti che non hanno alcuna interazione fra di loro. Di conseguenza il BSP non è tenuto a sapere quale sia il BRP competente per le UC e le UP che ha contrattualizzato ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali.

Il BSP può quindi solamente indicare a TERNA di aver contrattualizzato una specifica UP o una specifica UC e di volerla aggiungere alle UVAN e UVAZ di propria competenza. L’abbinamento con i BRP rimane invece di competenza di TERNA che, a tal proposito, si avvale della mappatura risultante dai database delle UP (GAUDÌ) e delle UC (SII).

Articolo 0–9.7 ‌

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

0–9.7.1 Capacità delle unità di immissione e delle unità di prelievo

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

u u

e unità di prelievo diverse dalle UVF u sono definite come segue:

KW = Σ KWmax + Σ KWmax

KI = Σ KImax

up∈u

dove:

u up

up∈u

uc∈u

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

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UVF u sono

definite come segue:

KI = 0

KW = ∞

0–9.7.2 Capacità delle unità di scambio con l’estero

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UVI e UVE u è

definita come segue:

KI = Σ KImax + Σ KImax

ui∈u

uie∈u

uie

uee∈u

KW = Σ KWmax + Σ

ue∈u

uee

KWmax

dove:

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

Articolo 0–9.8 ‌

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

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

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

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

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

Articolo 0–9.9 ‌

Diligenza, perizia, prudenza e previdenza

0–9.9.1 Comportamento del BRP

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

• assumere in esito a MPE in ciascuna zona di offerta una posizione netta ai sensi della Sezione 13.5 coerente con le migliori stime sulle immissioni e i prelievi delle unità di cui è responsabile

• definire le nomine sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2 per ciascuna UnAP, ciascuna UVZ diversa dalle UVZ di immissione della tipologia di cui al punto 1 della Sezione 2.3.2. ciascuna UVI e ciascuna UVE di cui è responsabile coerentemente con le migliori stime sulle immissioni e i prelievi di tali unità.

0–9.9.2 Comportamento del BSP

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

0–9.9.3 Mancato rispetto dei principi di diligenza, perizia, prudenza e previdenza

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

Il BRP è il soggetto responsabile per la programmazione delle unità non abilitate all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali, ossia delle UnAP, delle UVZ, delle UVI e delle UVE. Tuttavia, come evidenziato nella Sezione 17.2 il BRP programma direttamente solamente le UVZ di immissione diverse dalla tipologia di cui al punto 1 della Sezione 2.3.2, in quanto le altre UVZ svolgono il ruolo di saldo rispetto alla posizione netta del BRP in esito a MPE. Di conseguenza il BRP ha un obbligo di diligenza puntuale sulla programmazione solamente per alcune UVZ. A tal proposito si segnala che le UVZ escluse dall’obbligo di diligenza puntuale sono quelle caratterizzate dalla maggiore volatilità in termini di immissioni e prelievi.

Il BRP è comunque tenuto ad assumere su MPE una posizione commerciale complessiva coerente con le immissioni e i prelievi di cui è responsabile.

Il BSP, invece, è responsabile della programmazione puntuale delle unità abilitate all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali, ossia delle UAS e delle UVN. Tale programma rileva comunque per l’attribuzione del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare per il relativo BRP, ma esso è determinato dal BSP in quanto stato di partenza per le movimentazioni disposte per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento come chiarito nella Sezione 14.5.6

Spunti per la consultazione

Spunto 9.9.1 Si ritiene corretta la rappresentazione degli obblighi di diligenza per i BRP e i BSP tenuto altresì conto dei doveri di entrambi i soggetti sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta

Sezione 0–10 ‌

Portafogli zonali

Articolo 0–10.1 ‌

Finalità dei portafogli zonali

I portafogli zonali sono aggregazioni di una o più unità con riferimento alle quali possono essere effettuate transazioni su MPE. Ciascun portafoglio zonale è abbinato a un BRP e ad una zona di offerta.‌

Articolo 0–10.2

Classificazione dei portafogli zonali

I portafogli zonali si suddividono in

• portafogli zonali di immissione

• portafogli zonali di prelievo

• portafogli zonali di stoccaggio.

I portafogli zonali sono identici per tutti i mercati rientranti in MPE.

