CONDIZIONI PER L’EROGAZIONE DEL PUBBLICO SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO DELL’ENERGIA ELETTRICA SUL TERRITORIO NAZIONALE E PER L’APPROVVIGIONAMENTO DELLE RELATIVE RISORSE SU BASE DI MERITO ECONOMICO, AI SENSI DEGLI ARTICOLI 3 E 5 DEL DECRETO LEGISLATIVO 16...
CONDIZIONI PER L’EROGAZIONE DEL PUBBLICO SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO DELL’ENERGIA ELETTRICA SUL TERRITORIO NAZIONALE E PER L’APPROVVIGIONAMENTO DELLE RELATIVE RISORSE SU BASE DI MERITO ECONOMICO, AI SENSI DEGLI ARTICOLI 3 E 5 DEL DECRETO LEGISLATIVO 16 MARZO 1999, N. 79
Valido dal 10 dicembre 2024
L'articolo 39, comma 39.1bis, trova applicazione a partire da una data definita da Terna non successiva all'1 gennaio 2018.
Inoltre, ai sensi del punto 3. della deliberazione 553/2017/R/eel le modifiche all'Allegato A alla deliberazione 111 da essa derivanti in merito alle modalità di determinazione dei corrispettivi di dispacciamento di cui agli articoli 44, 44bis e 45 hanno effetti a partire dalla determinazione dei corrispettivi relativi al primo trimestre 2018.
Allegato A alla deliberazione 9 giugno 2006, n 111/06, così come modificata ed integrata con deliberazioni n. 253/06, n. 73/07, n. 156/07, n. 280/07, n. 343/07, n. 349/07, n. 350/07, ARG/elt 43/08, 68/08, 162/08, 171/08, 203/08, 52/09, 74/09, 84/09, 107/09, 138/09, 142/09, 214/09 5/10, 161/10, 166/10, 172/10, 180/10, 207/10, 211/10, 222/10, 231/10,
247/10, 8/11, 110/11, 129/11, 142/11, 172/11, 181/11, 204/11, 208/11, 180/2012/R/eel,
281/2012/R/efr, 283/2012/R/eel, 298/2012/R/eel, 343/2012/R/efr, 400/2012/R/eel,
507/2012/R/eel, 576/2012/R/eel, 582/2012/R/eel, 34/2013/R/eel, 360/2013/R/eel,
413/2013/R/eel, 444/2013/R/eel, 530/2013/R/eel, 546/2013/R/eel, 635/2013/R/eel,
636/2013/R/eel, 265/2014/R/eel, 278/2014/R/eel, 425/2014/R/eel, 500/2014/R/eel,
521/2014/R/eel 522/2014/R/eel, 525/2014/R/eel, 587/2014/R/eel, 639/2014/R/eel,
658/2014/R/eel, 453/2015/R/eel, 486/2015/R/eel, 496/2015/R/eel, 573/2015/R/eel,
658/2015/R/eel, 73/2016/R/eel, 353/2016/R/eel, 404/2016/R/eel, 444/2016/R/eel,
462/2016/R/eel, 610/2016/R/eel, 740/2016/R/eel, 800/2016/R/eel, 802/2016/R/eel,
815/2016/R/eel, 201/2017/R/eel, 419/2017/R/eel, 491/2017/R/eel, 553/2017/R/eel,
633/2017/R/eel, 696/2017/R/eel, 799/2017/R/eel, 909/2017/R/eel, 22/2018/R/eel,
363/2018/R/eel, 534/2018/R/eel, 632/2018/R/eel, 705/2018/R/eel, 341/2019/R/efr,
420/2019/R/eel, 504/2019/R/eel, 574/2019/R/eel, 99/2020/R/eel, 121/2020/R/eel,
280/2020/R/eel, 324/2020/R/eel, 350/2020/R/eel, 428/2020/R/eel, 509/2020/R/eel,
599/2020/R/eel 44/2021/R/eel, 218/2021/R/eel, 353/2021/R/eel, 369/2021/R/eel,
433/2021/R/eel, 523/2021/R/eel, 563/2021/R/eel, 566/2021/R/eel, 576/2021/R/eel,
629/2021/R/eel, 123/2022/R/eel, 285/2022/R/eel, 452/2022/R/eel, 531/2022/R/eel,
532/2022/R/eel, 604/2022/R/eel, 626/2022/R/eel, 738/2022/R/eel, 481/2023/R/eel,
568/2023/R/eel, 625/2023/R/eel, 5/2024/R/eel, 409/2024/R/eel, 437/2024/R/eel,
468/2024/R/eel, 515/2024/R/eel e 539/2024/R/eel
DEFINIZIONI, OGGETTO E FINALITÀ DEL PROVVEDIMENTO 6
PARTE II - EROGAZIONE DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO 19
TITOLO 1 DISPOSIZIONI GENERALI 19
Articolo 4 Contratto per il servizio di dispacciamento 19
Articolo 5 Fonti della disciplina del servizio di dispacciamento 20
Articolo 6 Procedure per l’adozione e l’aggiornamento delle regole per il dispacciamento 20
Articolo 7 Convenzione tra Terna e il Gestore dei Mercati Energetici 21
Articolo 8 Classificazione delle unità di produzione e delle unità di consumo in tipologie 22
Articolo 9 Punti di importazione e di esportazione relativi ad una frontiera elettrica 23
Articolo 10 Punti di dispacciamento 23
Articolo 11 Periodo rilevante 25
Articolo 12 Energia elettrica immessa e prelevata 25
Articolo 13 Convenzioni per la contabilizzazione degli acquisti e delle vendite e dei programmi 25
Articolo 14 Diritti e obblighi a immettere e prelevare energia elettrica 25
Articolo 15 Suddivisione della rete rilevante in zone 26
SEZIONE 1 DISPOSIZIONI GENERALI 28
Articolo 17 Regolamento per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi 28
Articolo 18 Operatore di mercato 30
Articolo 19 Operatore di mercato qualificato 30
Articolo 20 Conto Energia a Termine 31
Articolo 21 Conto di Sbilanciamento Effettivo 31
Articolo 22 Richiesta di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine 32
Articolo 23 Richiesta di registrazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo nei Conti Energia a Termine 32
Articolo 24 Registrazione nei Conti Energia a Termine degli acquisti e delle vendite a termine 33
Articolo 25 Registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. post-MGP di immissione e di prelievo 33
Articolo 26 Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi finali cumulati di immissione e di prelievo 33
Articolo 27 Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento e non già inclusi nei programmi finali cumulati 34
Articolo 28 Verifica di congruità delle richieste di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine 34
Articolo 29 Verifica di congruità delle richieste di registrazione di programmi C.E.T. delle richieste di registrazione di acquisti e vendite nel sistema delle offerte 35
Articolo 30 Criteri di registrazione dei programmi post-MGP di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima
.......................................................................................................................................... 36
Articolo 31 Criteri di registrazione dei programmi finali cumulati di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato infragiornaliero
.......................................................................................................................................... 38
Articolo 31bis Piattaforma di nomina 37
Articolo 32 Criteri di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato per il servizio di dispacciamento 40
SEZIONE 1 REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI 41
Articolo 38 Corrispettivi di dispacciamento 41
Articolo 39 Criteri generali per la definizione dei prezzi di sbilanciamento 42
Articolo 39bis Corrispettivi di sbilanciamento a programma 44
Articolo 39ter Corrispettivo per la remunerazione del margine residuo a salire disponibile ai fini del PESSE in condizioni di inadeguatezza del sistema 44
Articolo 39quater Corrispettivo complessivo per la valorizzazione del saldo commerciale 44
Articolo 40 Prezzi di sbilanciamento 45
Articolo 41 Corrispettivo di non arbitraggio 46
Articolo 41bis Corrispettivo di non arbitraggio macrozonale 42
Articolo 42 Corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna 47
Articolo 43 Corrispettivi per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto 49
Articolo 44 Corrispettivi per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento 50
Articolo 44bis Corrispettivo a copertura dei costi della modulazione della produzione eolica 52
Articolo 45 Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema 53
Articolo 46 Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna 54
Articolo 47 Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti 54
Articolo 48 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva 54
SEZIONE 2 INADEMPIMENTI E GARANZIE 54
Articolo 49 Inadempimenti e gestione delle garanzie 54
Articolo 49bis Inadempimenti e gestione delle garanzie predisposte dal Gestore dei Mercati Energetici
.......................................................................................................................................... 56
TITOLO 5 OBBLIGHI INFORMATIVI 56
Articolo 50 Comunicazione delle coperture 56
Articolo 51 Pubblicazione dell’elenco degli operatori di mercato 56
Articolo 52 Informazioni relative al mercato per il servizio di dispacciamento 56
Articolo 53 Informazioni circa lo stato del sistema elettrico 57
Articolo 54 Obblighi di registrazione, archiviazione e comunicazione di dati e informazioni relative alle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico nazionale 58
Articolo 55 Obblighi informativi connessi alla partecipazione di Terna al mercato dell’energia 58
TITOLO 6 DISPACCIAMENTO DELLE UNITA’ DI PRODUZIONE COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE 59
Articolo 56 Ammissione degli utenti del dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore al riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento nel primo anno solare di esercizio 59
Articolo 57 Ammissione degli utenti di dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore alla priorità di dispacciamento in anni successivi al primo 59
Articolo 58 Verifiche delle condizioni per la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento ai fini del riconoscimento della priorità di dispacciamento 60
PARTE III - APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO 62
TITOLO 1 MODALITA’ DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO 62
Articolo 59 Criteri generali per la disciplina dell’approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento 62
Articolo 60 Approvvigionamento per il tramite del mercato per il servizio di dispacciamento 63
Articolo 60bis Approvvigionamento per il tramite del mercato per il servizio di dispacciamento in condizioni di inadeguatezza del sistema 64
Articolo 61 Approvvigionamento al di fuori del mercato 65
TITOLO 2 RISORSE ESSENZIALI PER LA SICUREZZA DEL SISTEMA ELETTRICO 65
Articolo 63 Impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico 66
Articolo 64 Vincoli afferenti gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico non ammessi alla reintegrazione dei costi 70
Articolo 65 Vincoli afferenti gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ammessi alla reintegrazione dei costi 90
Articolo 65bis Modalità alternative per l’assolvimento degli obblighi di offerta derivanti dalla titolarità di impianti essenziali 112
TITOLO 3 GESTIONE DELLE INDISPONIBILITÀ E DELLE MANUTENZIONI
............................................................................................................. 115
Articolo 66 Indisponibilità di capacità produttiva 115
Articolo 67 Piani di indisponibilità delle reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale 116
PARTE IV - DISPOSIZIONI TRANSITORIE E FINALI 117
Articolo 68 Determinazione dei corrispettivi sostitutivi 117
Articolo 69 Soppresso 117
Articolo 70 Disposizioni relative al 2023 117
Articolo 71 Piattaforma per la variazione dei programmi preliminari di prelievo 117
Articolo 72 Disposizioni transitorie relative alla quantificazione e liquidazione dei corrispettivi di dispacciamento 117
Articolo 73Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico 118
Articolo 74 Disposizioni in merito alla determinazione degli importi da riconoscere agli utenti del dispacciamento per la remunerazione della disponibilità della capacità produttiva 118
Articolo 75 Soppresso 119
Articolo 76 Disposizioni transitorie relative alle unità di produzione inserite nell’elenco delle unità essenziali per l’anno solare 2009 119
Articolo 77 Disposizioni transitorie e finali in materia di impianti essenziali 121
Articolo 78 Soppresso 149
Articolo 79 Disposizioni transitorie relative alla definizione dei prezzi di sbilanciamento per le unità non abilitate 149
Articolo 80 Attuazione del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico 149
PARTE I
DEFINIZIONI, OGGETTO E FINALITÀ DEL PROVVEDIMENTO
Articolo 1
1.1 Fatto salvo quanto previsto al comma 1.2, ai fini dell’interpretazione e dell’applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento si applicano le definizioni di cui all’articolo 1 dell’allegato A alla deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07, come successivamente integrato e modificato (di seguito: TIT), nonché le ulteriori definizioni formulate come segue:
• l’Acquirente unico è il soggetto di cui all’articolo 4 del decreto legislativo n. 79/99;
• acquisto a termine è, per ciascun periodo rilevante, una quantità di energia elettrica acquistata al di fuori del sistema delle offerte;
• acquisto netto a termine è, per ciascun periodo rilevante, la somma algebrica degli acquisti a termine registrati e delle vendite a termine registrate da un operatore di mercato e relativi a tale periodo, quando tale somma ha valore positivo;
• area di prezzo di sbilanciamento è l’area per la quale viene definito e calcolato un prezzo di sbilanciamento;
• controllo degli scambi programmati è l’insieme delle azioni di controllo di Terna, anche in cooperazione con altri gestori esteri di reti elettriche, per il controllo degli scambi di energia elettrica tra i sistemi elettrici interconnessi al sistema elettrico nazionale;
• costo storico originario di un’immobilizzazione è il costo di acquisizione al momento della sua prima utilizzazione o il relativo costo di realizzazione interna;
• Disciplina del mercato è il Testo Integrato della disciplina del mercato elettrico approvata con il decreto 19 dicembre 2003 come successivamente modificata e integrata;
• energia elettrica da UP con tariffa fissa onnicomprensiva è l’energia elettrica ritirata dal GSE e prodotta dalle unità di produzione a cui spetta, per l’intera quantità di energia elettrica immessa o per una parte, la tariffa fissa onnicomprensiva di cui alla legge n. 244/07 o ai decreti interministeriali 5 maggio 2011, 5 luglio 2012 o 6 luglio 2012 o al decreto interministeriale 23 giugno 2016 o al decreto interministeriale 4 luglio 2019 o al decreto ministeriale 22 dicembre 2023 o al decreto interministeriale 19 giugno 2024;
• energia elettrica di cui all’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 è l’energia elettrica ritirata ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03, secondo le modalità previste dalla deliberazione n. 280/07;
• energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/04 è l’energia elettrica ritirata ai sensi del comma 41, della legge n. 239/04, secondo le modalità previste dalla deliberazione n. 280/07;
• il Gestore dei Servizi Energetici è la società Gestore dei Servizi Energetici – GSE SpA di cui al DPCM 11 maggio 2004;
• il Gestore dei Mercati Energetici è il soggetto di cui all’articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99;
• gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di connessione di terzi, nonché delle attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi Terna e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo n. 79/99;
• immobilizzazione soggetta ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione è qualsiasi immobilizzazione che, a seguito di un provvedimento dell’Autorità, anche se adottato prima dell’entrata in vigore dei commi da 65.36 a 65.42, presenti contestualmente le seguenti caratteristiche:
a) sia rilevante per la determinazione del corrispettivo di reintegrazione, di cui al comma 63.13, di un impianto essenziale;
b) sia oggetto di un provvedimento dell’Autorità secondo il quale, ai fini della quantificazione della quota di ammortamento e della remunerazione calcolate sulla base della formula di cui al comma 65.15, sia applicato un periodo di ammortamento pari al lasso temporale compreso tra l’inizio dell’ammortamento e il termine del periodo di ammissione al regime di reintegrazione, nel caso in cui l’attuazione del comma 65.17 preveda che il periodo di ammortamento si completi successivamente;
c) il relativo ammortamento sia iniziato prima del termine del periodo di assoggettamento dell’impianto al regime di reintegrazione;
• impianto di produzione o impianto è l’insieme delle unità di produzione nella disponibilità di un medesimo utente del dispacciamento connesse alla rete con obbligo di connessione di terzi attraverso il medesimo punto di immissione;
• impianto extra reintegrazione con immobilizzazioni soggette ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione è qualsiasi impianto che presenti contestualmente le seguenti caratteristiche:
a) dopo un periodo di assoggettamento al regime di reintegrazione, all’impianto non è applicato detto regime, anche se la fine dell’applicazione del regime è anteriore all’entrata in vigore dei commi da 65.36 a 65.42;
b) nel periodo di assoggettamento al regime di reintegrazione, una o più immobilizzazioni dell’impianto sono rientrate nella categoria delle immobilizzazioni soggette ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione;
• impianto qualificato e singolarmente essenziale post-asta è un impianto di produzione che, oltre a essere parzialmente o integralmente qualificato ai fini del mercato della capacità per un dato periodo di consegna, rientra, per il medesimo periodo o parte di esso, nel novero delle risorse essenziali che possono essere assoggettate a uno dei regimi di essenzialità con provvedimento successivo al
ventesimo giorno precedente alla data della procedura concorsuale del mercato della capacità avente ad oggetto il citato periodo di consegna;
• impresa distributrice di riferimento è l’impresa distributrice di cui all’articolo 6, comma 6.1, lettera a), del TIS;
• impresa distributrice sottesa è l’impresa distributrice di cui all’articolo 6, comma 6.1, lettera b), del TIS;
• intervallo di fattibilità è, per una unità abilitata, l’intervallo di potenza entro cui devono essere compresi il programma intermedio cumulato di immissione o di prelievo e il programma finale cumulato di immissione o di prelievo della medesima unità abilitata;
• margine residuo a salire disponibile ai fini del PESSE è per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione la differenza fra la potenza massima disponibile dell’unità di produzione ai fini del PESSE e il programma finale cumulato di immissione della medesima unità di produzione;
• mercati dell’energia sono il mercato del giorno prima ed il mercato di aggiustamento; dall’1 novembre 2009 mercati dell’energia sono il mercato del giorno prima e il mercato infragiornaliero;
• mercato elettrico è l’insieme del mercato del giorno prima, del mercato di aggiustamento e del mercato per il servizio di dispacciamento; dall’1 novembre 2009, è l’insieme del mercato del giorno prima, del mercato infragiornaliero e del mercato per il servizio di dispacciamento;
• mercato del giorno prima è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per ciascun periodo rilevante del giorno successivo a quello della negoziazione;
• mercato di aggiustamento è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per l’aggiustamento dei programmi di immissione e di prelievo definiti sul mercato del giorno prima;
• mercato infragiornaliero è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica successiva al mercato del giorno prima. In esso si svolgono: (i) la negoziazione dell’energia in contrattazione continua, con la contestuale allocazione della capacità interzonale disponibile, ai sensi dell’articolo 51 del Regolamento (UE) 2015/1222 (di seguito: MI-XBID) (ii) aste complementari per la valorizzazione della capacità residua rispetto alle precedenti allocazioni, ai sensi dell’articolo 63 del Regolamento (UE) 2015/1222 (di seguito: MI-CRIDA);
• mercato per il servizio di dispacciamento è la sede di negoziazione delle risorse per il servizio di dispacciamento di cui all’Articolo 60;
• ordine di dispacciamento di Terna è qualsiasi ordine di dispacciamento impartito da Terna sia nell’ambito del mercato per il servizio di dispacciamento
– tramite l’accettazione di offerte in qualsiasi fase, sottofase o sessione del medesimo mercato – sia al di fuori del mercato per il servizio di dispacciamento;
• operatore di mercato è un soggetto abilitato alla registrazione di acquisti e vendite a termine e dei relativi programmi C.E.T. di immissione e di prelievo;
• periodo di rientro in servizio è il periodo, pari a tre giorni, di ripresa del funzionamento di un’unità di produzione in seguito ad un periodo di indisponibilità pari almeno a ventuno giorni;
• PESSE è il Piano di Emergenza per la Sicurezza del Servizio Elettrico predisposto da Terna in conformità alla deliberazione CIPE del 6 novembre 1979;
• potenza efficiente netta è la potenza attiva massima di un’unità di produzione che può essere erogata con continuità (ad es. per un gruppo termoelettrico) o per un determinato numero di ore (ad es. per un impianto idroelettrico) come risultante dal Registro delle Unità di Produzione (cd. RUP statico) tenuto da Terna;
• potenza massima disponibile di un’unità di produzione ai fini del PESSE è il minor valore tra la potenza massima erogabile dall’unità di produzione in tempo reale e la potenza massima erogabile dall’unità di produzione come risultante sul registro delle unità di produzione dinamico di Terna ed utilizzato da Terna ai fini della decisione di attivazione del PESSE;
• potenza massima erogabile è la potenza massima stabilmente erogabile dall’unità di produzione nelle normali condizioni di funzionamento (al netto della potenza assorbita dai servizi ausiliari e diminuita della semibanda di regolazione primaria, come richiesta nelle regole per il dispacciamento) come risultante dal Registro delle Unità di Produzione dinamico (cd. RUP dinamico) tenuto da Terna S.p.A.;
• potenza minima erogabile è la potenza minima stabilmente erogabile dall’unità di produzione nelle normali condizioni di funzionamento (al netto della potenza assorbita dai servizi ausiliari e aumentata della semibanda di regolazione primaria, come richiesta nelle regole di dispacciamento) come risultante dal Registro delle Unità di Produzione dinamico (cd. RUP dinamico) tenuto da Terna S.p.A.