Come ipotizzato nel Documento per la Consultazione 322/2019/R/eel [49], si prevede il passaggio a portfolio bidding anche su MGP e sulle Cross-border Intra Day Auction (CRIDA).

Articolo 0–10.3 ‌

Creazione dei portafogli zonali

0–10.3.1 Creazione dei portafogli zonali di immissione

I BRP (direttamente o per il tramite degli operatori di mercato da essi delegati ai sensi della Sezione 3.3.3) richiedono a GME la costituzione di uno o più portafogli zonali di immissione secondo le modalità e le tempistiche riportate nel TIDME e nel rispetto dei seguenti criteri:

• un portafoglio zonale di immissione può contenere alternativamente:

– una o più unità di immissione appartenenti alla medesima tipologia e tecnologia di cui alle Sezioni 2.3.2 e 2.3.3 e localizzate nella medesima zona di offerta

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

• ciascuna UAS e ciascuna UnAP relative ad un impianto essenziale ai fini della sicurezza di cui alla Sezione 28.6 in regime ordinario e in regime di reintegrazione dei costi ai sensi degli articoli 64 e 65 della Deliberazione 111/06 [37] costituiscono singolarmente un portafoglio zonale di immissione a sé stante.

Per quanto riportato nella Sezione 2.3.2 possono essere aggregate in un unico portafoglio zonale di immissione tutte le UP alimentate a fonti rinnovabili non programmabili e tutte le UP dedicate ai prelievi per l’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione.

Ciò consente ai BRP di poter beneficiare dell’aggregazione per i prelievi dei servizi ausiliari di generazione in continuità con la Deliberazione 285/2022/R/eel [39].

0–10.3.2 Creazione dei portafogli zonali di prelievo

I BRP (direttamente o per il tramite degli operatori di mercato da essi delegati ai sensi della Sezione 3.3.3) richiedono a GME la costituzione di uno o più portafogli zonali di prelievo secondo le modalità e le tempistiche riportate nel TIDME e nel rispetto dei seguenti criteri:

• un portafoglio zonale di prelievo può contenere una o più unità di prelievo localizzate nella medesima zona di offerta

• ciascuna UVF costituisce un portafoglio zonale di prelievo a sé stante.

0–10.3.3 Creazione dei portafogli zonali di stoccaggio

In ciascuna zona di offerta GME costituisce un portafoglio zonale di stoccaggio a se stante per ciascun operatore di mercato che risulta assegnatario di prodotti di time shifting riferiti a risorse di stoccaggio 210/2021.

0–10.3.4 Portafogli zonali di default

In assenza di comunicazione da parte del BRP, il GME costituisce portafogli zonali a se stanti per ciascuna unità di competenza del BRP.

I portafogli zonali sono definiti in parziale continuità con l’approccio adottato dal 21 settembre 2021 con l’avvio in Italia di Cross Border Intraday (XBID) che viene esteso a tutto MPE. In particolare si hanno:

• portafogli zonali in immissione legati alle unità di immissione e alle unità di scambio con l’estero per le quali è prevista su MGP la valorizzazione a prezzo zonale

• portafogli zonali di prelievo legati alle unità di prelievo e alle UVF per le quali è prevista su MGP la valorizzazione a PUN

A differenza di quanto previsto dal 21 settembre 2021 su XBID i portafogli zonali di immissione sono distinti per tecnologia onde evitare di aggregare fra loro risorse con prestazioni significativamente differenti. Ciò inoltre potrebbe facilitare l’eventuale applicazione di meccanismi di decoupling del prezzo dell’energia fra fonti rinnovabili e fonti non rinnovabili in coerenza con il dibattito in corso a livello europeo.

La composizione dei portafogli zonali, nel rispetto della suddivisione per tecnologia, è lasciata ai BRP che possono procedere con la massima flessibilità. In particolare un portafoglio zonale può anche coincidere con una unica unità qualora il BRP intenda presentare offerte separate per essa.

In teoria si sarebbe anche potuto delegare la costituzione dei portafogli zonali diret- tamente agli operatori di mercato; si è preferito, tuttavia, coinvolgere direttamente i BRP per mantenere separati i portafogli zonali per BRP. In questo modo è possibile procedere alla riconciliazione della programmazione con la posizione commerciale complessiva di ciascun BRP in ciascuna zona di offerta come evidenziato nella Sezione 17.2 cui si rinvia per i dettagli.

Ciascun impianto essenziale per la sicurezza del sistema in regime ordinario o ammesso alla reintegrazione dei costi costituisce comunque un portafogli zonali a se stante: ciò è necessario per assicurare il rispetto da parte del BRP dei vincoli di offerta previsti per queste unità. Non è invece necessario costituire portafogli zonali indipendenti per gli impianti essenziali in modalità alternative, in quanto dette modalità rilevano solamente per le offerte presentate su mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento dove rimane in vigore una gestione per singola unità.

Le UVF costituiscono portafogli zonali di prelievo a se stanti: ciò consente di mantenere separate le transazioni relative a portafogli zonali con un sottostante fisico, rispetto alla transazioni senza alcuna UP o UC sottesa.

Per i prodotti di time shifting assegnati a ciascun operatore di mercato nell’ambito del meccanismo di cui all’articolo 18 del Decreto Legislativo 210/2021 [22] sono costituiti specifici portafogli zonali di stoccaggio in modo tale da tenere detti prodotti completamente separati rispetto agli altri portafogli zonali. Detti portafogli zonali sono direttamente attribuiti agli operatori di mercato in quanto non hanno

necessità di uno specifico BRP dato che il sottostante fisico di tali prodotti è direttamente gestito da TERNA con i titolari delle risorse di stoccaggio.

I portafogli zonali rimangono uguali nel passaggio da MGP a MI: la differenziazione per tecnologia permane, quindi, anche su XBID e ciò rappresenta una novità rispetto alla soluzione in essere dal 21 settembre 2021 che prevedeva la facoltà di aggregare UP in modo indipendente dalla tecnologia.

Spunti per la consultazione

Spunto 10.3.1 Si intravedono criticità nel passaggio a portfolio bidding anche su MGP e sulle CRIDA?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta.

Spunto 10.3.2 Il TIDE prevede l’utilizzo dei medesimi portafogli zonali per tutti i mercati rientranti su MPE. Vi sono controindicazioni in questa scelta?

⃝ Sì

⃝ No

Motivare la risposta.

Articolo 0–10.4 ‌

Capacità dei portafogli zonali

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascun portafoglio zonale

Σ= K

di immissione e di ciascun portafoglio zonale di prelievo pf è pari a:

dove:

I I

pf u

Σ= K

u∈pf

W W

pf u

u∈pf

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

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascun portafoglio zonale

di stoccaggio pf è pari alla taglia del prodotto di time shifting attribuito all’operatore di mercato responsabile del portafoglio stesso.

Il GME aggiorna la capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascun

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

di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

delle unità u incluse nel portafoglio zonale

pf .‌

Articolo 0–10.5

Portafogli zonali e operatori di mercato

Per ciascun portafoglio zonale il BRP può presentare offerte direttamente qualora abbia la qualifica di operatore di mercato o delegare uno o più operatori di mercato alla presentazione delle offerte, indicando per ciascuno di essi la frazione della capacità del portafoglio oggetto della delega. La somma delle frazioni oggetto di delega non può eccedere la capacità del portafoglio.

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

Nella Deliberazione 111/06 [37] era prevista la stipula del contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica tramite interposizione di terzi, al fine di consentire ad un utente del dispacciamento di partecipare al mercato dell’energia elettrica tramite un operatore terzo. Nel TIDE viene precisato che ciascun operatore di mercato può operare transazioni riferite ai portafogli zonali di cui è BRP o ai portafogli zonali per i quali ha ricevuto delega.

In particolare per favorire la massima flessibilità è consentito a ciascun BRP di delegare uno o più operatori di mercato per a ciascun portafoglio zonale. Il rapporto e le relativa responsabilità sono definite direttamente fra le parti nel rispetto delle disposizioni di cui al TIDME e al Codice di Rete.

Parte IV ‌

Mercato dell’energia elettrica a livello nazionale

Sezione 0–11 ‌‌‌

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

La struttura dei mercati riportata nel TIDE rappresenta la traduzione a livello nazionale della struttura prevista a livello europeo in esito al Regolamento (UE) 2015/1222 [2], Regolamento (UE) 2016/1719 [3] e al Regolamento (UE) 2017/2195

[4] e in coerenza con le linee guida di cui al Regolamento (UE) 2019/943 [1].