• prelievo residuo di area è il prelievo residuo di area di cui all’articolo 7 del TIS;
• prezzo limite tecnico massimo (minimo) è il prezzo massimo (minimo) dei mercati dell’energia come definito dalle Decisioni 04/2017 e 05/2017 adottate da ACER ai sensi dell’articolo 41 del Regolamento CACM;
• primo periodo di esercizio di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore è il periodo intercorrente tra la data di inizio del periodo di avviamento di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore ed il 31 dicembre dello stesso anno;
• programma è una quantità di energia elettrica che viene dichiarata in immissione o in prelievo in una rete con obbligo di connessione di terzi, riferita ad un periodo rilevante e ad un punto di dispacciamento;
• programma intermedio cumulato di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-MGP cumulato di immissione, come eventualmente modificato in esito a ciascuna delle sessioni del MI-CRIDA, alle nomine effettuate in esito al MI-XBID e, nel caso di unità abilitate, alle eventuali quantità accettate in esito all’ultima sottofase conclusa di MSD ex ante. Nel caso delle unità abilitate, il più recente programma intermedio cumulato disponibile prima dell’esecuzione di una determinata sottofase di MSD ex ante è considerato come il programma di riferimento per le offerte in quella specifica sottofase;
• programma intermedio cumulato di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma post-MGP cumulato di prelievo, come eventualmente modificato in esito a ciascuna delle sessioni del MI-CRIDA, alle nomine effettuate in esito al MI-XBID e, nel caso di unità abilitate, alle eventuali quantità accettate in esito all’ultima sottofase conclusa di MSD ex ante. Nel caso delle unità abilitate, il più recente programma intermedio cumulato disponibile prima dell’esecuzione di una determinata sottofase di MSD ex ante è considerato come il programma di riferimento per le offerte in quella specifica sottofase;
• programma finale cumulato di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-MGP cumulato di immissione, come eventualmente modificato in esito a ciascuna delle sessioni del MI-CRIDA, alle nomine finali effettuate in esito al MI-XBID e, nel caso di unità abilitate, alle eventuali quantità accettate in MSD ex ante;
• programma finale cumulato di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma post-MGP cumulato di prelievo, come eventualmente modificato in esito a ciascuna delle sessioni del MI-CRIDA, alle nomine finali effettuate in esito al MI-XBID e, nel caso di unità abilitate, alle eventuali quantità accettate in MSD ex ante;
• programma post-MA di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-MGP cumulato di immissione, come eventualmente modificato in esito al mercato di aggiustamento;
• programma post-MA di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma post-MGP cumulato di prelievo, come eventualmente modificato in esito al mercato di aggiustamento;
• programma post-MI di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-MGP cumulato di immissione, come eventualmente modificato in esito al mercato infragiornaliero;
• programma post-MI di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il
programma post-MGP cumulato di prelievo, come eventualmente modificato in esito al mercato infragiornaliero;
• programma C.E.T. di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma presentato dall’operatore di mercato in esecuzione delle vendite nette a termine registrate nel suo Conto Energia a Termine (C.E.T.);
• programma C.E.T. di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma presentato dall’operatore di mercato in esecuzione degli acquisti netti a termine registrati nel suo Conto Energia a Termine (C.E.T.);
• programma C.E.T. post-MGP di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma C.E.T. di immissione risultante in esito al mercato del giorno prima;
• programma C.E.T. post-MGP di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma C.E.T. di prelievo risultante in esito al mercato del giorno prima;
• programma post-MSD-ex-ante di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-MA di immissione, come eventualmente modificato in esito al mercato per il servizio di dispacciamento;
• programma post-MSD-ex-ante di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma post-MA di prelievo, come eventualmente modificato in esito al mercato per il servizio di dispacciamento;
• programma post-MGP cumulato di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, la somma dei programmi di immissione riferiti al medesimo punto di dispacciamento risultanti in esito al mercato del giorno prima, ivi inclusi i programmi C.E.T. post-MGP di immissione;
• programma post-MGP cumulato di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, la somma dei programmi di prelievo riferiti al medesimo punto di dispacciamento risultanti in esito al mercato del giorno prima, ivi inclusi i programmi C.E.T. post-MGP di prelievo;
• programma vincolante modificato e corretto di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma finale cumulato di immissione, come eventualmente modificato per effetto di ordini di dispacciamento in tempo reale e dell’intervento della regolazione secondaria di potenza;
• programma vincolante modificato di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di
esportazione, il programma finale cumulato di prelievo, come eventualmente modificato per effetto di ordini di dispacciamento in tempo reale;
• regole per il dispacciamento sono le regole per il dispacciamento adottate da Terna ai sensi dell’Articolo 6 del presente provvedimento;
• rete rilevante è l’insieme della rete di trasmissione nazionale, ivi inclusa la rete di interconnessione con l’estero, e delle reti di distribuzione in alta tensione direttamente connesse alla rete di trasmissione nazionale in almeno un punto di interconnessione;
• rettifiche di settlement sono le rettifiche ai dati di misura di cui al comma 51.2 del TIS;
• rettifiche tardive sono le rettifiche ai dati di misura di cui al comma 51.3 del TIS;
• servizio di interrompibilità del carico è il servizio fornito dalle unità di consumo rilevanti connesse a reti con obbligo di connessione di terzi dotate, in ogni singolo punto di prelievo, di apparecchiature di distacco del carico conformi alle specifiche tecniche definite da Terna e disponibili a distacchi di carico con le modalità definite da Terna;
• SII è il Sistema Informativo Integrato istituito ai sensi della legge 129/10;
• sistema delle offerte è il sistema delle offerte di acquisto e di vendita dell’energia elettrica e di tutti i servizi connessi di cui all’articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99;
• Terna è la società Terna – Rete elettrica nazionale Spa, di cui al DPCM 11 maggio 2004;
• unità abilitata è un’unità di produzione o di consumo che risponde ai requisiti fissati nelle regole per il dispacciamento ai fini dell’abilitazione alla fornitura a Terna di risorse per il dispacciamento dell’energia elettrica;
• unità di consumo rilevante è un’unità di consumo i cui programmi di prelievo risultano rilevanti, tenendo conto della potenza disponibile della medesima e dei limiti della capacità di trasporto, ai fini della previsione da parte di Terna del fabbisogno di risorse per il dispacciamento;
• unità di produzione alimentata da fonti rinnovabili non programmabili è un’unità di produzione che utilizza l’energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, del gas di discarica, dei gas residuati dei processi di depurazione, del biogas, -soppresso- l’energia geotermica o l’energia idraulica, limitatamente in quest’ultimo caso alle unità ad acqua fluente;
• unità di produzione CIP6/92 è un’unità di produzione che cede energia elettrica al Gestore dei Servizi Energetici ai sensi dell’articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99;
• unità di produzione di cogenerazione ad alto rendimento, ai fini del riconoscimento della priorità di dispacciamento, è un’unità di produzione che rispetta le condizioni di cui al decreto legislativo n. 20/07 e al decreto 4 agosto 2011. L’unità può essere cogenerativa ad alto rendimento per l’intero anno solare
o per una frazione d’anno, secondo quanto previsto dall’articolo 5 del decreto ministeriale 5 settembre 2011;
• unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 è un’unità di produzione che cede energia elettrica ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo
n. 387/03 o del comma 41 della legge n. 239/04;
• unità di produzione 74/08 sono le unità di produzione dell’energia elettrica che si avvalgono della disciplina dello scambio sul posto di cui al TISP;
• unità di produzione con tariffa fissa onnicomprensiva sono le unità di produzione a cui spetta, per l’intera quantità di energia elettrica immessa o per una parte, la tariffa fissa onnicomprensiva di cui alla legge n. 244/07 o ai decreti interministeriali 5 maggio 2011, 5 luglio 2012 o 6 luglio 2012 o al decreto interministeriale 23 giugno 2016 o al decreto interministeriale 4 luglio 2019 o al decreto ministeriale 22 dicembre 2023 o al decreto interministeriale 19 giugno 2024;
• unità di produzione o di consumo è un insieme di impianti elettrici, per la produzione o per il consumo di energia elettrica connessi alle reti con obbligo di connessione di terzi anche per il tramite di linee dirette o di reti interne d’utenza, tali che le immissioni o i prelievi di energia elettrica relativi a tale insieme siano misurabili autonomamente. Le unità di pompaggio sono considerate unità di produzione;
• unità di produzione rilevante è un’unità di produzione i cui programmi di immissione risultano rilevanti, tenendo conto della potenza nominale della medesima e dei limiti della capacità di trasporto, ai fini della previsione da parte di Terna del fabbisogno di risorse per il dispacciamento;
• unità di produzione e pompaggio strategica è un’unità abilitata alla fornitura dello stoccaggio di energia per la sicurezza del sistema, come definito all’Articolo 62;
• unità essenziale per la sicurezza del sistema elettrico è un’unità di produzione
o di consumo che può risultare indispensabile ai fini del dispacciamento in alcune prevedibili condizioni di funzionamento del sistema elettrico;
• utente del dispacciamento è il soggetto che ha concluso con Terna un contratto per il servizio di dispacciamento;
• vendita a termine è, per ciascun periodo rilevante, una quantità di energia elettrica venduta al di fuori del sistema delle offerte;
• vendita netta a termine è, per ciascun periodo rilevante, il valore assoluto della somma algebrica degli acquisti a termine registrati e delle vendite a termine registrate da un operatore di mercato e relative a tale periodo, quando tale somma ha valore negativo;
• VENF è il valore dell’energia elettrica non fornita pari a 3.000 €/MWh;
-*-
• Regolamento CACM è il Regolamento (UE) 2015/1222;
• Decisione 04/2017 è la decisione n. 04/2017 di ACER del 14 novembre 2017 recante Decision on the Nominated Electricity Market Operators’ proposal for harmonised maximum and minimum clearing prices for single day-ahead coupling;
• Decisione 05/2017 è la decisione n. 05/2017 di ACER del 14 novembre 2017 recante Decision on the Nominated Electricity Market Operators’ proposal for harmonised maximum and minimum clearing prices for single intraday coupling;
• decreto legislativo n. 387/03 è il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387;
• decreto legislativo n. 20/07 è il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20;
• DPCM 11 maggio 2004 è il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 recante criteri, modalità e condizioni per l’unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione;
• legge n. 239/04 è la legge 23 agosto 2004, n. 239;
• legge n. 2/09 è la legge 28 gennaio 2009, n. 2;
• decreto 24 ottobre 2005 è il decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, 24 ottobre 2005, recante direttive per la regolamentazione dell’emissione dei certificati verdi alle produzioni di energia di cui all’articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto 2004, n. 239;
• decreto 4 agosto 2011 è il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 4 agosto 2011;
• decreto 5 settembre 2011 è il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011;
• deliberazione n. 42/02 è la deliberazione dell’Autorità 19 aprile 2002, n. 42/02, come successivamente modificata ed integrata;
• deliberazione n. 67/03 è l’Allegato A della deliberazione dell’Autorità 26 giugno 2003, n. 67/03, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 202 del 1 settembre 2003, come successivamente modificata ed integrata;
• soppresso
• deliberazione n. 205/04 è la deliberazione dell’Autorità 19 novembre 2004, n. 205/04.
• deliberazione n. 34/05 è la deliberazione dell’Autorità 23 febbraio 2005, n. 34/05 e successive modificazioni e integrazioni.
• deliberazione n. 50/05 è la deliberazione dell’Autorità 24 marzo 2005, n. 50/05.
• deliberazione n. 39/06 è la deliberazione dell’Autorità 23 febbraio 2006, n. 39/06.
• TIV è la deliberazione dell’Autorità 27 giugno 2007, n. 156/07 come successivamente integrata e modificata.
• TIS è l’allegato A alla deliberazione dell’Autorità 30 luglio 2009, ARG/elt 107/09;
• TISP è l’allegato A alla deliberazione dell’Autorità 3 giugno 2008 ARG/elt 74/08.
1.2 Dall’1 gennaio 2025, ai fini dell’interpretazione e dell’applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento attinenti alle risorse essenziali per la sicurezza del sistema elettrico, di cui alla Parte III, Titolo 2, e alla Parte IV, si applicano le definizioni di cui all’Allegato A alla deliberazione 25 luglio 2023, 345/2023/R/eel, come successivamente integrato e modificato, nonché le ulteriori definizioni formulate come segue:
• costo storico originario di un’immobilizzazione è il costo di acquisizione al momento della sua prima utilizzazione o il relativo costo di realizzazione interna;
• immobilizzazione soggetta ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione è qualsiasi immobilizzazione che, a seguito di un provvedimento dell’Autorità, anche se adottato prima dell’entrata in vigore dei commi da 65.36 a 65.42, presenti contestualmente le seguenti caratteristiche:
a) sia rilevante per la determinazione del corrispettivo di reintegrazione, di cui al comma 63.13, di un impianto essenziale;
b) sia oggetto di un provvedimento dell’Autorità secondo il quale, ai fini della quantificazione della quota di ammortamento e della remunerazione calcolate sulla base della formula di cui al comma 65.15, sia applicato un periodo di ammortamento pari al lasso temporale compreso tra l’inizio dell’ammortamento e il termine del periodo di ammissione al regime di reintegrazione, nel caso in cui l’attuazione del comma 65.17 preveda che il periodo di ammortamento si completi successivamente;
c) il relativo ammortamento sia iniziato prima del termine del periodo di assoggettamento dell’impianto al regime di reintegrazione;
• impianto extra reintegrazione con immobilizzazioni soggette ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione è qualsiasi impianto che presenti contestualmente le seguenti caratteristiche:
a) dopo un periodo di assoggettamento al regime di reintegrazione, all’impianto non è applicato detto regime, anche se la fine dell’applicazione del regime è anteriore all’entrata in vigore dei commi da 65.36 a 65.42;
b) nel periodo di assoggettamento al regime di reintegrazione, una o più immobilizzazioni dell’impianto sono rientrate nella categoria delle immobilizzazioni soggette ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione;
• impianto qualificato e singolarmente essenziale post-asta è un impianto di produzione che, oltre a essere parzialmente o integralmente qualificato ai fini del mercato della capacità per un dato periodo di consegna, rientra, per il medesimo periodo o parte di esso, nel novero delle risorse essenziali che possono essere assoggettate a uno dei regimi di essenzialità con provvedimento successivo al ventesimo giorno precedente alla data della procedura concorsuale del mercato della capacità avente ad oggetto il citato periodo di consegna;
• mercati dell’energia sono il mercato del giorno prima e il mercato infragiornaliero;
• mercato per il servizio di dispacciamento è l’Integrated Scheduling Process
di cui al TIDE;
• MSD ex ante corrisponde alla fase MSD dell’Integrated Scheduling Process;
• periodo rilevante corrisponde, nel caso del mercato del giorno prima, del mercato infragiornaliero e del mercato elettrico a termine, alle rispettive Market Time Unit di cui al TIDE, mentre, nel caso dell’Integrated Scheduling Process, all’Imbalance Settlement Period di cui al TIDE;
• potenza efficiente netta è la potenza attiva massima di un’unità di produzione che può essere erogata con continuità (ad es. per un gruppo termoelettrico) o per un determinato numero di ore (ad es. per un impianto idroelettrico) come risultante dal GAUDÌ;
• potenza massima erogabile è la potenza massima stabilmente erogabile dall’unità di produzione nelle normali condizioni di funzionamento (al netto della potenza assorbita dai servizi ausiliari e diminuita della semibanda di regolazione primaria, come richiesta nelle regole per il dispacciamento) come risultante dal Registro delle Unità di Produzione dinamico (cd. RUP dinamico) tenuto da Terna;
• potenza minima erogabile è la potenza minima stabilmente erogabile dall’unità di produzione nelle normali condizioni di funzionamento (al netto della potenza assorbita dai servizi ausiliari e aumentata della semibanda di regolazione primaria, come richiesta nelle regole di dispacciamento) come risultante dal Registro delle Unità di Produzione dinamico (cd. RUP dinamico) tenuto da Terna;
• prezzo limite tecnico massimo (minimo) è il prezzo massimo (minimo) dei mercati dell’energia come definito da ACER ai sensi dell’articolo 41 del Regolamento CACM;
• programma C.E.T. di immissione corrisponde alle offerte CET di immissione, di cui al TIDE;
• programma C.E.T. post-MGP di immissione corrisponde alle offerte CET di immissione accettate, di cui al TIDE;
• programma intermedio cumulato di immissione è il programma post-MGP cumulato di immissione, come eventualmente modificato in esito al mercato infragiornaliero e, nel caso di unità abilitate, alle eventuali quantità accettate in esito all’ultima sottofase conclusa di MSD dell’Integrated Scheduling Process di cui al TIDE. Nel caso delle unità abilitate, il più recente programma intermedio cumulato disponibile prima dell’esecuzione di una determinata sottofase di MSD è considerato come il programma di riferimento per le offerte in quella specifica sottofase;
• programma post-MGP cumulato di immissione è il programma base di cui al TIDE, al netto delle modifiche in esito al mercato infragiornaliero;
• programma vincolante modificato e corretto di immissione è il programma finale di cui al TIDE;
• unità essenziale per la sicurezza del sistema elettrico è un’unità di produzione o di consumo che può risultare indispensabile ai fini del dispacciamento in alcune prevedibili condizioni di funzionamento del sistema elettrico;
-*-
• Regolamento CACM è il Regolamento (UE) 2015/1222;
• decreto legislativo n. 79/99 è il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
• legge n. 2/09 è la legge 28 gennaio 2009, n. 2;
• TIDE è l’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 25 luglio 2023, 345/2023/R/eel, come successivamente integrato e modificato.
Articolo 2
2.1 Con il presente provvedimento l’Autorità persegue la finalità di:
a) assicurare l’imparzialità, la neutralità e la trasparenza del servizio di dispacciamento, erogato a tutti gli utenti delle reti con obbligo di connessione di terzi, ivi inclusi i clienti finali;
b) assicurare la parità di trattamento, ai fini del dispacciamento, degli acquisti e delle vendite concluse nel sistema delle offerte o al di fuori di esso;
c) promuovere un’efficiente utilizzazione delle risorse disponibili nel sistema elettrico, attraverso il dispacciamento, che è l’attività volta ad impartire disposizioni per il funzionamento coordinato e contestuale delle unità di produzione, delle unità di consumo e della rete rilevante;
d) promuovere lo sviluppo di mercati a termine per la compravendita di energia elettrica.
Articolo 3
a) connessione, intesa, ai fini del presente provvedimento, come, realizzazione e mantenimento del collegamento alle infrastrutture di una rete con obbligo di connessione di terzi;
b) trasmissione, inteso come il servizio di trasmissione di cui all’articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99 per il trasporto e la trasformazione dell’energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale;
c) distribuzione, inteso come il servizio di distribuzione esercitato in concessione dagli aventi diritto ai sensi dell’articolo 9 del decreto legislativo n. 79/99, per il trasporto e la trasformazione dell’energia elettrica sulle reti di distribuzione;
3.2 Ai fini di quanto previsto nel comma precedente, il presente provvedimento disciplina le condizioni per l’approvvigionamento da parte di Terna delle risorse per il dispacciamento, nonché le condizioni per l’erogazione del servizio di dispacciamento, articolato nei seguenti elementi:
a) registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica e dei corrispondenti programmi di immissione e di prelievo ai fini del dispacciamento;
b) soppressa;
c) definizione dei corrispettivi di dispacciamento;
PARTE II - EROGAZIONE DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
TITOLO 1 DISPOSIZIONI GENERALI
Articolo 4
Contratto per il servizio di dispacciamento
4.1 Sono tenuti a concludere con Xxxxx un contratto per il servizio di dispacciamento:
a) i titolari di unità di produzione;
b) i titolari di unità di consumo, ad eccezione dei titolari delle unità di consumo comprese nel mercato vincolato;
c) l’Acquirente unico, per le unità di consumo comprese nel mercato vincolato;
d) i titolari di punti di importazione o di punti di esportazione;
4.2 La conclusione, direttamente o attraverso l’interposizione di un terzo, del contratto per il servizio di dispacciamento in immissione e del contratto per il servizio di trasmissione di cui all’articolo 2 del TIT è condizione necessaria per immettere energia elettrica nella rete con obbligo di connessione di terzi. La conclusione, direttamente o attraverso l’interposizione di un terzo, del contratto per il servizio di dispacciamento in prelievo e del contratto per il servizio di trasmissione e di distribuzione è condizione necessaria per prelevare energia elettrica dalla rete con obbligo di connessione di terzi.
4.3 Soppresso
4.4 La conclusione dei contratti di dispacciamento, trasmissione e distribuzione deve avvenire in forma scritta. L’interposizione di un terzo ai fini della conclusione dei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione e per il servizio di dispacciamento ha la forma di un mandato senza rappresentanza: il soggetto che stipula i due contratti deve essere il medesimo. Questi risponde delle obbligazioni che dagli stessi contratti traggono titolo nei confronti dell’esercente il servizio di trasmissione o di distribuzione e di Terna.