In essa compaiono, quindi, sia mercati disciplinati a livello europeo sia mercati interamente gestiti e disciplinati a livello nazionale in coerenza con i principi del quadro regolatorio europeo.

Articolo 0–11.1 ‌

Organizzazione del mercato dell’energia elettrica

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

• Mercato Elettrico a Termine (MET)

• Mercato Elettrico a Pronti (MPE) organizzato in coerenza con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2015/1222 [2] e suddiviso in:

– MGP

– MI

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

– Integrated Scheduling Process

– Piattaforme di bilanciamento

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

• Mercato per i servizi ancillari nazionali locali

Articolo 0–11.2

Finalità del mercato dell’energia elettrica

Il mercato dell’energia elettrica a livello nazionale attua il dispacciamento di merito economico introdotto dal Decreto Legislativo 79/99 [18]:

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

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

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

• nel Mercato Elettrico a Termine (MET) senza alcuna rappresentazione della rete elettrica

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

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

L’esito finale del dispacciamento deve essere compatibile con i vincoli di produzione degli impianti e i vincoli di trasporto sulla rete. Il mercato tiene conto di questi vincoli dapprima in modo semplificato, raggruppando le unità (in portafogli) e la rete (in zone) e, successivamente, avvicinandosi al tempo reale, la rappresentazione si specializza, fino al dettaglio nodale.

In esito a MET e MPE gli operatori di mercato non possono vendere energia in eccesso rispetto alla capacità massima delle UP rientranti nel proprio portafoglio e non possono acquistare energia in eccesso rispetto alla capacità massima delle UC rientranti nel proprio portafoglio (con l’unica eccezione delle UVF).

Su MET non sono considerati in alcun modo i vincoli di rete e la compravendita non è pertanto limitata dalla localizzazione geografica delle UP e delle UC sul territorio nazionale: di fatto è come se tutte le UP e le UC fossero connesse ad un unico nodo di capacità infinita.

Su MPE, invece, la rete è rappresentata in modo semplificato per il tramite del modello zonale di cui alla Sezione 5.1 con limitazione alla compravendita sulla base

della capacità di trasporto disponibile fra le zone di offerta.

Articolo 0–11.3 ‌

Periodi rilevanti per le transazioni sul mercato dell’energia elettrica

0–11.3.1 Market Time Unit

Le offerte presentate su MGP e MI si riferiscono alla Market Time Unit, come individuata nell’ambito del coupling unico del giorno prima (Single Day-Ahead Coupling) (SDAC) e del Single Intraday Coupling (SIDC) di cui al Regolamento (UE) 2015/1222 [2]. La Market Time Unit rileva anche per le transazioni su MET nonchè può rilevare per le transazioni relative alle piattaforme di bilanciamento, laddove previsto nel implementation framework della piattaforma stessa.

Allo stato attuale la Market Time Unit (MTU) coincide con l’ora. È comunque previsto il passaggio ad una MTU a 15 minuti entro il 2025, in coerenza con l’analoga transizione prevista per l’ISP. Poiché il TIDE produce effetti dal 2025, nell’intero documento si assume per semplicità una MTU a 15 minuti.

Si evidenzia che la MTU oltre a rilevare per le transazioni sui MPE e MET rileva altresì per alcune piattaforme di bilanciamento. In particolare allo stato attuale TERRE per la RR e MARI per la mFRR prevedono offerte riferite alla MTU. XXXXXXX per la aFRR prevede, invece, offerte relative ad uno specifico validity period di durata pari a 15 minuti, ossia coincidente con l’ISP.

0–11.3.2 Imbalance Settlement Period (ISP)

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

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

Ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2195 [4] l’ISP rappresenta il periodo temporale rilevante per il settlement degli sbilanciamenti. Esso diventa, di conseguenza, anche il periodo temporale rilevante per l’attivazione delle risorse di bilanciamento. La disposizione sopra riportata chiarisce questo aspetto che nel Regolamento (UE) 2017/2195 [4] è lasciato implicito.