4.7 La conclusione del contratto per il servizio di dispacciamento costituisce condizione necessaria per l’accesso al servizio di trasmissione di cui all’articolo 2 del TIT. Terna nega la connessione alla rete dell’unità di produzione, qualora il
4.8 L’accoglimento da parte del SII di richieste di switching per uno o più punti di prelievo è condizionato alla conclusione del contratto per il servizio di dispacciamento e alla conclusione del contratto per il servizio di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica. Le imprese distributrici negano l’attivazione della fornitura alle unità di consumo qualora il richiedente non risulti aver concluso il contratto per il servizio di dispacciamento.
4.9 L’intimazione di cui al comma 4.7 contiene l’avvertenza che la mancata conclusione del contratto di dispacciamento comporterà la disconnessione dell’utente senza ulteriore preavviso. Scaduto tale termine si dà luogo alla risoluzione di diritto del contratto di trasmissione in essere e alla disconnessione dell’utente. L’esercente il servizio comunica tempestivamente a Terna e all’Autorità l’avvenuta disconnessione.
4.10 Qualora le imprese distributrici non adempiano agli obblighi di cui al presente articolo, Terna ne dà comunicazione all’Autorità, ai fini dell’adozione dei provvedimenti di competenza.
4.11 Qualora un’impresa distributrice non adempia agli obblighi di cui al presente articolo, la medesima impresa risponde in solido verso Terna delle obbligazioni sorte in conseguenza della erogazione del servizio di dispacciamento nei confronti dell’utente che non abbia concluso il contratto di dispacciamento.
Articolo 5
Fonti della disciplina del servizio di dispacciamento
5.2 Le regole per il dispacciamento, nonché le successive revisioni delle stesse, sono adottate da Xxxxx in esito alla procedura disciplinata all’Articolo 6.
5.3 Qualora nell’applicazione della disciplina di cui al comma 5.1 insorgano controversie, l’Autorità, su concorde richiesta degli interessati, svolge funzioni di conciliazione e di arbitrato.
Articolo 6
Procedure per l’adozione e l’aggiornamento delle regole per il dispacciamento
6.1 Terna, in esito alla consultazione dei soggetti interessati, sottopone all’Autorità per l’approvazione, pubblicandolo nel proprio sito internet unitamente alle osservazioni ricevute, lo schema di regole per il dispacciamento ovvero dei successivi aggiornamenti, unitamente a:
a) relazioni tecniche che illustrino le motivazioni poste alla base delle soluzioni previste;
b) la documentazione acquisita e prodotta nel corso del procedimento per la predisposizione delle regole per il dispacciamento o degli eventuali aggiornamenti;
c) le eventuali osservazioni dei soggetti interessati.
6.2 L’Autorità si pronuncia sullo schema di cui al comma precedente con le modalità previste dalla deliberazione n. 39/06.
6.3 Le regole per il dispacciamento approvate ai sensi dei commi precedenti entrano in vigore con decorrenza dalla pubblicazione che Terna effettua nel proprio sito internet entro e non oltre cinque (5) giorni successivi a quello di notifica dell’approvazione o di formazione del silenzio-assenso.
6.4 Terna rivede, periodicamente, anche su richiesta dei soggetti interessati, le regole per il dispacciamento al fine di tenere conto di mutate condizioni tecniche, di mercato e di modifiche normative.
Articolo 7
Convenzione tra Terna e il Gestore dei Mercati Energetici
7.1 Terna e il Gestore dei Mercati Energetici attraverso una o più convenzioni disciplinano tra l’altro:
a) l’affidamento al Gestore dei Mercati Energetici dell’attività di raccolta delle offerte per l’approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento nel mercato per il servizio di dispacciamento di cui al successivo Articolo 60;
b) i flussi informativi necessari alla registrazione, nell’ambito del servizio di dispacciamento, degli acquisti e delle vendite a termine e dei programmi di immissione e di prelievo e le modalità di scambio delle informazioni;
c) la regolazione delle partite economiche relative al mercato per il servizio di dispacciamento;
d) le modalità per lo scambio tra il Gestore dei Mercati Energetici e Terna delle informazioni, rilevanti ai fini del dispacciamento, finalizzate alla registrazione dei programmi di immissione e di prelievo;
e) la regolazione dei corrispettivi di cui all’articolo 14, comma 14.8, della deliberazione n. 50/05 dovuti al Gestore dei Mercati Energetici per lo svolgimento delle attività funzionali al monitoraggio, svolto dall'Autorità, del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica;
7.2 Gli schemi delle convenzioni di cui al comma precedente ed i relativi aggiornamenti debbono essere inviati, anteriormente alla sottoscrizione, all’Autorità. La Direzione Energia Elettrica dell’Autorità verifica la conformità degli schemi entro trenta (30) giorni dal ricevimento dei medesimi. Trascorso inutilmente tale termine, gli schemi si intendono positivamente verificati.
Articolo 8
Classificazione delle unità di produzione e delle unità di consumo in tipologie
a) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili, ad eccezione delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
b) unità di produzione di cogenerazione ad alto rendimento;
c) unità di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico; c1) unità di produzione e pompaggio strategiche;
d) unità di produzione CIP6/92, ad eccezione delle unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
e) unità di produzione alimentate esclusivamente da combustibili fossili di provenienza nazionale;
f) unità di pompaggio diverse da quelle di cui alle lettere c), c1) ed e);
g) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
h) unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
i) unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 ad eccezione delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
j) unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
k) unità di produzione diverse da quelle di cui alle lettere da a) a j) del presente comma.
8.2 Ai fini del presente provvedimento le unità di produzione non rilevanti sono classificate nelle seguenti tipologie:
a) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili, ad eccezione delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
b) unità di produzione di cogenerazione ad alto rendimento;
c) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
d) unità di produzione CIP6/92, ad eccezione delle unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
e) unità di produzione alimentate esclusivamente da combustibili fossili di provenienza nazionale;
f) unità di pompaggio diverse da quelle di cui alla lettera d);
g) unità di produzione diverse da quelle di cui alle precedenti lettere da a) a f) e alle successive lettere da h) a j) del presente comma;
h) unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 alimentate da fonti programmabili e unità di produzione con tariffa fissa onnicomprensiva alimentate da fonti programmabili;
i) unità di produzione CIP 6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili e unità di produzione con tariffa fissa onnicomprensiva alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, nonché tutte le unità di produzione 74/08;
j) unità di produzione dei servizi ausiliari di generazione (UPSA).
8.3 Ai fini del presente provvedimento le unità di consumo sono classificate nelle seguenti tipologie:
a) unità di consumo rilevanti;
b) unità di consumo non rilevanti.
Articolo 9
Punti di importazione e di esportazione relativi ad una frontiera elettrica
9.1 Il punto di importazione relativo ad una frontiera elettrica:
a) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è un punto virtuale sulla rete di trasmissione nazionale localizzato nella zona virtuale che caratterizza la frontiera elettrica;
b) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, è l’insieme dei punti delle reti elettriche localizzati sul territorio dello Stato confinante in cui si considera immessa l’energia elettrica importata.
9.2 Il punto di esportazione relativo ad una frontiera elettrica:
a) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è un punto virtuale sulla rete di trasmissione nazionale localizzato nella zona virtuale che caratterizza la frontiera elettrica;
b) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, è l’insieme dei punti delle reti elettriche localizzate sul territorio dello Stato confinante in cui si considera prelevata l’energia elettrica esportata.
Articolo 10
10.1 Punto di dispacciamento per unità di produzione è il punto in relazione al quale l’utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l’obbligo ad immettere energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo. Tale punto è l’insieme di uno o più punti di immissione che siano contestualmente:
a) relativi a unità di produzione della stessa tipologia, ai sensi dell’Articolo 8;
b) localizzati in un’unica zona;
10.2 Il punto di dispacciamento per unità di produzione può includere altresì, nei casi e con le modalità definite da Terna nelle regole di dispacciamento, i punti di prelievo esclusivamente asserviti al funzionamento delle relative unità di produzione.
10.3 Xxxxx definisce nelle regole per il dispacciamento:
a) l’insieme dei punti di immissione inclusi nel punto di dispacciamento per unità di produzione rilevanti;
b) la capacità di immissione relativa a ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione.
c) la capacità di prelievo relativa a ciascun punto di dispacciamento per unità di pompaggio.
10.4 L’insieme dei punti di immissione inclusi nel punto di dispacciamento per unità di produzione non rilevanti è l’insieme di tutti i punti di immissione che rispondono ai requisiti di cui al comma 10.1.
10.5 Soppresso
a) relativi a unità di consumo della stessa tipologia, ai sensi dell’Articolo 8;
b) localizzati in un’unica zona;
10.8 Il punto di dispacciamento per unità di consumo comprese nel mercato vincolato è l’insieme di tutti i punti di prelievo con le seguenti caratteristiche:
a) localizzati in un’unica zona;
10.9 L’insieme dei punti di prelievo inclusi nel punto di dispacciamento per unità di consumo rilevanti è definito da Terna nelle regole per il dispacciamento.
10.11 Punto di dispacciamento di importazione è il punto in relazione al quale l’utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l’obbligo ad immettere energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo. Tale punto è l’insieme di uno o più punti di importazione relativi ad un’unica frontiera elettrica.
10.13 Xxxxx definisce nelle regole per il dispacciamento la capacità di immissione relativa a ciascun punto di dispacciamento di importazione, nonché la capacità di prelievo relativa a ciascun punto di dispacciamento di esportazione.
Articolo 11
11.2 Il periodo rilevante per le unità di produzione e di consumo è pari all’ora, fatto salvo quanto previsto al successivo comma.
Articolo 12
Energia elettrica immessa e prelevata
12.1 L’energia elettrica immessa e prelevata in ciascun punto di dispacciamento è determinata ai sensi dell’Articolo 5 del TIS.
12.2 L’energia elettrica associata alle unità di produzione di cui al comma 8.2, lettera j), è trattata come energia elettrica immessa con segno negativo.
Articolo 13
Convenzioni per la contabilizzazione degli acquisti e delle vendite e dei programmi
13.1 Ai fini del presente provvedimento si adottano le seguenti convenzioni:
a) gli acquisti, i programmi di immissione e l’energia elettrica immessa sono contabilizzati con segno positivo;
b) le vendite, i programmi di prelievo e l’energia elettrica prelevata sono contabilizzati con segno negativo.
Articolo 14
Diritti e obblighi a immettere e prelevare energia elettrica
14.1 L’utente del dispacciamento ha il diritto ed assume l’impegno vincolante di immettere in rete in ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e in
ciascun punto di dispacciamento di importazione nella sua responsabilità la quantità di energia elettrica corrispondente al programma vincolante modificato e corretto di immissione relativo al medesimo punto.
14.2 La quantità di energia elettrica immessa in un punto di dispacciamento:
a) in eccesso rispetto al relativo programma vincolante modificato e corretto di immissione è considerata ceduta dall’utente del dispacciamento a Terna nell’ambito del servizio di dispacciamento;
14.4 La quantità di energia elettrica prelevata in un punto di dispacciamento:
a) in eccesso rispetto al relativo programma vincolante modificato di prelievo è considerata ceduta da Terna all’utente del dispacciamento in prelievo nell’ambito del servizio di dispacciamento;
b) in difetto rispetto al relativo programma vincolante modificato di prelievo è considerata ceduta dall’utente del dispacciamento in prelievo a Terna nell’ambito del servizio di dispacciamento.
14.6 Gli utenti del dispacciamento delle unità fisiche di produzione e consumo sono tenuti a definire programmi di immissione e prelievo utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità, in conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza.
14.8 Soppresso
14.9 Soppresso
Articolo 15
Suddivisione della rete rilevante in zone
15.1 Terna suddivide la rete rilevante in un numero limitato di zone; la specifica configurazione zonale è identificata tenendo conto almeno dei criteri riportati nell’articolo 33 del Regolamento CACM.
15.2 La revisione della configurazione zonale sul territorio nazionale è condotta nel rispetto delle disposizioni di cui all’articolo 32 del Regolamento CACM e delle ulteriori disposizioni contenute nel presente articolo.
15.3 L’avvio formale della revisione della configurazione zonale sul territorio nazionale è disposto dall’Autorità con proprio provvedimento entro sei mesi dal completamento da parte di Terna delle seguenti attività prodromiche:
a) identificazione delle configurazioni zonali alternative a quella in vigore sia con un metodo di tipo expert based (configurazioni zonali basate su variazioni da apportare alla configurazione zonale in vigore sulla base dell’esperienza e delle evidenze emerse dagli esiti dei mercati e dall’esercizio del sistema elettrico) sia con un metodo di tipo model-based (configurazioni zonali come aggregati di nodi sulla base di logiche di clustering che valutano l’omogeneità all’interno della medesima zona di mercato di grandezze quali, ad esempio, i prezzi nodali dell’energia elettrica o la matrice dei Power Transfer Distribution Factors);
b) redazione di un report preliminare contenente le configurazioni zonali alternative a quella in vigore, ciascuna corredata da tutti i dettagli inerenti il processo che ne ha portato all’identificazione, e la descrizione della metodologia coerente con i criteri di cui all’articolo 33 del Regolamento CACM, nonché con eventuali ulteriori elementi utili allo scopo, che sarà utilizzata per l’analisi delle suddette configurazioni; tale report preliminare sostituisce gli adempimenti previsti dall’articolo 32(4), lettera a), del Regolamento CACM;
c) analisi preventiva delle configurazioni zonali secondo la metodologia illustrata nel report preliminare di cui alla lettera b);;
d) redazione di un report conclusivo recante gli esiti dell’analisi preventiva delle configurazioni zonali, corredata da indicatori sintetici che valorizzino la capacità di ciascuna configurazione zonale di soddisfare ciascuno dei criteri considerati nell’analisi, e la descrizione dei tempi di implementazione di ciascuna configurazione zonale alternativa.
15.4 Le attività prodromiche di cui al comma 15.3 sono condotte da Xxxxx:
a) previa specifica richiesta da parte degli uffici dell’Autorità con tempistiche dagli stessi definite;
b) su propria iniziativa; in tale caso Xxxxx rende nota all’Autorità lo svolgimento delle attività prodromiche tramite l’invio del report preliminare di cui al comma 15.3, lettera b).
15.5 A seguito dell’avvio della revisione della configurazione zonale sul territorio nazionale, Terna svolge il processo di revisione della configurazione zonale come di seguito indicato:
a) Xxxxx consulta gli operatori di mercato sulla proposta di revisione della configurazione zonale, mettendo a disposizione almeno il report conclusivo di cui al comma 15.3, lettera d), nonché eventuali ulteriori analisi ritenute dalla medesima opportune; la consultazione è accompagnata da un seminario pubblico aperto agli operatori di mercato;
b) Terna, entro sei mesi dall’avvio della revisione, invia all’Autorità la proposta di modifica della configurazione zonale o di mantenimento della configurazione zonale in vigore, unitamente alle osservazioni raccolte durante la consultazione e alle proprie valutazioni in merito.
15.6 L’Autorità si esprime sulla proposta di modifica della configurazione zonale o sul mantenimento della configurazione zonale in vigore entro 45 giorni dal ricevimento della proposta di cui al comma 15.5, lettera b).
TITOLO 2
REGISTRAZIONE DEGLI ACQUISTI E DELLE VENDITE DI ENERGIA ELETTRICA E DEI CORRISPONDENTI PROGRAMMI DI IMMISSIONE E DI PRELIEVO
SEZIONE 1 DISPOSIZIONI GENERALI
Articolo 16
16.2 Terna è responsabile della registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei programmi di immissione e di prelievo e svolge tale servizio anche avvalendosi dell’opera del Gestore dei Mercati Energetici.
16.3 Il Gestore dei Mercati Energetici agisce ai sensi del presente titolo in nome proprio e per conto di Xxxxx.
Articolo 17
Regolamento per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi
17.1 Il Gestore dei Mercati Energetici predispone, in conformità alle disposizioni di cui al presente Titolo e alle regole per il dispacciamento, un regolamento per la registrazione degli acquisti e le vendite a termine, nonché dei relativi programmi di immissione e di prelievo, avente ad oggetto, tra l’altro, le modalità procedurali e gli strumenti operativi per:
a) l’iscrizione degli operatori di mercato in un apposito registro;
b) la comunicazione degli acquisti e delle vendite a termine;
c) la comunicazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo;
d) la gestione delle procedure e degli strumenti a garanzia del buon esito delle transazioni connesse alla regolazione dei corrispettivi dovuti al Gestore dei Mercati Energetici ai sensi del presente provvedimento;
e) la gestione, per quanto attiene alla registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi, delle procedure a garanzia del buon esito delle transazioni connesse alla regolazione dei corrispettivi per il servizio di dispacciamento dovuti a Terna ai sensi del presente provvedimento.
a) l’inserimento di più programmi relativi al medesimo punto di dispacciamento e al medesimo periodo rilevante;
b) all’operatore di mercato di verificare per ciascun periodo rilevante, in particolare durante tutto il periodo per cui è possibile comunicare i programmi in relazione al medesimo periodo, la somma tra gli acquisti e le vendite a termine registrati e i programmi C.E.T. registrati o di cui è stata richiesta la registrazione.
a) una relazione tecnica che illustri le motivazioni poste alla base delle soluzioni previste;
b) la documentazione acquisita e prodotta nel corso del procedimento per la predisposizione del regolamento o degli eventuali aggiornamenti;
c) una sintesi delle eventuali osservazioni dei soggetti interessati.
17.5 L’Autorità si pronuncia sullo schema di cui al comma precedente con le modalità previste dalla deliberazione n. 39/06.
17.6 Il regolamento per la registrazione approvato ai sensi dei commi precedenti entra in vigore con decorrenza dalla pubblicazione che il Gestore dei Mercati Energetici effettua nel proprio sito internet entro e non oltre cinque (5) giorni successivi a quello di notifica dell’approvazione o di formazione del silenzio-assenso.
Articolo 18
a) di acquisti e vendite a termine, nonché di programmi di immissione e di prelievo, relativi a punti di dispacciamento nella sua responsabilità in quanto utente del dispacciamento;
b) di acquisti e vendite a termine, nonché di programmi di immissione e di prelievo, relativi a punti di dispacciamento che non sono nella sua responsabilità, per i quali l’operatore di mercato ha ricevuto delega alla registrazione dall’utente del dispacciamento responsabile.
a) alla corrispondente capacità di immissione o di prelievo definita da Terna ai sensi dell’articolo 10, nel caso in cui l’operatore di mercato sia anche utente del dispacciamento di tali punti;
18.5 Soppresso.
Articolo 19
Operatore di mercato qualificato
19.1 La qualifica di operatore di mercato qualificato è riconosciuta dall’Autorità previa verifica del rispetto di requisiti di solvibilità e onorabilità del richiedente.
Articolo 20
a) gli acquisti e vendite a termine conclusi dall’operatore relativi al medesimo periodo rilevante;
b) i programmi C.E.T. post-MGP di immissione e di prelievo presentati dall’operatore in esecuzione di tali compravendite;
la somma algebrica di tali elementi è il saldo fisico del conto.
20.2 Ai fini delle verifiche di congruità di cui all’Articolo 28, il Gestore dei Mercati Energetici, dopo il termine di chiusura di ciascuna sessione del mercato del giorno prima, determina il saldo economico del Conto Energia a Termine, valorizzando gli acquisti e le vendite a termine, nonché i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo registrati, secondo le modalità definite nel Regolamento di cui all’Articolo 17.
Articolo 21
Conto di Sbilanciamento Effettivo
a) soppressa;
b) soppressa;
c) l’energia elettrica immessa o prelevata;
d) i programmi vincolanti modificati e corretti in immissione e i programmi vincolanti modificati in prelievo, con segno opposto rispetto alla convenzione di cui all’Articolo 13;
la somma algebrica di tali elementi è il saldo fisico del conto.
21.2 Ai fini della verifica di congruità di cui al comma 28.1, lettera c), punto iii), e della quantificazione delle garanzie di cui all’Articolo 49, Terna determina giornalmente, prima del termine di chiusura di ciascuna sessione del mercato del giorno prima, il saldo economico di ciascun Conto di Sbilanciamento Effettivo, pari alla somma algebrica dei seguenti elementi:
a) il valore economico convenzionale del saldo fisico del Conto Sbilanciamento Effettivo di cui al comma 21.1, determinato utilizzando un prezzo definito da Terna nelle regole per il dispacciamento;
b) i pagamenti effettuati entro tale termine dall’utente del dispacciamento titolare del conto a Terna o viceversa a titolo di corrispettivo di sbilanciamento effettivo, registrati con segno positivo in caso di pagamento dall’utente a Terna e con segno negativo altrimenti.
Articolo 22
Richiesta di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine
a) il soggetto che presenta la richiesta di registrazione;
b) gli acquisti e le vendite a termine da registrare in ciascun periodo rilevante;
c) i Conti Energia a Termine in cui registrare gli acquisti e le vendite di cui alla lettera b).
Articolo 23
Richiesta di registrazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo nei Conti Energia a Termine
23.1 La registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo, in esecuzione di acquisti netti a termine o di vendite nette a termine registrate, deve essere richiesta entro il termine di chiusura del mercato del giorno prima relativo ai periodi rilevanti cui i medesimi programmi si riferiscono, secondo
le modalità definite dal Gestore dei Mercati Energetici nel regolamento di cui all’Articolo 17. La richiesta di registrazione deve recare almeno i seguenti elementi:
a) il soggetto che presenta la richiesta di registrazione;
b) i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo da registrare in ciascun periodo rilevante;
c) i punti di dispacciamento in immissione o in prelievo cui i programmi si riferiscono.
Articolo 24
Registrazione nei Conti Energia a Termine degli acquisti e delle vendite a termine
Articolo 25
Registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. post-MGP di immissione e di prelievo
25.1 Il Gestore dei Mercati Energetici procede, per ciascuna richiesta di registrazione che soddisfa i requisiti di cui all’Articolo 29, a seguito dell’individuazione delle offerte accettate nel mercato del giorno prima, a registrare i programmi C.E.T. post- MGP di immissione e di prelievo nei corrispondenti Conti Energia a Termine e a comunicare agli operatori di mercato interessati i programmi post-MGP cumulati di immissione e di prelievo per punto di dispacciamento.
Articolo 26
Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi finali cumulati di immissione e di prelievo
26.2 Terna registra i programmi finali cumulati di immissione e di prelievo, come comunicati dal Gestore dei Mercati Energetici, nei Conti di Sbilanciamento Effettivo dei relativi utenti del dispacciamento.
Articolo 27
Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento e non già inclusi nei programmi finali cumulati
27.1 Terna procede, per ciascun punto di dispacciamento, a registrare i programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento e non già inclusi nei programmi finali cumulati, ivi inclusi gli ordini di dispacciamento in tempo reale, nel Conto di Sbilanciamento Effettivo del relativo utente del dispacciamento.
SEZIONE 2
CRITERI DI REGISTRAZIONE E DI ASSEGNAZIONE DEI RELATIVI DIRITTI AD IMMETTERE E PRELEVARE
Articolo 28
Verifica di congruità delle richieste di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine
a) vi sia il consenso alla richiesta di registrazione da parte dei soggetti titolati alla movimentazione dei Conti Energia a Termine cui gli acquisti e le vendite si riferiscono;
b) per ciascun periodo rilevante, la somma algebrica degli acquisti e delle vendite di cui al comma 22.1, lettera b), sia pari a zero;
c) per ciascun periodo rilevante e per ciascun Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato non qualificato:
ii. il valore assoluto delle vendite nette o degli acquisti netti sia, rispettivamente, non superiore alla somma delle capacità di immissione o delle capacità di prelievo, definite ai sensi dell’Articolo 18 e attribuite al Conto Energia a Termine sulla base del comma 21.4;
iii. le garanzie prestate da ciascun utente del dispacciamento a Terna siano congrue, secondo i criteri definiti nel Regolamento di cui all’Articolo 17, rispetto alla somma dei saldi dei Conti di Sbilanciamento Effettivo intestati al medesimo utente e del valore economico convenzionale degli acquisti e delle vendite a termine registrati e degli acquisti e delle vendite per cui è richiesta la registrazione determinato ai sensi dei commi 21.3 e 21.4;
d) per ciascun periodo rilevante e per ciascun Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato qualificato, le garanzie prestate dall’operatore di mercato qualificato al Gestore dei Mercati Energetici siano congrue rispetto al saldo economico del Conto Energia a Termine intestato al medesimo operatore, determinato tenendo conto degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione.
28.2 Qualora anche una sola delle verifiche di cui al comma 28.1, lettere da a) a d), dia esito negativo, il Gestore dei Mercati Energetici rigetta la richiesta di registrazione comunicandone i motivi all’operatore che ha presentato la medesima richiesta.
Articolo 29
Verifica di congruità delle richieste di registrazione di programmi C.E.T. delle richieste di registrazione di acquisti e vendite nel sistema delle offerte
a) la somma dei programmi di cui è richiesta la registrazione con riferimento a ciascun punto di dispacciamento e al periodo rilevante sia, in valore assoluto, non superiore alla capacità di immissione o alla capacità di prelievo del medesimo punto nella disponibilità, ai sensi dell’Articolo 18, dell’operatore di mercato cui il conto è intestato;
b) la somma dei programmi C.E.T. di immissione di cui è richiesta la registrazione nel periodo rilevante sia non superiore al valore assoluto delle vendite nette a termine registrate nel conto cui la richiesta si riferisce;
c) il valore assoluto della somma dei programmi C.E.T. di prelievo di cui è richiesta la registrazione nel periodo rilevante sia non superiore agli acquisti netti a termine registrati nel conto cui la richiesta si riferisce;
d) (soppressa)
a) a c) del precedente comma.
Articolo 30
Criteri di registrazione dei programmi post-MGP di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima
30.1 I programmi di immissione e di prelievo in esecuzione di acquisti e vendite concluse nel mercato del giorno prima sono registrati dal Gestore dei Mercati Energetici secondo le modalità previste nella Disciplina del mercato.
30.2 I diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima sono assegnati conformemente ai criteri del presente articolo.
30.3 Terna comunica al Gestore dei Mercati Energetici entro il termine, stabilito nella Disciplina del mercato, di presentazione delle offerte nel mercato del giorno prima i limiti ammissibili di trasporto tra le zone per ciascun periodo rilevante.
a) il valore netto delle transazioni sia massimo, compatibilmente con il rispetto dei limiti ammissibili di trasporto tra le zone di cui al comma 30.3, a condizione che l’ammontare di energia elettrica oggetto delle offerte di vendita accettate sia pari all’ammontare di energia elettrica oggetto delle offerte di acquisto accettate;
b) il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica in ciascuna zona, salvo quanto previsto alla successiva lettera c), sia pari al minimo costo del soddisfacimento di un incremento unitario del prelievo di energia elettrica nella zona, compatibilmente con il rispetto dei limiti ammissibili di trasporto tra le zone di cui al comma 30.3;
c) il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica acquistata relativamente ai punti di dispacciamento per unità di consumo appartenenti alle zone geografiche sia unico e in particolare sia pari alla media dei prezzi di cui alla precedente lettera b), ponderati per le quantità di energia specificate nelle offerte di acquisto riferite ai punti di dispacciamento per unità di consumo appartenenti alle relative zone;
d) siano accettate esclusivamente le offerte di vendita tali per cui il prezzo di offerta è non superiore al prezzo di cui alla precedente lettera b);
e) siano accettate esclusivamente le offerte di acquisto tali per cui il prezzo di offerta è non inferiore al prezzo di cui alla precedente lettera c) o, per le offerte di acquisto relative ai punti di dispacciamento per unità di produzione e ai punti di dispacciamento per unità di consumo localizzati in zone virtuali, al prezzo di cui alla precedente lettera b).
30.5 Ai fini di quanto previsto dal comma 30.4, lettera a), per valore netto delle transazioni si intende la differenza fra il valore complessivo delle offerte di acquisto e il valore complessivo delle offerte di vendita.
30.5bis Terna, per ciascun periodo rilevante e per ciascuna zona, presenta un’offerta virtuale di vendita nel mercato del giorno prima così strutturata:
– la quantità offerta è pari alla somma delle quantità oggetto di offerte di acquisto presentate nel mercato del giorno prima, al prezzo limite tecnico massimo, da unità di consumo con riferimento al medesimo periodo rilevante;
– il prezzo offerto è pari al prezzo limite tecnico massimo.
30.6 Ai fini dell’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto, del calcolo del valore netto delle transazioni e della determinazione del prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica acquistata nel mercato del giorno prima di cui al comma 30.4, lettera c):
a) i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo presentati da operatori di mercato ammessi al mercato elettrico, sono assimilati, rispettivamente, ad offerte di vendita e ad offerte di acquisto con prezzo pari al prezzo di riferimento di cui al comma 23.2;
b) i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo presentati da operatori di mercato non ammessi al mercato elettrico, sono assimilati, rispettivamente, ad offerte di vendita al prezzo limite tecnico minimo e ad offerte di acquisto al prezzo limite tecnico massimo previsti sul mercato del giorno prima.
a) le offerte di vendita delle unità essenziali ai fini della sicurezza, nelle ore in cui sono dichiarate indispensabili ai sensi dell’Articolo 64;
b) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
c) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili diverse da quelle di cui alla lettera b);
d) le offerte di vendita delle unità di produzione di cogenerazione ad alto rendimento;
e) le offerte di vendita delle unità di produzione CIP6/92, delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04, delle unità di produzione 74/08 e delle unità di produzione con tariffa fissa onnicomprensiva;
f) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate esclusivamente da fonti nazionali di energia combustibile primaria, per una quota massima annuale non superiore al quindici per cento di tutta l'energia primaria necessaria per generare l'energia elettrica consumata;
g) le altre offerte di vendita.
dispacciamento e li comunica a Terna e agli utenti del dispacciamento dei rispettivi punti.
a) ceduta dall’operatore di mercato intestatario del conto al Gestore dei Mercati Energetici o, se negativa, acquistata dal medesimo Gestore nell’ambito del mercato del giorno prima qualora l’intestatario del conto sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato e le garanzie dal medesimo prestate al Gestore dei Mercati Energetici siano congrue, secondo i criteri definiti nel regolamento di cui all’Articolo 17;
30.11 L’operatore di mercato versa al Gestore dei Mercati Energetici, se negativo, o riceve da quest’ultimo, se positivo, un corrispettivo pari in ciascun periodo rilevante al prodotto tra:
a) l’energia elettrica ceduta al Gestore dei Mercati Energetici ai sensi del comma 30.10, lettera a);
b) il prezzo dell’energia elettrica acquistata di cui al comma 30.4, lettera c).
Articolo 31
Criteri di registrazione dei programmi finali cumulati di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato infragiornaliero
31.2 I diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato infragiornaliero sono assegnati dal Gestore dei Mercati Energetici contestualmente all’accettazione delle offerte di acquisto e di vendita nel suddetto mercato e conformemente ai criteri di cui al presente articolo.
31.4 Il Gestore dei Mercati Energetici:
31.5 Ai fini di quanto previsto dal comma 31.4, lettera a., per valore netto delle transazioni si intende la differenza fra il valore complessivo delle offerte di acquisto e il valore complessivo delle offerte di vendita.
31.5bis soppresso.
31.7 Nel MI-CRIDA, in presenza di più offerte di vendita caratterizzate da uno stesso prezzo si applica, salvo quanto disposto al comma 31.9 il seguente ordine di priorità:
a) le offerte di vendita delle unità essenziali ai fini della sicurezza, nelle ore in cui sono dichiarate indispensabili ai sensi dell’Articolo 64;
b) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;
c) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili diverse da quelle di cui alla lettera b);
d) le offerte di vendita delle unità di produzione di cogenerazione ad alto rendimento;
e) le offerte di vendita delle unità di produzione CIP 6/92, delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04, delle unità di produzione 74/08 e delle unità di produzione con tariffa fissa onnicomprensiva;
f) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate esclusivamente da fonti nazionali di energia combustibile primaria, per una quota massima annuale non superiore al quindici per cento di tutta l'energia primaria necessaria per generare l’energia elettrica consumata;
g) le altre offerte di vendita.
31.8 Qualora un’offerta di vendita rientri in più di una delle categorie di cui al comma 31.7, la medesima offerta è inserita nella categoria con livello di priorità maggiore.
31.9 All’interno di ciascuna categoria di offerte di cui al comma 31.7 hanno priorità le offerte bilanciate.
31.10 Ai fini di quanto previsto dal comma 31.9, per offerte bilanciate si intendono offerte di vendita al prezzo limite tecnico minimo e offerte di acquisto al prezzo limite
tecnico xxxxxxx, identificate attraverso il medesimo codice alfanumerico, per le quali le rispettive quantità si equilibrano, purché relative a punti di dispacciamento localizzati nella stessa zona.
Articolo 31 bis
Piattaforma di nomina
31bis.1 Il Gestore dei Mercati Energetici organizza una piattaforma di nomina (PN) per la nomina delle posizioni commerciali di cui al comma 31.11, ai sensi di quanto previsto dalla Disciplina del mercato.
31bis.2 A seguito delle negoziazioni sul MI-XBID, le nomine che concorrono alla determinazione dei programmi dei punti di dispacciamento vengono registrate sulla PN.
31bis.3 Il Gestore dei Mercati Energetici verifica che, per ogni punto di dispacciamento incluso in un portafoglio, la registrazione di cui al comma 31bis.2 sia compatibile con gli intervalli di fattibilità di cui al comma 32.4. In caso contrario, il Gestore dei Mercati Energetici rettifica la variazione dei programmi al fine di garantire che il corrispondente programma intermedio cumulato nonché il corrispondente programma finale cumulato siano compresi nell’intervallo di fattibilità.
31bis.4 Il Gestore dei Mercati Energetici determina, per ciascun operatore di mercato in relazione al corrispondente portafoglio zonale, il saldo commerciale come la somma algebrica tra la somma dei programmi di cui al comma 31bis.2 e la posizione commerciale di cui al comma 31.11. Tale somma algebrica costituisce una transazione in acquisto o in vendita da parte dell’operatore titolare del portafoglio nei confronti del Gestore dei Mercati Energetici e, in particolare:
− una transazione di acquisto, qualora tale somma sia minore di zero;
− una transazione di vendita, qualora tale somma sia maggiore di zero.
31bis.5 Le transazioni in acquisto o in vendita di cui al comma 31bis.4 sono attribuite all’operatore di mercato titolare del portafoglio. Qualora le garanzie prestate dall’operatore di mercato al Gestore dei Mercati Energetici non siano congrue, tali transazioni sono attribuite a Terna.
Articolo 32
Criteri di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato per il servizio di dispacciamento
32.1 Soppresso.
32.4 Terna comunica al Gestore dei Mercati Energetici le offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento e gli intervalli di fattibilità.
32.5 In esito al mercato per il servizio di dispacciamento, il Gestore dei Mercati Energetici comunica le offerte di acquisto e di vendita accettate nel medesimo mercato agli utenti del dispacciamento.
TITOLO 3
TITOLO 4
REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO E DELLE CONNESSE GARANZIE
SEZIONE 1 REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI
Articolo 38
Corrispettivi di dispacciamento
38.1 L’utente del dispacciamento:
a) soppressa;
b) qualora responsabile di punti di dispacciamento per unità abilitate paga a Terna il corrispettivo per mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di cui all’Articolo 42;
c) qualora responsabile di punti di dispacciamento per unità di consumo, paga a Terna se negativi, ovvero riceve da Terna se positivi, il corrispettivo di non arbitraggio di cui ai commi 41.4 e 41.5;
d) soppressa;
e) paga a Terna se negativi, ovvero riceve da Terna se positivi, i corrispettivi di sbilanciamento a programma di cui all’Articolo 39bis;
f) qualora responsabile di punti di dispacciamento per unità abilitate, riceve da Terna il corrispettivo per la remunerazione del margine residuo a salire disponibile ai fini del PESSE in condizioni di inadeguatezza del sistema di cui all’articolo 39ter;
g) i pagamenti dall’Utente del dispacciamento a Terna sono effettuati con valuta beneficiario il sedicesimo giorno lavorativo del secondo mese successivo a quello di competenza. I pagamenti da Terna all’Utente del dispacciamento sono effettuati con valuta beneficiario il diciassettesimo giorno lavorativo del secondo mese successivo a quello di competenza.
a) il corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima di cui al comma 43.5;
b) il corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato infragiornaliero di cui al comma 43.6;
c) il corrispettivo di non arbitraggio di cui al comma 41.3.
38.3bis Soppresso
38.5 Terna versa al Gestore dei Mercati Energetici, se negativo, o riceve da quest’ultimo, se positivo, un corrispettivo pari in ciascun periodo rilevante alla somma algebrica dei corrispettivi di sbilanciamento a programma di cui all’Articolo 39bis.
Articolo 39
Criteri generali per la definizione dei prezzi di sbilanciamento
a. macrozona Nord è la zona Nord come definita nel Codice di Rete ai sensi dell’Articolo 15;
ℎ
39.1 Ai fini della determinazione dei prezzi di sbilanciamento effettivo di cui al successivo Articolo 40, Terna determina e pubblica entro il giorno lavorativo successivo a quello di competenza lo sbilanciamento aggregato zonale 𝑄𝑄𝑆𝑏𝑖𝑙𝑧, con riferimento a ciascun periodo rilevante h e a ciascuna macrozona z, come risultante dalla seguente formula:
𝑄𝑄𝑆𝑏𝑖𝑙𝑧 = − � 𝑃𝑢𝑐𝑗𝑗,𝑧 − � 𝑃𝑢𝑝𝑖,𝑧 − � 𝑃𝑓 𝑧,𝑘 + � 𝑆𝐶𝑦
dove:
ℎ
𝑗𝑗∈𝑈𝐶𝑧
ℎ
𝑖∈𝑈𝑃𝑧
ℎ ℎ
𝑐
𝑘∈𝑍𝑍𝑧
ℎ
𝑦∈F𝑧
a) 𝑍 è l’insieme delle macrozone come definite al comma 39.02;
𝑐
b) 𝑍𝑧 è l’insieme delle macrozone 𝑧 ∈ 𝑍 e delle zone estere direttamente collegate alla macrozona;
c) 𝑈𝑃𝑧 e 𝑈𝐶𝑧 sono, rispettivamente, l’insieme di tutte le Unità di Produzione e di tutte le Unità di Consumo localizzate nella macrozona z;
ℎ
d) 𝑃𝑢𝑝𝑖,𝑧 ≥ 0, per ogni 𝑖 ∈ 𝑈𝑃𝑧, 𝑧 ∈ 𝑍 è il programma vincolante modificato e corretto associato all’unità di produzione i, nella macrozona z, nel periodo rilevante h;
ℎ
e) 𝑃𝑢𝑐𝑗𝑗,𝑧 ≤ 0, per ogni 𝑗𝑗 ∈ 𝑈𝐶𝑧, 𝑧 ∈ 𝑍 è il programma vincolante modificato e corretto associato all’unità di consumo j, nella macrozona z, nel periodo rilevante h;
f) 𝑃𝑓 𝑧,𝑘, per ogni 𝑧 ∈ 𝑍, 𝑘 ∈ 𝑍𝑧 sono i flussi effettivi di energia scambiata
ℎ 𝑐
fra la macrozona z e la macrozona o zona estera k confinante, nel periodo rilevante h; i flussi sono convenzionalmente assunti con segno positivo se in ingresso nella macrozona z;
g) 𝑌𝑍𝑍 è l’insieme dei portafogli y, localizzati nella macrozona z;
ℎ
h) 𝑆𝑐𝑦, per ogni portafoglio 𝑦 ∈ 𝑌𝑧, è la somma algebrica di cui al comma 31bis.4 associata al portafoglio y nel periodo rilevante h, nella macrozona z.
ℎ
39.1bis Terna determina e pubblica entro 30 minuti dal periodo di consegna lo sbilanciamento aggregato zonale preliminare 𝑄𝑄𝑆𝑏𝑖𝑙_𝑝𝑟𝑒𝑙𝑧, con riferimento a ciascun periodo rilevante h e a ciascuna macrozona z, applicando la medesima formula di cui al comma 39.1 e utilizzando per la definizione dei programmi vincolanti modificati e corretti gli esiti preliminari del mercato di bilanciamento.
39.2 Terna determina e pubblica entro il giorno lavorativo successivo a quello di competenza, per ciascuna area di prezzo di sbilanciamento e ciascun periodo rilevante, i prezzi di sbilanciamento di cui al successivo Articolo 40.
a) al prezzo per sbilanciamenti positivi di cui all’Articolo 40.1, qualora il segno dell’aggregato zonale a cui appartiene l’area di prezzo di sbilanciamento sia positivo;
b) al prezzo per sbilanciamenti negativi di cui all’Articolo 40.2, qualora il segno dell’aggregato zonale a cui appartiene l’area di prezzo per sbilanciamento sia negativo;
39.4 Soppresso
abilitate sono interdette dalla partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento.
Corrispettivi di sbilanciamento a programma
39bis.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza Terna calcola il corrispettivo di sbilanciamento a programma relativo a ciascun utente del dispacciamento pari, al prodotto tra:
a) l’energia elettrica ceduta a Terna ai sensi del comma 30.10, lettera b), attribuita all’utente del dispacciamento ai sensi del comma 39bis.2;
a), Xxxxx ripartisce l’energia elettrica corrispondente alla somma algebrica delle vendite nette a termine registrate, degli acquisti netti a termine registrate e dei programmi C.E.T. post-MGP di immissione e di prelievo registrati sul conto di un operatore di mercato a ciascun utente del dispacciamento da cui il medesimo utente abbia ricevuto delega.”.
39ter.2 Salvo quanto previsto al successivo comma 39ter.3, il corrispettivo di cui al comma 39ter.1 è pari al prodotto tra:
a) il margine residuo a salire disponibile ai fini del PESSE dell’unità abilitata e
b) la differenza fra il VENF e il prezzo dell’offerta di vendita nel mercato per il servizio di dispacciamento relativo all’unità abilitata.
Articolo 39quater
Corrispettivo complessivo per la valorizzazione del saldo commerciale
a) il saldo commerciale di cui al comma 31bis.4, attribuito all’operatore di mercato;
1. il prezzo di sbilanciamento di cui al comma 39.3;
2. il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale unitario di cui al comma 41bis.1.