A livello nazionale l’ISP è stato storicamente assunto pari a 15 minuti per tutte le unità abilitate alla erogazione di servizi ancillari nazionali globali, mentre per tutte

le altre unità si è assunto un ISP pari all’ora, in coerenza con la MTU di MGP e MI.

L’Articolo 53 del Regolamento (UE) 2017/2195 [4] richiede, tuttavia, entro tre anni dalla sua entrata in vigore, di regolare gli sbilanciamenti sulla base di un ISP di 15 minuti, salvo eventuali deroghe richieste dal TSO e approvate dalla competente National Regulatory Authority (NRA).

L’attuazione di questa disposizione a livello nazionale richiede pertanto di adeguare il periodo rilevante per tutte le unità per le quali, ad oggi, è in vigore un periodo di un’ora. Come consentito dal Regolamento (UE) 2017/2195 [4], XXXXX ha presentato una richiesta di deroga fino a fine 2024. L’Autorità ha approvato tale deroga con Deliberazione 474/2020/R/eel [52], di conseguenza l’obbligo del settlement degli sbilanciamenti a 15 minuti decorrerà dall’1 gennaio 2025, in coincidenza con la data attesa entro cui il TIDE produrrà effetti.

Si ritiene opportuno nel TIDE assumere già uno ISP pari a 15 minuti per tutte le unità. Considerato che dalla stessa data è attesa anche l’attuazione della MTU a 15 minuti, la regolazione contenuta nel TIDE potrà quindi assumere piena sincronia fra il periodo rilevante per le transazioni su MGP e MI e il periodo rilevante per le offerte su mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento.

Per consentire l’ISP a 15 minuti per tutte le unità dovranno tuttavia essere aggiornati tutti i misuratori con una risoluzione a 15 minuti: tale requisito è già compatibile con gli smart meter 2.0 in corso di installazione a livello nazionale, mentre non è implementabile dai misuratori elettromeccanici e dagli smart meter di prima generazione (per i quali dovrà quindi essere prevista la sostituzione). Ulteriori dettagli in merito saranno consultati dall’Autorità in documenti dedicati.

Sezione 0–12 ‌

Mercato Elettrico a Termine (MET)

Articolo 0–12.1 ‌

Oggetto del MET

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

1. bilateralmente tra operatori di mercato

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

3. su piattaforme gestite da terzi.

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

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

Articolo 0–12.2

Piattaforma per Conti Energia (PCE)

0–12.2.1 Finalità della PCE

Al fine di assicurare che le transazioni eseguite su MET siano coerenti con la capacità di immissione e di prelievo dei portafogli zonali, il GME organizza la PCE sulla quale gli operatori della PCE registrano le transazioni eseguite su MET su specifici conti energia come definiti nella Sezione 12.2.2.

0–12.2.2 Conto Energia

Il GME intesta a ciascun BRP

• un Conto Energia in vendita legato ai portafogli zonali di immissione nella respon- sabilità del BRP

• un Conto Energia in acquisto legato ai portafogli zonali di prelievo nella responsabi- lità del BRP.

Il GME intesta poi a ciascun operatore di mercato un Conto Energia di stoccaggio legato ai portafogli zonali di stoccaggio attribuiti all’operatore di mercato stesso.

Ciascun operatore di mercato può richiedere a GME l’intestazione di un Conto Energia in bianco non legato ad alcun portafoglio zonale.

0–12.2.3 Conti Energia e operatori della PCE

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

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

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

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

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

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

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

Per ciascun Conto Energia di stoccaggio e per ciascun Conto Energia in bianco l’operatore di mercato può delegare uno o più operatori della PCE ad operare, indicando per ciascuno di essi la frazione della capacità del conto della delega. La somma delle frazioni oggetto di delega non può eccedere la capacità del conto.

Con il passaggio ai portafogli zonali anche su MGP i Conti Energia sono ora costituiti come aggregazioni di portafogli zonali e non più come aggregazioni di unità.

I Conti Energia in vendita includono tutti i portafogli zonali di immissione, ossia tutto ciò per cui è prevista su MGP una regolazione a prezzo zonale, mentre i Conti Energia in acquisto riguardano tutti i portafogli zonali per i quali è prevista una regolazione a PUN, ivi inclusi i portafogli zonali relativi alle UVF.