39quater.2 Il Gestore dei Mercati Energetici paga a Terna o riceve da Terna il saldo degli importi rispettivamente incassati o pagati ai sensi del comma 39quater.1.
Articolo 40
Prezzi di sbilanciamento
40.1 Il prezzo per sbilanciamenti positivi è dato dalla somma di:
a) prezzo base, pari alla media dei prezzi calcolati dall’algoritmo di ciascuna piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento, pesati per i rispettivi fabbisogni approvvigionati da Terna a scendere (se presenti) in ciascuna zona appartenente all’aggregato di area di prezzo di sbilanciamento, e dei prezzi delle offerte di acquisto accettate nelle medesime zone nel mercato per il servizio di dispacciamento ai fini del bilanciamento in tempo reale (incluse le attivazioni di riserva secondaria), ponderati per le relative quantità;
b) componente incentivante, pari alla differenza, se negativa, tra il minimo prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima delle zone appartenenti all’aggregato di aree di prezzo di sbilanciamento e il prezzo di cui al punto a).
40.2 Il prezzo per sbilanciamenti negativi è dato dalla somma di:
a) prezzo base, pari alla media dei prezzi calcolati dall’algoritmo di ciascuna piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento, pesati per i rispettivi fabbisogni approvvigionati da Terna a salire (se presenti) in ciascuna zona appartenente all’aggregato di area di prezzo di sbilanciamento, e dei prezzi delle offerte di vendita accettate nelle medesime zone nel mercato per il servizio di dispacciamento ai fini del bilanciamento in tempo reale (incluse le attivazioni di riserva secondaria), ponderati per le relative quantità;
b) componente incentivante, pari alla differenza, se positiva, tra il massimo prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima delle zone appartenenti all’aggregato di aree di prezzo di sbilanciamento e il prezzo di cui al punto a).
40.3 Il prezzo di sbilanciamento di cui all’articolo 39.3 lettera c) è dato dalla somma di:
a) il valore delle attivazioni evitate, definito da Xxxxx affinché sia rappresentativo del valore dello sbilanciamento marginale. Tale valore deve riflettere l’ordine di merito del mercato per il servizio di dispacciamento e tenere conto dei prezzi delle offerte in vendita e in acquisto disponibili al gestore di rete per quel periodo rilevante e in
quella macrozona, ad eccezione dei casi in cui la somma degli sbilanciamenti macrozonali sia compensata interamente attraverso la piattaforma di Imbalance Netting. In questo caso il valore delle attivazioni evitate deve riflettere il costo opportunità definito da Terna per la valorizzazione degli scambi sulla piattaforma di Imbalance Netting;
b) componente incentivante, pari a:
i. differenza, se negativa, tra il minimo prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima delle zone appartenenti all’aggregato di aree di prezzo di sbilanciamento e il prezzo di cui al comma 40.3 lettera a), qualora il segno dell’aggregato zonale sia positivo;
ii. differenza, se positiva, tra il massimo prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima delle zone appartenenti all’aggregato di aree di prezzo di sbilanciamento e il prezzo di cui al comma 40.3 lettera a), qualora il segno dell’aggregato zonale sia negativo;
iii. zero, qualora il segno dell’aggregato zonale sia nullo.
Articolo 40bis
Articolo 41
Corrispettivo di non arbitraggio
41.3 Il Gestore dei Mercati Energetici paga a Terna, se negativo, o riceve da Terna, se positivo, un ammontare pari alla somma dei corrispettivi di cui al comma 41.2.
41.5 Per lo sbilanciamento effettivo relativo a un punto di dispacciamento per unità di consumo, l’utente del dispacciamento paga a Terna, se negativo, o riceve da Terna, se positivo, un corrispettivo di non arbitraggio pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 41.1 e lo sbilanciamento effettivo cambiato di segno.
Articolo 41bis
Corrispettivo di non arbitraggio macrozonale
41bis.1 Terna calcola il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale unitario Cnonarbunit pari, per ciascun periodo rilevante, alla differenza tra il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima di cui al comma 30.4, lettera b), nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento e il prezzo macrozonale nella macrozona in cui è localizzato il punto di dispacciamento, quest’ultimo pari alla media pesata dei prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima di cui al comma 30.4, lettera b), in ciascuna zona appartenente alla macrozona considerata ponderata sui corrispondenti programmi vincolanti di prelievo.
41bis.2 Per ciascun periodo rilevante e per ciascun punto di dispacciamento nella sua titolarità, sia in immissione sia in prelievo, l’utente del dispacciamento riceve da Terna, se positivo, o paga a Terna, se negativo, il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale Cnonarbmacr, pari al prodotto tra il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale unitario di cui al comma 41bis.1 e lo sbilanciamento effettivo dei punti di dispacciamento per unità abilitate e non abilitate di cui è responsabile.
Articolo 42
Corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna
42.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola, con riferimento a ciascun periodo rilevante e ai soli punti di dispacciamento per unità abilitate, i corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna determinati secondo i criteri di cui al presente articolo.
42.2 I corrispettivi di cui al presente articolo sono definiti da Terna, tramite apposite modifiche al Codice di rete, al fine di evitare che l’utente del dispacciamento possa trarre profitto dal mancato rispetto degli impegni assunti nei confronti di Xxxxx in qualsiasi fase, sottofase o sessione del mercato per il servizio di dispacciamento. Tale eventualità si concretizza, ad esempio, nei periodi rilevanti in cui ricorrono le seguenti condizioni:
a) Terna ha accettato una o più offerte in vendita (in acquisto) relative a un punto di dispacciamento per unità abilitata, lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo (positivo), lo sbilanciamento effettivo della medesima unità è negativo (positivo) e il prezzo di sbilanciamento di cui all’articolo 40 è minore (maggiore) del massimo (minimo) prezzo di valorizzazione delle offerte accettate in vendita (in acquisto) all’interno del portafoglio di unità abilitate nella titolarità del medesimo utente del dispacciamento;
b) Terna ha accettato una o più offerte in vendita (in acquisto) relative a un punto di dispacciamento per unità abilitata, lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo (negativo) e lo sbilanciamento effettivo della medesima unità è negativo (positivo);
c) Terna ha definito un intervallo di fattibilità per unità abilitata, lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo (negativo) e lo sbilanciamento effettivo della medesima unità è negativo (positivo), violando i limiti dell’intervallo di fattibilità;
42.3 Il corrispettivo di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento esemplificato al comma 42.2, lettera a) e lettera b), è pari al prodotto tra la quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento cui al comma 42.6 e il corrispettivo unitario di cui al comma 42.9.
42.4 Il corrispettivo di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento esemplificato al comma 42.2, lettera c), è pari al prodotto tra la quantità in violazione dell’intervallo di fattibilità cui al comma 42.4bis e il corrispettivo unitario di cui al comma 42.9bis.
42.6 Terna identifica, per ciascun periodo rilevante e ciascun punto del dispacciamento, la quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento, pari al minimo tra il valore assoluto dello sbilanciamento effettivo dell’unità abilitata afferente al punto di dispacciamento ed il valore assoluto della somma delle quantità accettate nel verso opposto allo sbilanciamento da Terna nel mercato per il servizio di dispacciamento e sulle piattaforme europee per lo scambio di energia di bilanciamento per l’unità abilitata medesima.
42.7 Soppresso
42.8 Soppresso
a) con riferimento ad un’offerta di vendita, alla differenza tra il prezzo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, applicato secondo i criteri dell’Articolo 39.3, e il massimo prezzo di valorizzazione delle offerte in vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, ivi incluse le piattaforme europee per lo scambio di energia di bilanciamento, per tutte le unità abilitate appartenenti alla medesima macrozona nella titolarità del medesimo utente del dispacciamento;
b) con riferimento ad un’offerta di acquisto, alla differenza tra il minimo prezzo di valorizzazione delle offerte in acquisto accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, ivi incluse le piattaforme europee per lo scambio di energia di bilanciamento, per tutte le unità abilitate appartenenti alla medesima macrozona nella titolarità del medesimo utente del dispacciamento e il prezzo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, applicato secondo i criteri dell’Articolo 39.3.
42.9bis Il corrispettivo unitario di mancato rispetto di un ordine di dispacciamento riferito ad un intervallo di fattibilità di cui al comma 42.4 è pari:
a) alla differenza tra il prezzo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, applicato secondo i criteri dell’Articolo 39.3, e il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita nel mercato del giorno prima nella zona in cui è
localizzato il medesimo punto di dispacciamento, qualora lo sbilanciamento effettivo eccedente l’intervallo di fattibilità sia negativo;
b) alla differenza tra il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato il medesimo punto di dispacciamento e il prezzo di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, applicato secondo i criteri dell’Articolo 39.3, qualora lo sbilanciamento effettivo eccedente l’intervallo di fattibilità sia positivo.
Articolo 43
Corrispettivi per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto
a) il prodotto tra il programma C.E.T. post-MGP di immissione e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al 30.4, lettera b), nella zona in cui il punto è ubicato;
b) il prodotto tra il programma C.E.T. post-MGP di immissione e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c).
a) il prodotto tra il programma C.E.T. post-MGP di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera b), nella zona in cui è ubicato tale punto;
b) il prodotto tra il programma C.E.T. post-MGP di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c).
43.4 Soppresso
a) soppresso;
b) il prodotto, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione, ad eccezione di quelli previsti al comma 43.4, e per ciascun punto di
dispacciamento di importazione, tra i programmi post-MGP cumulati di immissione e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al 30.4, lettera b), nella zona in cui è ubicato il punto di dispacciamento;
c) il prodotto, per ciascun punto di dispacciamento relativo ad unità di consumo, tra i programmi post-MGP cumulati di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c);
43.6 Il corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato infragiornaliero, a carico del Gestore dei Mercati Energetici, è pari alla somma, cambiata di segno, dei seguenti elementi:
a) il prodotto tra le vendite nel MI-CRIDA e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel MI-CRIDA nella zona in cui è ubicato il punto di dispacciamento a cui la vendita si riferisce;
Articolo 44
Corrispettivi per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento
a) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo per effetto dell’applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo di cui all’articolo 23 del TIS, dei corrispettivi di non arbitraggio di cui all’articolo 41 e all’articolo 41bis nonché dei corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna di cui all’articolo 42, assunto con segno negativo;
b) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo per l’approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento secondo le procedure previste agli articoli 60 e 61, assunto con segno negativo;
c) la somma di cui al comma 44.2 utilizzata per la determinazione del corrispettivo unitario per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento nel trimestre in corso, assunta con segno positivo;
d) i proventi maturati da Terna per l’applicazione dei corrispettivi per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo, assunti con segno negativo.
e) la stima degli importi richiamati alle precedenti lettere a) e b), attesi per il trimestre successivo, assunta con segno negativo.
44.2 Entro il medesimo termine di cui al comma 44.1, Terna calcola la somma algebrica fra:
a) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo per il servizio di aggregazione delle misure di cui ai commi 15.2, 15.3 e 15.4 nonché relativi all’erogazione di premi e penalità di cui all’articolo 48 del TIS relativamente al corrispettivo CAPDPO e al corrispettivo CADPNO, assunto con segno negativo;
b) il saldo netto da CCT e CCC in capo a Terna ai sensi dell’articolo 7 della deliberazione 205/04, riferito agli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo, assunto con segno negativo;
d) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati per effetto della liquidazione delle partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement di cui all’articolo 59 del TIS, ripartito su due trimestri successivi, non già considerato ai fini dell’aggiornamento dei corrispettivi di cui all’articolo 14 della deliberazione ARG/elt 98/11 e di cui all’articolo 6 della deliberazione 566/2021/R/eel, assunto con segno negativo;
f) il saldo tra proventi e oneri maturato nei tre mesi precedenti per lo svolgimento delle procedure di assegnazione della capacità di trasporto sulla rete di interconnessione con l’estero, assunto con segno negativo;
h) il saldo tra proventi ed oneri maturato nei tre mesi precedenti con riferimento all’applicazione del meccanismo premiale di cui alla deliberazione 324/2020/R/eel;
i) il saldo tra proventi ed oneri maturato nei tre mesi precedenti con riferimento all’applicazione del meccanismo premiale di cui alla deliberazione 44/2021/R/eel.
44.3 Entro il medesimo termine di cui al comma 44.1, Xxxxx pubblica il corrispettivo unitario per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento a valere per il trimestre successivo, pari al rapporto fra:
a) la somma algebrica fra gli importi di cui al comma 44.1 e gli importi al comma 44.2;
44.4 Ai fini della determinazione del corrispettivo unitario di cui al comma 44.3, Terna adegua la somma di cui al comma 44.1, lettere a), b), c) e d), nonché la somma di cui al comma 44.2 tenendo conto di un tasso di interesse pari all’Euribor a dodici mesi aumentato dell’1%.
44.6 Entro il giorno 5 (cinque) di ciascun mese, Xxxxx pubblica il corrispettivo unitario a consuntivo per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento pari al rapporto tra:
a) la somma dei saldi di cui al comma 44.1, lettere a) e b) e dei saldi di cui al comma 44.2, relativi al secondo mese precedente;
b) l’energia elettrica prelevata da tutti gli utenti del dispacciamento nel secondo mese precedente.
a) dalla somma di cui al comma 44.1, lettere a), b), c) e d);
b) da ciascuno degli importi stimati di cui al comma 44.1, lettera e);
c) dalla somma di cui al comma 44.2.
Articolo 44bis
Corrispettivo a copertura dei costi della modulazione della produzione eolica
c) i proventi maturati da Terna per l’applicazione dei corrispettivi a copertura dei costi della modulazione della produzione eolica negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo, assunti con segno negativo;
44bis.2 Entro il medesimo termine di cui al comma 44bis.1, Terna calcola e pubblica il corrispettivo a copertura dei costi della modulazione della produzione eolica a valere per il trimestre successivo, pari al rapporto tra:
a) la somma di cui al comma 44bis.1;
b) la stima dell’energia elettrica prelevata da tutti gli utenti del dispacciamento nel trimestre successivo.
Articolo 45
Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema
45.1 Entro il giorno quindici (15) dell’ultimo mese di ciascun trimestre, Terna calcola la somma algebrica tra
a) i costi connessi alla remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema di cui all’articolo 64 sostenuti negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo assunti con segno positivo;
b) i proventi maturati da Terna per l’applicazione dei corrispettivi a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema negli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo (al netto dei proventi associati al corrispettivo unitario a reintegrazione dei costi di generazione per le unità essenziali di cui all’articolo 65 riportato nella tabella 7 allegata al presente provvedimento), assunti con segno negativo;
c) la stima dei costi connessi alla remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema di cui all’articolo 64 attesi per il trimestre successivo, assunta con segno positivo.
45.1bis Entro il medesimo termine di cui al comma 45.1, Terna calcola e pubblica il corrispettivo di propria competenza a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema a valere per il trimestre successivo, pari al rapporto tra:
a) la somma di cui al comma 45.1 e
45.1ter Ai fini della determinazione del corrispettivo unitario di cui al comma 45.1bis, Terna adegua la somma di cui al comma 45.1, lettere a) e b), tenendo conto di un tasso di interesse pari all’Euribor a dodici mesi aumentato dell’1%.
a) sono connessi alla remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico di cui all’Articolo 64;
b) competono ad un periodo temporale diverso dagli ultimi tre mesi per i quali sono disponibili i dati di consuntivo.
Il corrispettivo unitario integrativo è pari al rapporto tra i costi con le caratteristiche sopra descritte e l’energia elettrica prelevata da tutti gli utenti del dispacciamento nel trimestre in cui si applica tale corrispettivo.
45.4 Soppresso.
Articolo 46
Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna
Articolo 47
Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti
47.1 Soppresso
Articolo 48
Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva
48.1 Soppresso
48.2 Soppresso
Articolo 48bis
Soppresso
SEZIONE 2 INADEMPIMENTI E GARANZIE
Articolo 49
Inadempimenti e gestione delle garanzie
49.1 Terna organizza e gestisce un sistema di garanzie, sulla base di modalità e condizioni stabilite nelle regole per il dispacciamento, determinando per ciascun utente del dispacciamento, la massima esposizione consentita in termini di saldo dei Conti di Sbilanciamento Effettivo, tenendo anche conto dei debiti e crediti maturati dal medesimo utente in relazione ai corrispettivi di dispacciamento diversi dal corrispettivo di sbilanciamento effettivo. A tal fine Terna:
a) definisce, per ciascun periodo rilevante, il prezzo per la valorizzazione dei programmi nei Conti di Sbilanciamento Effettivo e degli acquisti e delle vendite a termine registrate attribuite a ciascun utente del dispacciamento sulla base delle stime o, quando disponibile, del valore effettivo dei prezzi di sbilanciamento di cui all’Articolo 40;
b) definisce sulla base delle migliori stime disponibili l’energia elettrica prelevata utilizzata per la determinazione del saldo del Conto di Sbilanciamento Effettivo fino a che non si renda noto il relativo dato di misura;
c) definisce sulla base della migliore stima disponibile l’energia elettrica immessa utilizzata per la determinazione del saldo del Conto di Sbilanciamento Effettivo fino a che non si renda noto il relativo dato di misura;
i) utilizza, nel definire il prezzo di cui alla lettera a), stime basate sui livelli medi dei prezzi di sbilanciamento;
Articolo 49bis
Inadempimenti e gestione delle garanzie predisposte dal Gestore dei Mercati Energetici
49bis.1 Qualora dovessero emergere dei costi connessi a crediti non recuperabili per effetto dell’insolvenza di operatori del mercato a termine con consegna fisica – MTE non coperta dall’apposito sistema di garanzie e superiori all’ammontare relativo a mezzi propri che il medesimo Gestore è tenuto a utilizzare ai sensi del decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 29 aprile 2009, il Gestore deve darne immediata comunicazione all’Autorità che ne definisce le modalità di recupero attraverso un apposito corrispettivo.
49bis.2 L’Autorità assicura inoltre, attraverso meccanismi analoghi a quelli di cui al comma precedente e previa comunicazione da parte del Gestore dei Mercati Energetici relativamente all’insufficienza dei mezzi propri per effettuare i pagamenti a favore degli operatori propri creditori, la tempestiva disponibilità delle somme necessarie.
TITOLO 5 OBBLIGHI INFORMATIVI
Articolo 50
Comunicazione delle coperture
50.3 I dati ricevuti ai sensi del comma 50.2 sono resi accessibili all’Autorità tramite modalità telematiche.
Articolo 51
Pubblicazione dell’elenco degli operatori di mercato
Articolo 52
Informazioni relative al mercato per il servizio di dispacciamento
a) il numero di offerte di acquisto e di vendita ricevute e il numero di offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento;
b) le quantità complessive di energia elettrica oggetto di offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento;
c) i flussi di energia tra le zone risultanti in esecuzione dei programmi finali cumulati;
d) il valore medio orario dei prezzi delle offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento;
Articolo 53
Informazioni circa lo stato del sistema elettrico
a) della domanda di potenza elettrica sul sistema elettrico nazionale;
b) della distribuzione percentuale tra le zone della domanda di cui alla precedente lettera a).
53.4 Contemporaneamente alla pubblicazione dei valori limite di trasporto tra le zone di cui ai precedenti commi 53.1 e 53.2, Terna pubblica le ipotesi utilizzate per la loro determinazione.
a) la stima della domanda oraria di energia elettrica per zona geografica, qualora differente da quella comunicata al Gestore dei Mercati Energetici ai sensi della Disciplina del mercato;
b) la stima della domanda oraria di riserva secondaria e di riserva terziaria per zona geografica.
Articolo 54
Obblighi di registrazione, archiviazione e comunicazione di dati e informazioni relative alle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico nazionale
a) i periodi rilevanti dell’anno comunicati da Terna ai sensi del comma 64.1;
b) per ciascuno dei periodi rilevanti di cui al comma 64.1, la motivazione a supporto della comunicazione a supporto del medesimo comma;
c) la produzione netta immessa in rete dall’unità di produzione in ciascun periodo rilevante dell’anno;
d) i programmi finali al quarto d’ora dell’unità di produzione in ciascun periodo rilevante dell’anno;
e) i periodi di indisponibilità programmata ed accidentale nell’anno dell’unità di produzione.
Articolo 55
Obblighi informativi connessi alla partecipazione di Terna al mercato dell’energia
55.2 Terna pubblica il mese successivo a quello di competenza il costo sostenuto per acquistare l’energia elettrica, nonché i ricavi ottenuti dalla vendita di energia elettrica nel mercato del giorno prima.
TITOLO 6
DISPACCIAMENTO DELLE UNITA’ DI PRODUZIONE COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE
Articolo 56
Ammissione degli utenti del dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore al riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento nel primo anno solare di esercizio
56.3 I soggetti per i quali è stata accolta la richiesta di cui al comma 56.1 sono tenuti a comunicare immediatamente al Gestore dei Servizi Energetici e a Terna l’eventuale verificarsi di situazioni in cui le unità di produzione, per cause sopravvenute, non risultino in grado di rispettare le condizioni per la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento. Dal giorno successivo al ricevimento della dichiarazione di cui al presente comma, Xxxxx non riconosce la priorità di dispacciamento fino al termine del primo anno solare di esercizio.