Inoltre, a differenza della prassi in essere dall’avvio della PCE, i Conti Energia vengono ora intestati direttamente ai BRP e non più agli operatori della PCE. Viene quindi meno l’aggregazione in un unico Conto Energia dei portafogli zonali per i quali ciascun operatore della PCE ha ricevuto delega dal BRP: detti conti sono ora separati per BRP. Ciò obbliga gli operatori della PCE a dover specificare direttamente in sede di registrazione il BRP per conto del quale è stata eseguita ciascuna transazione (prima potevano limitarsi ad attribuire detta transazione al proprio Conto Energia in quanto BRP o al Conto Energia complessivo che incorporava tutti i BRP da cui avevano ricevuto delega). L’operatività di ciascun operatore della PCE non dovrebbe tuttavia essere impattata in modo significativo.

Per contro, la separazione dei Conti Energia per BRP semplifica la regolazione dei corrispettivi di sbilanciamento a programma di cui alla Sezione 23.2.2 cui si rinvia per i dettagli.

Con il TIDE sono altresì creati Conti Energia di stoccaggio al fine di tenere separata evidenza delle transazioni relative ai prodotti di time shifting attribuiti a ciascun operatore di mercato nell’ambito del meccanismo di cui all’articolo 18 del Decreto Legislativo 210/2021 [22].

Infine, per favorire la liquidità del mercato sono ammessi Conti Energia in bianco, non legati ad alcun portafoglio zonale. Essi consentono agli operatore di mercato di registrare acquisti e vendite a termine anche in assenza di una effettiva capacità sottostante.

Nel caso in cui alla chiusura del MET rimanga un saldo non nullo su un Conto Energia di stoccaggio o su un Conto Energia in bianco, la quantità relativa è regolata direttamente con il GME nell’ambito di MGP a titolo di sbilanciamento a programma ai sensi della Sezione 23.2.2. Per questo motivo il titolare del Conto Energia di stoccaggio o del Conto Energia in bianco deve essere necessariamente abilitato ad operare su tale mercato, ossia essere un operatore di mercato.

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Table of Contents

Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE

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Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE

Indice‌

Versioni e organizzazione del TIDE‌‌‌‌

Versione attuale

Aggiornamenti precedenti

Deliberazioni recepite Organizzazione del documento

Parte I‌

Oggetto e definizione di elementi funzionali alla disciplina

Finalità e oggetto

Finalità

Oggetto

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Punti di connessione

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Mappatura delle UP

Mappatura delle UC

Mappatura dei punti di interconnessione con l’estero

Titolarità delle risorse connesse al sistema elettrico

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

Contratti

Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione

Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica

Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia

Regole del mercato

Regole per il dispacciamento

Disciplina del mercato dell’energia elettrica

Regolamento della Piattaforma per Conti Energia

Convenzione tra TERNA e GME

Convenzione tra TERNA e Gestore del SII

Modello zonale della rete rilevante

Finalità del modello zonale

Aggiornamento del modello zonale

Analisi preliminare

Revisione formale

Approvazione del modello zonale

Parte II‌

Servizi ancillari nazionali

Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali

Servizio di modulazione straordinaria

Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali

Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali

Parte III‌

Aggregazioni rilevanti

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

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

Unità Abilitata Singolarmente (UAS)

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

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

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

Capacità delle unità ai fini dell’erogazione servizi ancillari per il bilan- ciamento e per il ridispacciamento

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

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

Tipologia di aggregati

Unità non Abilitata Programmabile (UnAP)

Unità Virtuali non Abilitate (UVnA)

Unità Virtuali Finanziarie (UVF)

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

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

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

Diligenza, perizia, prudenza e previdenza

Portafogli zonali

Finalità dei portafogli zonali

Classificazione dei portafogli zonali

Creazione dei portafogli zonali

Capacità dei portafogli zonali

Parte IV‌

Mercato dell’energia elettrica a livello nazionale

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

Organizzazione del mercato dell’energia elettrica

Finalità del mercato dell’energia elettrica

Periodi rilevanti per le transazioni sul mercato dell’energia elettrica

Mercato Elettrico a Termine (MET)

Oggetto del MET

Piattaforma per Conti Energia (PCE)

Document Metadata

Indice ‌

Versioni e organizzazione del TIDE ‌‌‌‌

Parte I ‌

Parte II ‌

Parte III ‌

Parte IV ‌