Articolo 57
Ammissione degli utenti di dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore alla priorità di dispacciamento in anni successivi al primo
57.1 L’utente del dispacciamento di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore beneficia della priorità di dispacciamento sulla base dei dati di esercizio a consuntivo riferiti all’anno solare precedente.
57.2 Qualora l’utente del dispacciamento che sta beneficiando della priorità di dispacciamento sulla base dei dati di esercizio a consuntivo riferiti all’anno solare precedente, per cause eccezionali, imprevedibili e indipendenti dalla volontà del produttore non risulti in grado di rispettare la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento per l’anno in corso, può trasmettere al Gestore dei Servizi Energetici e a Terna una dichiarazione contenente tutti gli elementi che attestano l’eccezionalità e l’imprevedibilità di dette cause, entro 15 (quindici) giorni dal loro verificarsi. Dal giorno successivo al ricevimento della dichiarazione di cui al presente comma, Xxxxx non riconosce la priorità di dispacciamento fino al termine dell’anno in corso.
57.5 I soggetti per i quali è stata accolta la richiesta di cui al comma 57.3 sono tenuti a comunicare immediatamente al Gestore dei Servizi Energetici e a Terna l’eventuale verificarsi di situazioni in cui le unità di produzione, per cause sopravvenute, non risultino in grado di rispettare le condizioni per la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento. Dal giorno successivo al ricevimento della dichiarazione di cui al presente comma, Xxxxx non riconosce la priorità di dispacciamento fino al termine dell’anno in corso e il beneficio di cui al comma 57.3 non può essere ulteriormente richiesto per l’anno successivo.
57.6 Nei casi in cui il riconoscimento della qualifica di cogenerazione ad alto rendimento è riferito a un periodo inferiore all’anno solare ai sensi dell’articolo 5, comma 2, del decreto ministeriale 5 settembre 2011, ai fini dell’applicazione degli articoli 56, 57 e 58 si considera solo tale periodo dell’anno solare in luogo dell’intero anno.
Articolo 58
Verifiche delle condizioni per la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento ai fini del riconoscimento della priorità di dispacciamento
PARTE III - APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
TITOLO 1
MODALITA’ DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO
Articolo 59
a) le tipologie di risorse di cui deve approvvigionarsi per il servizio di dispacciamento in ciascun ambito geografico, avendo cura di non includere in una stessa tipologia, indipendentemente degli algoritmi di calcolo utilizzati per approvvigionare i relativi fabbisogni di cui alla lettera b), risorse che non risultano fra loro sostituibili ai fini della risoluzione di una data problematica di dispacciamento;
b) le modalità di determinazione del fabbisogno di ciascuna delle risorse di cui alla precedente lettera a) sulla base delle proprie previsioni di domanda;
c) le caratteristiche tecniche degli impianti, delle apparecchiature e dei dispositivi delle unità di produzione e delle unità di consumo rilevanti per l’abilitazione alla fornitura delle risorse di cui alla lettera a), tenendo conto di quanto previsto nelle regole tecniche di connessione di cui all’articolo 3, comma 6, del decreto legislativo n. 79/99;
d) le modalità di verifica e controllo della costituzione e del mantenimento delle caratteristiche tecniche di cui alla precedente lettera c), ai fini dell’utilizzo delle citate risorse;
e) le modalità tecniche, economiche e procedurali che Xxxxx è tenuta a seguire nell’approvvigionamento e nell’utilizzo delle risorse di cui alla lettera a);
f) le modalità di determinazione della potenza disponibile di cui al comma 60.3.
59.4 Gli algoritmi, modelli di rete e procedure di cui al comma 59.3 prevedono la rappresentazione esplicita delle interdipendenze tra le immissioni e i prelievi in ciascun nodo della rete rilevante e i flussi di potenza su tutti gli elementi della
medesima rete, ed utilizzano le migliori tecniche e i più adeguati strumenti di ottimizzazione allo stato dell’arte.
Articolo 60
Approvvigionamento per il tramite del mercato per il servizio di dispacciamento
60.1 Terna si approvvigiona, attraverso l’apposito mercato per il servizio di dispacciamento, sulla base di proprie previsioni di fabbisogno, delle risorse di cui all’articolo 59, comma 59,2 lettera a).
a) minimizzare gli oneri e massimizzare i proventi conseguenti alle attività di approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento, sulla base degli algoritmi, dei modelli di rete e delle procedure definite ai sensi del comma 59.3, tenendo conto delle caratteristiche dinamiche dell’unità di produzione o di consumo abilitate;
b) offrire agli utenti del dispacciamento titolari di unità abilitate un segnale trasparente del valore economico delle risorse necessarie per il sistema elettrico, differenziandolo in base alle diverse prestazioni che ciascuna risorsa rende al sistema;
c) permettere agli utenti del dispacciamento titolari di unità abilitate, attraverso un’opportuna definizione delle tipologie di risorse, dei meccanismi di mercato e del formato delle offerte di acquisto e di vendita, di formulare offerte che riflettano la struttura dei costi;
60.3 L’utente del dispacciamento di un’unità di produzione abilitata deve rendere disponibile a Terna nel mercato per il servizio di dispacciamento tutta la potenza disponibile dell’unità di produzione per la quale l’utente del dispacciamento è abilitato ad offrire in tale mercato.
60.6 Ai fini dell’esercizio della facoltà di cui al comma 60.5, Xxxxx trasmette preventivamente all’Autorità proposte recanti le modalità tecniche, economiche e procedurali che la medesima società intende adottare per la conclusione di contratti
di approvvigionamento a termine delle risorse di cui all’articolo 59, comma 59.2, lettera a). L’Autorità si pronuncia sulla proposta trasmessa da Terna entro 15 (quindici) giorni dalla data di ricevimento della medesima. Decorso inutilmente tale termine, la proposta si intende approvata.
Articolo 60bis
Approvvigionamento per il tramite del mercato per il servizio di dispacciamento in condizioni di inadeguatezza del sistema
a) nella fase di programmazione del mercato per il servizio di dispacciamento; oppure
b) nella fase di gestione in tempo reale del mercato per il servizio di dispacciamento con un preavviso di almeno 30 minuti sul periodo rilevante di inizio dei distacchi involontari di carico.
60bis.2 Al verificarsi della condizione di cui al comma 60bis.1:
a) con riferimento ai periodi rilevanti ed alle zone per cui è stata riscontrata tale condizione di inadeguatezza, i prezzi di sbilanciamento di cui ai commi
40.2 e 40.3 sono pari a VENF;
b) i distacchi di carico relativi ai punti di prelievo sottostanti un’unità di consumo non danno luogo a variazioni del programma vincolante modificato di prelievo;
h
di inadeguatezza si assume un prelievo residuo di area virtuale a:
PRAvirt pari
PRAvirt = PRAh
dove
h 1− α
• PRAh
è il prelievo residuo relativo alla medesima area e al medesimo
periodo rilevante, determinato ai sensi dell’articolo 7 del TIS;
• α è il coefficiente correttivo pari alla somma de:
i. i CRPP relativi al medesimo periodo rilevante attribuiti ai sensi dell’articolo 18 e dell’articolo 21 del TIS ai punti di prelievo oggetto di distacco inclusi nei contratti di dispacciamento di utenti del dispacciamento diversi dall’Acquirente Unico;
ii. i CRPP determinati dalle imprese distributrici per i punti di prelievo oggetto di distacco inclusi nel contratto di dispacciamento dell’Acquirente Unico utilizzando le medesime modalità che sarebbero state utilizzate qualora detti punti di prelievo fossero inseriti nel contratto di dispacciamento di un utente del dispacciamento diverso dall’Acquirente Unico;
h
d) ai fini della registrazione nel Conto di Sbilanciamento effettivo di cui al comma 21.1, a ciascun utente del dispacciamento nel cui contratto di dispacciamento sono inclusi punti di prelievo non trattati su base oraria è attribuito, con riferimento ai periodi rilevanti e alle aree in cui è stato attivato il PESSE, un prelievo pari al prodotto fra:
i. il prelievo residuo di area virtuale c);
PRAvirt
di cui alla precedente lettera
ii. la differenza fra il CRPU attribuito al medesimo utente del dispacciamento ai sensi dell’articolo 17 del TIS e la somma dei CRPP di cui alla precedente lettera c), punti i) o ii), attribuiti ai punti di prelievo oggetto di distacco inclusi nel proprio contratto di dispacciamento.
Articolo 61
Approvvigionamento al di fuori del mercato
61.3 Gli utenti del dispacciamento delle unità di produzione con caratteristiche tecniche non adeguate alla fornitura di una o più risorse di cui ai commi 61.1 e 61.2 devono corrispondere a Terna il corrispettivo sostitutivo per la risorsa non fornita, determinato dall’Autorità ai sensi dell’Articolo 68.
TITOLO 2
RISORSE ESSENZIALI PER LA SICUREZZA DEL SISTEMA ELETTRICO
Articolo 62
Articolo 63
Impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico
63.1 Entro il 31 ottobre di ciascun anno Terna predispone e pubblica sul proprio sito internet l’elenco degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico valido per l’anno solare successivo, formato secondo le modalità definite, nel rispetto dei criteri di cui al presente articolo, nel Codice di Rete.
a) ciascun impianto di produzione in assenza del quale, anche in ragione delle esigenze di manutenzione programmata degli altri impianti di produzione e degli elementi di rete, non sia possibile, nell’anno solare successivo, assicurare adeguati standard di gestione in sicurezza del sistema elettrico;
b) ogni altro impianto di produzione appartenente ad un raggruppamento di impianti essenziale individuato ai sensi del comma 63.6 ed ulteriore rispetto a quelli di cui alla lettera a).
63.3 Ai fini della individuazione di un raggruppamento di impianti essenziale Terna procede a:
a) individuare gli impianti di produzione singolarmente indispensabili per soddisfare il fabbisogno anche di uno solo dei servizi di dispacciamento e di cui al precedente comma 63.2, lettera a);
b) configurare i più significativi assetti di funzionamento del sistema attesi nell’anno solare successivo, per un numero massimo non superiore a dieci
(10) per ciascun aggregato di zone geografiche rilevante per la definizione del fabbisogno di riserva secondaria e terziaria, di cui all’Allegato 22 del Codice di Rete, ed a individuare tutti i possibili raggruppamenti minimi di impianti di produzione nella disponibilità di un medesimo utente del dispacciamento che comprendano tutti gli impianti di produzione individuati alla precedente lettera a) e tali per cui:
− una volta assoggettati gli impianti di produzione di detto raggruppamento minimo alla disciplina degli impianti essenziali, non sia necessario in nessuno degli assetti di funzionamento configurati, ricorrere ad altri impianti di produzione nella disponibilità di detto utente del dispacciamento per soddisfare il fabbisogno dei servizi di dispacciamento e, al tempo stesso,
− tale condizione non sia più rispettata anche in uno soltanto degli assetti di funzionamento configurati sottraendo al raggruppamento minimo individuato anche un solo impianto di produzione.
impianti non siano essenziali nella loro interezza, Terna notifica la quota parte degli stessi ritenuta essenziale. La notifica è corredata da una relazione che contiene le informazioni elencate al comma 63.9, limitatamente agli impianti nella disponibilità dell’utente del dispacciamento destinatario della notifica medesima. Dalla notifica sono esclusi gli impianti (o i raggruppamenti di impianti) per i quali l’Autorità non ha determinato i valori di cui al comma 65bis.3. Per tali impianti (o raggruppamenti di impianti) non si applicano le disposizioni di cui al Titolo 2 del presente provvedimento.
63.6 Terna inserisce nell’elenco degli impianti essenziali per l’anno solare successivo gli impianti compresi in ciascuno dei raggruppamenti di impianti essenziali che gli utenti del dispacciamento hanno indicato ai sensi del comma 63.5. Qualora l’utente del dispacciamento non abbia fornito indicazioni ai sensi del comma 63.5, Terna segnala la violazione all’Autorità ed inserisce nell’elenco degli impianti essenziali per l’anno solare successivo gli impianti compresi in uno dei raggruppamenti minimi di impianti di produzione individuato a sua discrezione.
63.8 Al fine di determinare l’indispensabilità di un impianto di produzione o di un raggruppamento di impianti di produzione per soddisfare il fabbisogno dei servizi di dispacciamento ai sensi del presente Titolo, Terna tiene conto del fatto che detto fabbisogno è dimensionato anche rispetto all’esigenza di assicurare il soddisfacimento a programma della domanda attesa senza ricorrere ai distacchi di carico.
a) le ragioni per cui gli impianti di produzione di detto raggruppamento sono stati inclusi nell’elenco;
b) i periodi e le condizioni in cui Terna prevede che ciascuno degli impianti di produzione di cui al comma 63.2, lettera a) saranno indispensabili per la gestione delle congestioni, per la riserva, per la regolazione della tensione, per il soddisfacimento a programma della domanda attesa senza ricorrere ai
distacchi di carico e/o per l’approvvigionamento di altre risorse, specificando quali, ai fini della gestione in sicurezza del sistema;
c) gli assetti di funzionamento attesi più significativi utilizzati e i periodi rilevanti dell’anno solare successivo nei quali detti assetti dovrebbero realizzarsi secondo le previsioni di Terna;
63.10 Soppresso
63.11 L’utente del dispacciamento di un impianto di produzione essenziale per la sicurezza può chiedere all’Autorità, entro trenta (30) giorni dalla pubblicazione dell’elenco di cui al comma 63.1, l’ammissione alla reintegrazione dei costi di generazione per il periodo di validità dell’elenco o il periodo pluriennale decorrente dall’inizio del periodo di validità dell’elenco. Nel caso in cui l’ammissione alla reintegrazione sia chiesta per un periodo pluriennale, l’utente del dispacciamento precisa se, nell’eventualità che la pluriennalità non sia accolta, la richiesta di reintegrazione valga anche soltanto per il periodo di validità dell’elenco o per un periodo pluriennale di durata inferiore. La richiesta deve essere in ogni caso accompagnata da una relazione tecnica che indichi, anche in considerazione delle previsioni di utilizzo formulate da Terna nella relazione di cui al comma 63.9, una stima dei costi variabili e fissi e dei ricavi di ciascun impianto e ogni altro elemento utile ai fini della valutazione dell’istanza. La richiesta di ammissione alla reintegrazione per un periodo pluriennale, priva della suddetta relazione tecnica, è notificata in copia, entro il termine di trenta (30) giorni dalla pubblicazione dell’elenco di cui al comma 63.1, dall’utente del dispacciamento a Terna. Entro sette (7) giorni dalla notifica, Xxxxx esprime all’Autorità il proprio parere circa la probabilità che l’impianto sia essenziale nel periodo pluriennale indicato nella richiesta. In ogni caso, la richiesta dell’utente del dispacciamento si considera accolta, salvo necessità di acquisire ulteriori documenti e informazioni, qualora il provvedimento di xxxxxxx non venga comunicato all’utente entro trenta (30) giorni dal ricevimento della richiesta o, se successivo, entro il giorno precedente all’inizio del periodo cui si riferisce la richiesta. L’accoglimento della richiesta di ammissione alla reintegrazione dei costi per un periodo pluriennale esenta l’utente dalla presentazione di ulteriori istanze di ammissione per il periodo medesimo. L’accoglimento della richiesta di ammissione alla reintegrazione dei costi per un periodo pluriennale, disposto con provvedimento adottato in data successiva all’1 novembre 2022, può essere revocato dall’Autorità con riferimento all’arco temporale che decorre da un data che risulta, contestualmente, successiva al 31 dicembre del primo anno del periodo pluriennale considerato e successiva alla data di pubblicazione del provvedimento di revoca.
63.11.1 Per un impianto qualificato e singolarmente essenziale post-asta, in sede di presentazione dell’istanza di ammissione al regime di reintegrazione, l’utente del dispacciamento che, nel mercato della capacità, sia anche l’assegnatario
63.11.3 Per un impianto qualificato e singolarmente essenziale post-asta, se l’utente del dispacciamento dell’impianto e l’assegnatario titolare dello stesso nel mercato della capacità non coincidono al momento della presentazione dell’istanza di ammissione al regime di reintegrazione, affinché l’esercizio delle facoltà di cui ai commi 63.11.1 e 63.11.2 sia efficace occorre che la volontà dell’esercizio sia espressa dall’assegnatario all’Autorità e a Terna entro il termine di cui al comma
63.11.4 In caso di esercizio della facoltà di cui al comma 63.11.1 o della corrispondente facoltà di cui al comma 63.11.3, non si applica all’impianto il comma 65.35 per il periodo di assoggettamento al regime di reintegrazione.
63.12 L’utente del dispacciamento di un impianto di produzione ammesso alla reintegrazione dei costi di generazione deve conformarsi, con riferimento alle unità di produzione di detto impianto, ai vincoli stabiliti dall’Articolo 65. Il medesimo utente riceve da Xxxxx il corrispettivo a reintegrazione dei costi di generazione di cui al comma 63.13 nell’ipotesi che assuma un valore positivo, mentre lo paga a Terna nell’ipotesi che il relativo importo sia negativo.
63.14 Alla Direzione Mercati dell’Autorità è conferito mandato di:
a) prorogare le scadenze previste dalla disciplina del presente allegato relativa agli impianti essenziali ove necessario;
b) sostituire i prodotti e noli di riferimento per la valorizzazione dei combustibili di cui ai commi 64.16 e 64.17.1 qualora non fossero più quotati.
Articolo 64
64.4 Con riferimento al mercato per il servizio di dispacciamento i vincoli e i criteri di cui al comma 64.2 possono essere definiti tenendo conto degli esiti del mercato del giorno prima e del mercato infragiornaliero.
64.6 Il prezzo unitario delle offerte di acquisto definite ai sensi del comma 64.2 nei mercati di cui al comma 64.3 diversi dalla fase preliminare al mercato del giorno prima, di cui all’Allegato 77 del Codice di rete, è pari al prezzo limite tecnico massimo.
alle quantità di cui al comma 64.3, e le offerte di vendita e di acquisto nel mercato per il servizio di dispacciamento diverse da quelle relative alle quantità accettate nella menzionata fase preliminare sono formulate a un prezzo pari al costo variabile riconosciuto dell’unità medesima, mentre le quantità accettate nella fase medesima sono rese disponibili sul mercato per il servizio di dispacciamento a un prezzo pari a zero. Se Terna richiede all’utente del dispacciamento la fornitura del servizio di riserva secondaria con riferimento alla citata unità, il costo variabile riconosciuto che è applicato alla quantità per cui l’unità è essenziale ai fini della fornitura del servizio di riserva secondaria comprende la componente a copertura degli oneri di specifiche prestazioni richieste da Terna nel mercato per il servizio di dispacciamento di cui alla lettera e) del comma 64.11. Con riferimento alle offerte di vendita e di acquisto accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento e corrispondenti alle quantità indispensabili per la sicurezza del sistema diverse da quelle oggetto di offerte accettate nella fase preliminare al mercato del giorno prima, di cui all’Allegato 77 del Codice di rete, e con riferimento alle offerte di vendita per quantità indispensabili che sono accettate nella medesima fase e rese disponibili nel mercato per il servizio di dispacciamento a prezzo pari a zero, il prezzo riconosciuto è pari, in ciascun periodo rilevante, al maggiore tra il costo variabile riconosciuto all’unità considerata e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione dell’unità medesima.
64.9 In seguito alla comunicazione di cui al comma 64.1, l’utente del dispacciamento può proporre a Terna, in tempi e con modi precedentemente concordati, la sostituzione, limitatamente ai medesimi periodi rilevanti, di una o più delle unità di produzione afferenti agli impianti ritenuti indispensabili per la sicurezza del sistema e non ammessi alla reintegrazione dei costi, ai sensi della comunicazione stessa, con altre unità di produzione nella propria disponibilità.
64.11 Nel caso di ciascuna unità termoelettrica non ammessa alla reintegrazione dei costi, il costo variabile riconosciuto include:
a) una componente a copertura del costo per il combustibile, comprensivo del costo della materia prima, della logistica internazionale, della logistica nazionale sino all’impianto di produzione che comprende l’unità e delle accise;
b) una componente a copertura degli oneri di dispacciamento, dai quali è escluso il corrispettivo di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento e che includono il corrispettivo di sbilanciamento;
c) una componente a copertura dell’onere delle quote di emissione da rendere con riferimento all’unità medesima nell’ambito dell’applicazione della direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio dell’Unione europea 13 ottobre 2003, n. 2003/87/CE;
d) una componente a copertura dell’onere dei certificati verdi da rendere con riferimento all’unità medesima qualora la relativa produzione di energia elettrica sia soggetta all’obbligo di cui all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99;
e) una componente a copertura degli oneri di specifiche prestazioni richieste da Terna nel mercato per il servizio di dispacciamento;
f) una componente a copertura del costo, per l’acquisto di energia elettrica nel mercato elettrico, variabile rispetto alla quantità di energia elettrica prodotta;
g) una componente a copertura del costo per additivi, prodotti chimici, catalizzatori e smaltimento di rifiuti e residui della combustione, nonché le ecotasse;
64.12 La componente a copertura del costo per il combustibile di cui al comma 64.11, lettera a), è pari al prodotto tra:
a) il rendimento standard dell’unità di produzione, espresso in termini di numero standard di unità del combustibile per MWh;
b) la somma, espressa in euro per unità di combustibile, de:
b.1) la valorizzazione standard di riferimento relativa al combustibile dell’unità di produzione;
b.2) il costo standard per la logistica internazionale, qualora non sia già incluso nella valorizzazione di cui alla lettera b.1);
b.3) il costo standard per la logistica nazionale sino all’impianto di produzione che comprende l’unità in questione, qualora non sia già incluso nella valorizzazione di cui alla lettera b.1);
b.4) l’accisa vigente per il combustibile dell’unità di produzione interessata.
64.14 Nel caso dei combustibili gas naturale e gas naturale da giacimenti minori isolati:
a) per il periodo dall’1 gennaio 2011 al 30 settembre 2013, i valori di cui ai punti
b.1) e b.2) del comma 64.12, lettera b), sono determinati applicando le formule di cui all’art. 6 dell’Allegato A alla deliberazione 28 maggio 2009, ARG/gas 64/09, e convertendo i risultati in euro/Smc;
b) per il per il periodo dall’1 gennaio 2011 al 30 settembre 2013, il valore di cui al punto b.3) del comma 64.12, lettera b), è convenzionalmente pari al valore di cui al punto 1 della deliberazione 10 dicembre 2008, ARG/elt 175/08, incrementato di 1 (un) centesimo di euro/Smc;
c) per il periodo dall’1 ottobre 2013 al 30 settembre 2022, la somma dei valori di cui ai punti b.1), b.2) e b.3) del comma 64.12, lettera b), è pari al valore, espresso in euro/Smc, della somma de:
c.1) la componente di cui all’art. 6 dell’Allegato A alla deliberazione 28 maggio 2009, ARG/gas 64/09, nella versione in vigore dall’1 ottobre 2013, come eventualmente in seguito modificata e integrata;
c.2) la componente di cui all’art. 6bis dell’Allegato A alla deliberazione 28 maggio 2009, ARG/gas 64/09, nella versione in vigore dall’1 ottobre 2013, come eventualmente in seguito modificata e integrata, al netto dell’elemento a copertura del rischio di mantenimento del criterio pro die di attribuzione dei consumi ai fini della fatturazione; qualora il valore del citato elemento, che dall’1 ottobre 2013 è pari all’importo indicato alla Tabella 3 del documento per la consultazione 14 febbraio 2013 58/2013/R/gas, dovesse essere modificato nell’ambito della disciplina delle condizioni economiche di fornitura del gas naturale per il servizio di tutela, il valore aggiornato sarebbe applicato, con la medesima decorrenza prevista per la citata disciplina, anche ai fini del presente comma;
c.3) l’eventuale differenza positiva tra l’importo di cui alla precedente lettera
b) e la somma dei valori degli elementi QTPSV e QTMCV, di cui all’art. 6 dell’Allegato A alla deliberazione 28 maggio 2009, ARG/gas 64/09, nella versione in vigore dall’1 ottobre 2013, come eventualmente in seguito modificata e integrata;
d) per il periodo dall’1 ottobre 2022 al 31 dicembre 2024, la somma dei valori di cui ai punti b.1), b.2) e b.3) del comma 64.12, lettera b), è pari al valore espresso in euro/Smc, della somma dei seguenti elementi, applicando come potere calorifico superiore il valore di 0,0381 GJ/Smc:
d.1) il System Average Price, di cui al comma 1.2, lettera o), dell’Allegato A alla deliberazione 16 giugno 2016, 312/2016/R/gas, come eventualmente in seguito modificato e integrato; per ogni periodo rilevante, il valore considerato è pari alla media aritmetica delle quotazioni individuate secondo il criterio di cui al comma 64.16.1;
d.2) l’importo di cui al punto c.2) della precedente lettera c); nel caso in cui la deliberazione 28 maggio 2009, ARG/gas 64/09, non fosse più in vigore, si continuerebbe ad adottare l’importo, di cui al punto c.2) della precedente lettera c), applicato con riferimento all’ultimo giorno di vigenza della citata deliberazione;
d.3) l’eventuale differenza positiva tra l’importo di cui alla precedente lettera
b) e il valore dell’elemento QTPSV, di cui all’articolo 6 dell’Allegato A alla deliberazione 28 maggio 2009, ARG/gas 64/09, applicato con riferimento al giorno 30 settembre 2022.
e) per l’anno 2025, la somma dei valori di cui ai punti b.1), b.2) e b.3) del comma 64.12, lettera b), è pari al valore espresso in euro/Smc, della somma dei seguenti elementi, applicando come potere calorifico superiore il valore di 0,0381 GJ/Smc:
e.1) il System Average Price, di cui al comma 1.2, lettera o), dell’Allegato A alla deliberazione 16 giugno 2016, 312/2016/R/gas, come eventualmente in seguito modificato e integrato; per ogni periodo rilevante, il valore considerato è pari alla media aritmetica delle quotazioni individuate secondo il criterio di cui al comma 64.16.1;
e.2) la componente di cui all’articolo 7 dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 14 marzo 2023, 100/2023/R/com, come eventualmente in seguito modificato e integrato, al netto dell’elemento a copertura del rischio di mantenimento del criterio pro die di attribuzione dei consumi ai fini della fatturazione;
e.3) la somma dell’importo di 3 centesimi di euro/Smc e dei corrispettivi GST, UG3T, RET (al netto dell’elemento RETEE di cui alla deliberazione dell’Autorità 26 marzo 2020, 96/2020/R/eel), CRVFG, CRVOS (al netto della quota parte del citato corrispettivo funzionale alla copertura dei costi del servizio di riempimento degli stoccaggi di ultima istanza di cui alla deliberazione dell’Autorità 14 maggio 2024, 182/2024/R/gas) e CRVBL, di cui all’articolo 41 dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 4 aprile 2023, 139/2023/R/gas, come eventualmente in seguito modificato e integrato, applicati ai clienti finali termoelettrici e relativi al periodo rilevante considerato.
64.15 Nel caso delle unità di produzione turbogas e a ciclo combinato a basso coefficiente di utilizzo alimentate a gas naturale, al valore di cui al comma 64.14, è aggiunta, con riferimento a ciascuna unità j, un’integrazione IGN per ridotta regolarità di funzionamento, espressa in centesimi di euro/Smc e arrotondata alla seconda cifra decimale, pari a:
⎧ 0
⎪
⎪
⎪ ⎛ 6.000 − fc j ⎞
se fc j > 6.000
⎪
I =
⎪
GN , j ⎨
IMAX _ 1 * ⎜
⎝
⎟
5.000 ⎠
se 1.000 <
fc j ≤ 6.000
⎪I + (I
− I )* ⎛ 1.000 − fc j ⎞
se 500 < fc
≤ 1.000
⎪ MAX _ 1
⎪
⎪
⎪
⎩
MAX _ 2
MAX _ 1 ⎜
⎝
IMAX _ 2
⎟
500 ⎠
se 0 <
j
fc j
≤ 500
dove
- IMAX_1 è l’importo dell’integrazione da riconoscere alle unità di produzione turbogas e a ciclo combinato con un fattore di carico pari a 1.000 ore/anno;
- IMAX_2 è l’importo dell’integrazione da riconoscere alle unità di produzione turbogas e a ciclo combinato con un fattore di carico non superiore a 500 ore/anno;
- fcj è la stima del fattore di carico, espresso in ore/anno, relativo all’unità j.
a) per il carbone:
a.1) per l’anno 2011, a scelta dell’utente del dispacciamento, il Monthly Coal Price Index API4 - FOB Xxxxxxxx Bay o il prodotto Platts Weekly 90- day Forward Benchmark Coal Price Assessments – CIF ARA Rotterdam;
a.2) per gli anni dal 2012 al 2025, a scelta dell’utente del dispacciamento, il Monthly Coal Price Index API4 - FOB Xxxxxxxx Bay o il prodotto Platts Daily Physical Coal Trading 90-Day CIF ARA; qualora l’utente del dispacciamento interessato non eserciti la scelta menzionata entro il termine di cui al comma 64.30, la valorizzazione standard è effettuata applicando le quotazioni del Monthly Coal Price Index API4 - FOB Xxxxxxxx Bay;
b) per l’olio combustibile ATZ, il prodotto Cargoes CIF Med Basis Genoa/Lavera – 3.5 pct;
c) per l’olio combustibile BTZ, il prodotto Cargoes CIF Med Basis Genoa/Lavera – 1 pct;
d) per il gasolio, il prodotto Cargoes CIF Med Basis Genoa/Lavera – Gasoil 0,1%;
e) per il coke di petrolio, il prodotto Current Petcoke Spot Price Assessments – US GULF (US$/mt);
f) per il gas di petrolio liquefatto, il prodotto Postings/contracts – FOB Algeria
– Propane at Skikda;
g) per gli oli vegetali grezzi e per la categoria di combustibili denominata altri bioliquidi, il prodotto Crude Palm Oil Sumatra Malaysia - Rotterdam Netherlands CIF Position 1, codice Reuters PALMMYCRD-P1.
64.16.1 Se le quotazioni di un certo prodotto di riferimento sono:
a) giornaliere e non attengono al gas naturale o al gas naturale da giacimenti minori isolati, per il calcolo della media di cui al comma 64.16 si utilizzano le quotazioni dei giorni dal lunedì al giovedì della settimana precedente alla settimana che include il periodo rilevante considerato; nel caso in cui non siano disponibili una o più quotazioni giornaliere dell’arco temporale lunedì-giovedì considerato, per il calcolo della media di cui al comma 64.16, si applicano le quotazioni disponibili; nel caso in cui non siano disponibili tutte le quotazioni giornaliere previste, il calcolo della media di cui al comma 64.16 è effettuato con le quotazioni giornaliere dell’ultimo arco temporale lunedì-giovedì di una medesima settimana con riferimento al quale risulta disponibile almeno una quotazione giornaliera;
b) settimanali o con frequenza inferiore, per il calcolo della media di cui al comma 64.16 si utilizza l’ultima quotazione disponibile al giovedì della settimana precedente alla settimana che include il periodo rilevante considerato;
c) giornaliere e attengono al gas naturale o al gas naturale da giacimenti minori isolati, per il calcolo della media di cui al punto d.1) del comma 64.14, lettera d), si utilizzano le quotazioni dei giorni dal venerdì della seconda settimana precedente alla settimana che include il periodo rilevante considerato al giovedì della settimana precedente alla settimana che include il medesimo periodo rilevante; nel caso in cui non siano disponibili una o più quotazioni giornaliere dell’arco temporale venerdì-giovedì considerato, per il calcolo della media di cui al punto d.1) del comma 64.14, lettera d), si applicano le quotazioni disponibili; nel caso in cui non siano disponibili tutte le quotazioni giornaliere previste, il calcolo della media di cui al punto d.1) del comma 64.14, lettera d), è effettuato con le quotazioni giornaliere dell’ultimo arco temporale venerdì-giovedì di una medesima settimana con riferimento al quale risulta disponibile almeno una quotazione giornaliera.
Se la quotazione di un certo prodotto di riferimento è espressa in termini di valori compresi tra due importi, la quotazione rilevante ai fini del calcolo di cui al comma 64.16 è pari alla media aritmetica tra i suddetti importi.
64.16.2 Il tasso di cambio applicato per la conversione in euro di una quotazione espressa in altra valuta è:
a) quello del giorno cui si riferisce la citata quotazione se la medesima è quotidiana;
b) la media aritmetica dei valori giornalieri del tasso di cambio nei giorni dal lunedì al giovedì della settimana precedente alla settimana che include il periodo rilevante considerato.
64.17.1 Ai fini della determinazione dei corrispettivi per gli anni dal 2011 al 2025, la valorizzazione standard di cui al punto b.2) del comma 64.12, lettera b), per ciascuno dei combustibili di seguito indicati, è calcolata, per ogni giorno, come media aritmetica delle quotazioni di un corrispondente nolo di riferimento, selezionando le quotazioni secondo la metodologia indicata al comma 64.16.1:
a) per il carbone rappresentato dall’API4 – FOB Xxxxxxxx Bay, il nolo South Africa Xxxxxxxx Bay – Spanish Med reperibile sul Platts International Coal Report; il citato nolo è sostituito dal nolo Xxxxxxxx Bay – Rotterdam, di cui al Platts International Coal Report, dalla data di interruzione della pubblicazione dei valori relativi al nolo South Africa Xxxxxxxx Bay – Spanish Med, ai fini del calcolo del costo variabile riconosciuto rilevante per la determinazione dei corrispettivi, e dal giorno 1 agosto 2020, ai fini della definizione del costo variabile riconosciuto rilevante per la formulazione delle offerte; il nolo Xxxxxxxx Bay – Rotterdam, di cui al Platts International Coal Report, è sostituito dal nolo Xxxxxxxx Bay – Rotterdam, di cui all’Argus Freight Report, dalla data di interruzione della pubblicazione dei valori relativi al nolo Xxxxxxxx Bay – Rotterdam, di cui al Platts International Coal Report, ai fini del calcolo del costo variabile riconosciuto rilevante per la determinazione dei corrispettivi, e dal giorno 16 agosto 2021, ai fini della definizione del costo variabile riconosciuto rilevante per la formulazione delle offerte;
b) per il coke di petrolio, il nolo US Mobile – Italy reperibile sul Platts International Coal Report.
64.18 In ciascun periodo rilevante in cui l’unità di produzione è indispensabile per la sicurezza del sistema elettrico, la componente a copertura del corrispettivo di sbilanciamento di cui al comma 64.11, lettera b), espressa in euro/MWh, è pari, ai fini della determinazione dei corrispettivi relativi all’anno 2011, alla somma, se positiva, de:
a) il 3% della differenza tra il costo variabile riconosciuto, al netto del corrispettivo di sbilanciamento, e il prezzo di sbilanciamento riconosciuto da Terna nel caso di sbilanciamento positivo (maggiore energia elettrica immessa);
b) il 2% della differenza tra il prezzo di sbilanciamento da riconoscere a Terna nel caso di sbilanciamento negativo (minore energia elettrica immessa) e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione che comprende l’unità in questione.
Ai fini della determinazione dei corrispettivi relativi agli anni successivi al 2011, ogni anno Xxxxx propone all’Autorità i criteri per la definizione delle percentuali standard per la valorizzazione della componente a copertura del corrispettivo di sbilanciamento, eventualmente differenziando i citati criteri per tipologia di combustibile o per categoria tecnologia-combustibile. Nell’anno 2010, la presentazione della suddetta proposta e la relativa procedura di approvazione sono soggette ai medesimi termini stabiliti al comma 64.17. Negli anni successivi, Xxxxx presenta la proposta entro il 2 settembre di ciascun anno e detta proposta si intende approvata se l’Autorità non si esprime entro trenta (30) giorni dalla ricezione della proposta o, se successivo, entro il 31 ottobre del medesimo anno.
64.18.1 Esclusivamente ai fini della presentazione delle offerte, i prezzi di sbilanciamento di cui al comma 64.18:
a) nell’anno 2011, per ciascun periodo rilevante di un dato giorno della settimana sono pari alla media aritmetica dei prezzi di sbilanciamento effettivi applicabili all’unità interessata e registrati nei corrispondenti periodi rilevanti dei corrispondenti giorni della settimana nel terzo mese solare precedente al mese che include il periodo rilevante delle suddette offerte;
b) nell’anno 2012, per ciascun periodo rilevante (es. la quarta ora di un dato giorno) sono pari alla media aritmetica dei prezzi di sbilanciamento effettivi applicabili all’unità interessata e registrati nei corrispondenti periodi rilevanti del terzo mese solare precedente al mese che include il periodo rilevante delle suddette offerte (nell’esempio, i prezzi delle quarte ore di tutti i giorni del terzo mese solare precedente);
c) nell’anno 2013, sono pari alla media aritmetica dei prezzi di sbilanciamento effettivi applicabili all’unità interessata e registrati nei dodici mesi compresi tra il mese di giugno dell’anno 2011 e il mese di maggio dell’anno 2012;
d) nell’anno 2014, sono pari alla media aritmetica dei prezzi di sbilanciamento effettivi applicabili all’unità interessata e registrati nei dodici mesi compresi tra il mese di giugno dell’anno 2012 e il mese di maggio dell’anno 2013;
e) negli anni dal 2015 al 2025, sono pari alla media aritmetica dei prezzi di sbilanciamento effettivi applicabili all’unità interessata e registrati nei dodici mesi compresi tra il mese di giugno del secondo anno precedente a
quello di riferimento e il mese di maggio dell’anno precedente a quello di riferimento.
64.18.2 Esclusivamente ai fini della presentazione delle offerte, il prezzo zonale di valorizzazione dell’energia elettrica di cui al comma 64.18, lettera b):
a) nell’anno 2011, per ciascun periodo rilevante di un dato giorno della settimana è pari alla media aritmetica dei prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica relativi alla zona in cui è localizzato l’impianto che comprende l’unità in questione e registrati nei corrispondenti periodi rilevanti dei corrispondenti giorni della settimana nel terzo mese solare precedente al mese che include il periodo rilevante delle suddette offerte;
b) nell’anno 2012, per ciascun periodo rilevante è pari alla media aritmetica dei prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica relativi alla zona in cui è localizzato l’impianto che comprende l’unità in questione e registrati nei corrispondenti periodi rilevanti del terzo mese solare precedente al mese che include il periodo rilevante delle suddette offerte;
c) nell’anno 2013, per ciascun periodo rilevante è pari alla media aritmetica dei prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica relativi alla zona in cui è localizzato l’impianto che comprende l’unità in questione e registrati nei dodici mesi compresi tra il mese di giugno dell’anno 2011 e il mese di maggio dell’anno 2012;
d) nell’anno 2014, per ciascun periodo rilevante è pari alla media aritmetica dei prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica relativi alla zona in cui è localizzato l’impianto che comprende l’unità in questione e registrati nei dodici mesi compresi tra il mese di giugno dell’anno 2012 e il mese di maggio dell’anno 2013;
e) negli anni dal 2015 al 2025, per ciascun periodo rilevante è pari alla media aritmetica dei prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica relativi alla zona in cui è localizzato l’impianto che comprende l’unità in questione e registrati nei dodici mesi compresi tra il mese di giugno del secondo anno precedente a quello di riferimento e il mese di maggio dell’anno precedente a quello di riferimento.
64.19 La componente a copertura dell’onere di cui al comma 64.11, lettera c), espressa in euro/MWh, è pari, per ciascun periodo rilevante in cui l’unità di produzione è indispensabile per garantire la sicurezza del sistema, al prodotto tra:
a) il valore del parametro PEUA, di cui al comma 64.19.3, calcolato con riferimento al mese precedente a quello del periodo rilevante in questione sino all’anno 2022 e, per gli anni dal 2023 al 2025, in relazione alle quotazioni dei giorni dal venerdì della seconda settimana precedente alla settimana che include il citato periodo rilevante al giovedì della settimana precedente alla settimana che include il medesimo periodo rilevante;
b) il valore dello standard di emissione, espresso in tonnellate di CO2 equivalente per MWh, relativo all’unità di produzione.
64.19.1 Ai fini della determinazione del valore di cui al comma 64.19, lettera a), se si verificano l’insieme delle condizioni di seguito elencate, non si considerano le quotazioni espresse dai mercati di riferimento nei giorni in cui lo stato di operatività del registro italiano per l’Emissions Trading impedisca all’utente del dispacciamento di effettuare il trasferimento di quote di emissione dal/al proprio conto:
a) l’impedimento non è, anche parzialmente, la conseguenza di azioni dell’utente del dispacciamento;
b) l’utente del dispacciamento non ha la possibilità di operare senza impedimenti su conti presso registri per l’Emissions Trading di altri Stati Membri;
64.19.2 Per gli anni sino al 2022, se, in relazione a un certo mese, non è possibile determinare il valore di cui al comma 64.19, lettera a), a detto mese si associa il valore relativo all’ultimo mese per il quale è possibile il calcolo. Per gli anni dal 2023 al 2025, se, in relazione a una certa settimana, non è possibile determinare il valore di cui al comma 64.19, lettera a), a detta settimana si associa il valore relativo all’ultima settimana per la quale è possibile il calcolo.
64.19.3 Il parametro PEUA, espresso in euro per tonnellata di CO2 equivalente:
a) sino all’anno 2012 incluso, è pari al valore dell’omonimo parametro di cui all’art. 5 della deliberazione 11 giugno 2008, ARG/elt 77/08;
b) per gli anni 2013 e 2014, è calcolato applicando alle quotazioni del prodotto EUA spot 2013-2020 EU del mercato primario EEX la metodologia prevista dall’art. 5 della deliberazione 11 giugno 2008, ARG/elt 77/08;
c) per l’anno 2015, è pari al valore dell’omonimo parametro di cui all’art. 4 della deliberazione 11 luglio 2013, 307/2013/R/eel;
d) per gli anni dal 2016 al 2020, è pari al valore dell’omonimo parametro di cui al combinato disposto dell’art. 4 della deliberazione 11 luglio 2013, 307/2013/R/eel e della deliberazione 22 ottobre 2015, 497/2015/R/eel;
e) per l’anno 2021, è pari al valore dell’omonimo parametro di cui all’art. 4 della deliberazione 27 ottobre 2020, 424/2020/R/eel;
f) per gli anni dal 2022 al 2025, è calcolato secondo la metodologia per la determinazione dell’omonimo parametro di cui al comma 4.1 della deliberazione 27 ottobre 2020, 424/2020/R/eel, applicando i mercati e i prodotti di riferimento di cui al comma 6.1 della medesima deliberazione, salvo il mercato e il prodotto ICE - ICE Futures Europe, contratto spot in esito alle sessioni d’asta relative alla piattaforma britannica (mercato primario).
64.20 Lo standard di emissione di cui al comma 64.19, lettera b), è calcolato da Terna per ciascuna unità di produzione sulla base dei dati sulla produzione immessa in rete e dei dati sulle emissioni di CO2 acquisiti dalla stessa Terna ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08. Sulla base dei dati sulla produzione immessa in rete e dei dati sui costi per additivi e per lo smaltimento di residui della combustione acquisiti ai sensi della medesima deliberazione, Terna calcola il valore della componente di cui alla lettera g) del comma 64.11 per ciascuna unità di produzione. I dati consuntivi utilizzati sono relativi agli ultimi sette mesi dell’anno solare che precede la pubblicazione dell’elenco di cui al comma 63.1 e ai primi cinque mesi dell’anno solare della pubblicazione medesima.
n. 79/99. Nell’ambito di ciascun mese, sono esclusi dal calcolo del valore standard i prezzi medi ponderati espressi dalla piattaforma di registrazione delle transazioni bilaterali e riferiti a classi omogenee di certificati verdi che presentino un prezzo minimo pari a zero.
64.22 Se, con riferimento a una specifica unità di produzione, i calcoli di cui al comma
64.13 e/o di cui al comma 64.20 non possono essere effettuati (ad esempio per indisponibilità dei dati o nel caso di impianto di autoproduzione) o gli esiti dei calcoli medesimi non sono congrui rispetto ai corrispondenti valori di rendimento standard e/o di standard di emissione e/o di costo standard per additivi, prodotti chimici, catalizzatori e smaltimento di rifiuti e residui della
64.22.1 Qualora i dati comunicati a Terna ai sensi dell’articolo 8 del Testo integrato del monitoraggio del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e del mercato per il servizio di dispacciamento, per il periodo che include gli ultimi sette mesi dell’anno solare che precede la pubblicazione dell’elenco di cui al comma 63.1 e i primi cinque mesi dell’anno solare della pubblicazione medesima, siano al lordo della quota parte relativa all’eventuale produzione di energia elettrica ulteriore a quella immessa nella rete di trasmissione nazionale - al netto degli autoconsumi di produzione - (e/o della quota parte attinente al vapore generato per finalità diverse dalla produzione di energia elettrica), il rendimento di cui al comma 64.13, lo standard di emissione di cui al comma 64.20 e il valore della componente di cui alla lettera g) del comma 64.11 sono calcolati includendo nel denominatore del rapporto rilevante l’energia elettrica prodotta per finalità diverse dall’immissione nella rete di trasmissione nazionale (e/o il vapore generato per finalità diverse dalla produzione di energia elettrica) nel periodo di osservazione.
64.22.2 Per le finalità di cui al combinato disposto dei commi 64.22.1 e 64.31, gli utenti del dispacciamento titolari di impianti essenziali, per ciascuna unità degli impianti medesimi:
b) qualora i dati di cui alla precedente lettera includano la quota parte relativa all’eventuale produzione di energia elettrica diversa da quella immessa nella rete di trasmissione nazionale, al netto degli autoconsumi di produzione, e
64.23 Se dai dati sui consumi attesi di combustibile di cui alla lettera a) del comma
64.24 Nel 2010 entro il medesimo termine di cui al comma 64.17 e, negli anni successivi, entro il 2 settembre di ciascun anno, Terna, sulla base dei dati acquisiti ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08, propone all’Autorità il rendimento standard, espresso in termini di numero standard di unità del combustibile per MWh, e lo standard di emissione, espresso in tonnellate di CO2 equivalente per MWh, e il costo standard per additivi, prodotti chimici, catalizzatori e smaltimento di rifiuti e residui della combustione, espresso in euro/MWh, relativi a ciascuna delle seguenti categorie tecnologia-combustibile, utilizzando i dati consuntivi relativi agli ultimi sette mesi dell’anno solare precedente e ai primi cinque mesi dell’anno in corso:
i. turbogas a ciclo aperto – gas naturale;
ii. turbogas a ciclo aperto – gasolio;
iii. ciclo combinato – gas naturale;
iv. ciclo combinato – gasolio;
v. ciclo tradizionale olio/gas – gas naturale;
vi. ciclo tradizionale olio/gas – olio combustibile STZ;
vii. ciclo tradizionale olio/gas – olio combustibile BTZ;
viii. ciclo tradizionale olio/gas – olio combustibile ATZ;
ix. ciclo tradizionale olio/gas – gasolio;
x. ciclo tradizionale carbone – carbone;
xi. ciclo tradizionale carbone – gas naturale;
xii. ciclo tradizionale carbone – olio combustibile STZ;
xiii. ciclo tradizionale carbone – olio combustibile BTZ;
xiv. ciclo tradizionale carbone – olio combustibile ATZ;
xv. ciclo tradizionale carbone – gasolio;
xvi. ciclo tradizionale carbone – biomasse e rifiuti.
La suddetta proposta si intende approvata se l’Autorità non si esprime, nel 2010, entro il medesimo termine di cui al comma 64.17 e, negli anni successivi, entro trenta (30) giorni dalla ricezione della proposta o, se successivo, entro il 31 ottobre di ciascun anno.
64.26 Nel caso di ciascuna unità idroelettrica non ammessa alla reintegrazione dei costi, il costo variabile riconosciuto è pari, per ciascun periodo rilevante in cui la quota parte del programma vincolante modificato e corretto necessaria e sufficiente per rispettare i vincoli e i criteri definiti da Terna preveda l’immissione di energia elettrica in rete, alla media aritmetica di una selezione di prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona dove è localizzato l’impianto di produzione che comprende l’unità interessata; la suddetta media è calcolata scegliendo i prezzi registrati nei periodi rilevanti relativi a ore piene (6.00-23.00) dei giorni feriali nell’ambito di un predefinito arco temporale di riferimento, che è stabilito al comma 64.28.
64.27 Nel caso di ciascuna unità idroelettrica non ammessa alla reintegrazione dei costi, Terna, per ciascun periodo rilevante in cui la quota parte del programma vincolante modificato e corretto necessaria e sufficiente per rispettare i vincoli e i criteri definiti da Terna preveda il prelievo di energia elettrica dalla rete, riconosce all’utente del dispacciamento un corrispettivo pari al prodotto tra l’energia elettrica della quota parte del citato programma necessaria e sufficiente a rispettare i vincoli e i criteri definiti da Terna nel periodo rilevante considerato e la differenza, se positiva, tra:
a) il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica nel periodo rilevante considerato e nel mercato del giorno prima nella zona dove è localizzato l’impianto di produzione che comprende l’unità interessata;
b) la media aritmetica di una selezione di prezzi di valorizzazione dell’energia elettrica nel mercato del giorno prima nella zona dove è localizzato l’impianto di produzione che comprende l’unità interessata; la suddetta media è calcolata scegliendo i prezzi registrati nei periodi rilevanti relativi a ore vuote (0.00-
64.28 L’arco temporale di riferimento di cui ai commi 64.26 e 64.27 corrisponde:
a) nel caso di unità idroelettriche a bacino o di unità di pompaggio che, per il tipo e la rilevanza degli apporti naturali, sono assimilabili a unità idroelettriche a bacino, all’unione del mese solare che include il periodo rilevante considerato e del mese solare successivo;
b) nel caso di unità idroelettriche a serbatoio o di unità di pompaggio che, per il tipo e la rilevanza degli apporti naturali, sono assimilabili a unità idroelettriche a serbatoio, all’unione del trimestre solare che include il periodo rilevante considerato e del trimestre solare successivo;
c) nel caso di unità di pompaggio con ciclo settimanale, alla settimana che include il periodo rilevante considerato;
64.29 Nel 2010, a partire dall’approvazione delle proposte di cui ai commi 64.17, 64.24 e 64.25, e negli anni successivi, a partire dalla notifica di cui al comma 63.4 dell’articolo 63, Terna si rende disponibile a fornire le seguenti informazioni a ciascun utente del dispacciamento, con riferimento a ciascuna unità nella disponibilità dello stesso che può essere inclusa nei raggruppamenti minimi di cui al comma 63.4 dell’articolo 63:
a) nel caso di unità termoelettrica, la categoria (o categorie) tecnologia- combustibile di assegnazione, individuata in base ai dati di cui dispone Terna in relazione agli ultimi sette mesi dell’anno solare precedente e ai primi cinque mesi dell’anno in corso;
b) nel caso di unità termoelettrica, il rendimento di cui al comma 64.13 lo standard di emissione di cui al comma 64.20 e il valore della componente di cui alla lettera g) del comma 64.11 se, oltre a essere possibile determinarli, sono congrui secondo quanto indicato al comma 64.22; in caso contrario, il rendimento e/o lo standard di emissione e/o il costo standard per additivi, prodotti chimici, catalizzatori e smaltimento di rifiuti e residui della combustione relativi alla categoria tecnologia-combustibile di assegnazione;
c) nel caso di unità termoelettrica, il valore della componente a copertura dei costi standard per la logistica di cui al comma 64.17, i valori delle componenti a copertura degli oneri di cui alle lettere e), f) ed h) del comma 64.11 e, dal 2011, i valori delle percentuali standard per la valorizzazione della componente a copertura del corrispettivo di sbilanciamento, di cui al comma 64.18;
d) nel caso di unità termoelettrica a gas naturale o a gas naturale da giacimenti minori isolati del tipo indicato al comma 64.15, la stima del fattore di carico;
e) nel caso di unità idroelettrica, la categoria di appartenenza tra quelle indicate al comma 64.28.
64.30 Entro il 22 ottobre 2010 e, successivamente, entro il 15 ottobre di ciascun anno, ciascun utente del dispacciamento destinatario della notifica di cui al comma 63.4 dell’articolo 63:
a) con riferimento ai combustibili che alimentano le unità nella disponibilità dello stesso utente e che, oltre a non essere gas naturale o gas naturale da giacimenti minori isolati, non fanno parte dell’elenco di cui al comma 64.16, deve proporre a Terna una metodologia standard di valorizzazione per il combustibile e per i relativi costi della logistica internazionale e nazionale; se una o più unità nella disponibilità dello stesso utente sono alimentate a carbone, deve inoltre esercitare la scelta del prodotto/indice di riferimento tra quelli indicati alla lettera a) del comma 64.16; se una o più unità nella disponibilità dell’utente sono alimentate a gas di petrolio liquefatto, il medesimo utente deve proporre a Terna una metodologia standard di determinazione del costo di cui all’articolo 64, comma 64.12, lettera b), punto b.2);
b) con riferimento a una o più unità di produzione nella propria disponibilità, può richiedere a Terna che siano modificati i valori standard di una o più variabili che contribuiscono a determinare il costo variabile riconosciuto; nell’esercizio di questa facoltà, l’utente del dispacciamento è tenuto a fornire elementi sufficienti, oggettivi e verificabili a supporto della richiesta.
64.31 Entro l’8 novembre 2010 e, successivamente, entro il medesimo termine di cui al comma 63.1 dell’articolo 63, Terna:
a) presenta all’Autorità una proposta contenente i dati e le informazioni di cui al comma 64.29 per ciascuna unità inserita nell’elenco di cui al comma 63.1;
b) presenta all’Autorità una proposta in merito alle segnalazioni e alle richieste avanzate dagli utenti del dispacciamento ai sensi del comma 64.30;
c) segnala all’Autorità i casi di violazione dell’obbligo di cui al comma 64.30, lettera a), e, con riferimento ai medesimi casi, propone all’Autorità una metodologia di valorizzazione per ciascuno di quei combustibili che non fanno parte dell’elenco di cui al comma 64.16 e dei relativi costi della logistica internazionale e nazionale, nonché, se necessario, il prodotto/indice di riferimento per le unità alimentate a carbone tra quelli indicati alla lettera a) del comma 64.16.
Terna provvede a comunicare a ciascun utente del dispacciamento quanto approvato dall’Autorità con riferimento alle unità essenziali nella disponibilità del medesimo utente.
64.32 Ai fini del calcolo dei valori dei costi variabili riconosciuti rilevanti per la formulazione delle offerte e per la determinazione dei corrispettivi, gli standard approvati dall’Autorità con riferimento a ciascuna unità sono costanti nell’anno cui si riferiscono, a prescindere dal potere calorifico del combustibile
effettivamente utilizzato e salvo che eventuali modifiche degli stessi non siano approvate dall’Autorità.
64.33 Entro tre (3) giorni dalla fine della settimana che include almeno un periodo rilevante di indispensabilità con riferimento al quale l’utente del dispacciamento ha formulato offerte relative all’unità essenziale, il medesimo utente comunica a Terna:
a) per ciascuno dei combustibili con cui ha alimentato la medesima unità e per ogni periodo rilevante di indispensabilità, i consumi che l’utente si è atteso di consumare, a condizione che per quel combustibile sia stato precedentemente approvato dall’Autorità il rendimento standard riferito all’unità interessata;
b) il costo variabile riconosciuto che rileva ai fini della formulazione delle offerte dell’unità interessata con riferimento a ciascun periodo rilevante di indispensabilità.
64.34 Xxxxx segnala all’Autorità eventuali scostamenti significativi tra i consumi attesi di cui alla lettera a) del comma 64.33 e attinenti a quantità accettate e i consumi effettivi acquisiti ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08, nonché eventuali anomalie nell’utilizzo dei combustibili rilevanti ai fini della formulazione delle offerte.
64.35 Con riferimento al costo variabile riconosciuto di cui alla lettera b) del comma 64.33, Terna:
a) verifica che sia conforme alle disposizioni sulla determinazione del costo variabile riconosciuto che rileva ai fini della formulazione delle offerte;
b) acquisisce elementi dall’utente del dispacciamento interessato in merito a eventuali difformità significative riscontrate nel corso della verifica di cui alla lettera a);
f) qualora, nonostante gli elementi acquisiti ai sensi della lettera b), continui a ritenere significative le difformità di cui alla medesima lettera, le segnala all’Autorità.
64.36 Eventuali differenze tra il costo variabile riconosciuto unitario rilevante ai fini della formulazione delle offerte e il corrispondente costo variabile riconosciuto unitario rilevante per la determinazione dei corrispettivi di cui ai commi 64.7 e
64.8 sono di norma riconducibili:
a) nel caso di unità alimentate da più di un combustibile, agli scostamenti tra i consumi attesi di cui alla lettera a) del comma 64.33 e i consumi effettivi acquisiti ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08, scostamenti che determinano una modifica dei valori delle componenti a copertura dei costi per il combustibile e per i certificati verdi da rendere;
b) all’aggiornamento del valore della componente a copertura degli oneri di dispacciamento di cui al comma 64.11, lettera b).
64.37 Ai fini della determinazione del costo variabile riconosciuto di una specifica unità essenziale, è possibile considerare uno o più combustibili diversi da quello (o da quelli) oggetto dell’approvazione di cui al comma 64.31, subordinatamente al verificarsi delle condizioni indicate ai commi da 64.38 a 64.44.
64.38 Se, per ragioni che prescindono dalla sua volontà (es. obblighi normativi), un utente del dispacciamento è tenuto ad alimentare un’unità essenziale nella sua disponibilità, nell’anno solare cui si riferisce l’approvazione di cui al comma 64.31, con uno o più combustibili diversi da quello (o da quelli) oggetto dell’approvazione medesima, l’utente presenta a Terna un’apposita istanza, che contiene una descrizione dettagliata delle citate ragioni ed è accompagnata da una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, firmata dal legale rappresentante e resa nelle forme e con gli effetti di cui agli articoli 47 e 76 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445.
64.39 Entro dieci (10) giorni dalla ricezione dell’istanza di cui al comma 64.38, Xxxxx comunica le seguenti informazioni all’utente del dispacciamento, con riferimento all’unità interessata:
a) l’ulteriore categoria (o categorie) tecnologia-combustibile di assegnazione, individuata in base alla combinazione tra la tecnologia dell’unità e il nuovo combustibile (o combustibili);
b) il rendimento standard specifico di unità, a condizione che sia congruo rispetto alla categoria tecnologia-combustibile di assegnazione di cui alla lettera a); il citato rendimento standard è calcolato utilizzando i dati consuntivi acquisiti da Terna ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08; i menzionati dati consuntivi sono relativi ad almeno uno degli ultimi due semestri solari che precedono la sopra menzionata istanza e rispetto al quale Xxxxx dispone di dati completi; qualora non sia possibile determinare un rendimento standard specifico di unità che sia congruo rispetto alla categoria tecnologia-combustibile di assegnazione di cui alla lettera a), il rendimento standard relativo alla categoria tecnologia-combustibile di assegnazione di cui alla lettera a);
c) il valore della componente a copertura dei costi standard per la logistica di cui al comma 64.17;
d) nel caso di unità termoelettrica a gas naturale o a gas naturale da giacimenti minori isolati del tipo indicato al comma 64.15, la stima del fattore di carico.
64.40 Entro dieci (10) giorni dalla ricezione della comunicazione di cui al comma 64.39, l’utente del dispacciamento può esercitare le facoltà ed è tenuto ad adempiere agli obblighi di cui al comma 64.30.
64.41 Entro quindici (15) giorni dalla ricezione delle segnalazioni e delle richieste formulate dall’utente del dispacciamento esercitando le facoltà e adempiendo agli obblighi di cui al comma 64.40 e, comunque, non oltre trenta (30) giorni dall’invio della comunicazione di cui al comma 64.39, Terna:
a) presenta all’Autorità una proposta contenente i dati e le informazioni di cui al comma 64.39 per ciascuna unità e una proposta in merito alle segnalazioni e alle richieste avanzate dagli utenti del dispacciamento ai sensi del comma 64.40;
b) segnala all’Autorità i casi di violazione degli obblighi di cui al comma 64.40 e, con riferimento ai medesimi casi, propone all’Autorità una metodologia di valorizzazione per ciascuno di quei combustibili che non fanno parte
dell’elenco di cui al comma 64.16 e dei relativi costi della logistica internazionale e nazionale, nonché, se necessario, il prodotto/indice di riferimento per le unità alimentate a carbone tra quelli indicati alla lettera a) del comma 64.16.
Le proposte di cui alle lettere precedenti devono essere approvate espressamente dall’Autorità.
64.42 L’eventuale approvazione di cui al comma 64.41 non causa alcuna modifica degli esiti del mercato elettrico che precedono l’approvazione medesima e, sino al quindicesimo giorno successivo alla comunicazione dell’approvazione di cui al comma 64.41, sono fatte salve le offerte presentate dall’utente del dispacciamento che non considerano il contenuto dell’approvazione medesima.
64.43 L’eventuale approvazione di cui al comma 64.41 costituisce la condizione per ridefinire i corrispettivi relativi ai periodi rilevanti dell’anno solare interessato successivi al trentesimo giorno che precede la ricezione da parte di Terna dell’istanza di cui al comma 64.38. L’istanza dell’utente del dispacciamento che rileva a questo fine è quella che include contestualmente e integralmente gli elementi oggettivi e verificabili successivamente ritenuti sufficienti dall’Autorità.
64.44 Se un utente del dispacciamento intende alimentare un’unità essenziale nella sua disponibilità, nell’anno solare cui si riferisce l’approvazione di cui al comma 64.31, con uno o più combustibili diversi da quello (o da quelli) oggetto dell’approvazione medesima, l’utente stesso può presentare a Terna un’apposita istanza, che deve contenere una relazione dettagliata:
a) dalla quale si possa evincere, sulla base di elementi sufficienti, oggettivi e verificabili, che il consumo del nuovo combustibile (o combustibili) sia in grado di determinare con elevata probabilità una contrazione del costo variabile riconosciuto dell’unità;
b) accompagnata, con riferimento alle informazioni certe e definite ivi contenute, da una dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà, firmata dal legale rappresentante e resa nelle forme e con gli effetti di cui agli articoli 47 e 76 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445.
Alla fattispecie descritta al presente comma si applicano le disposizioni di cui ai commi da 64.39 a 64.43, estendendo di cinque (5) giorni i termini di cui ai commi da 64.39 a 64.41.
64.45 Entro il termine stabilito dall’articolo 8, comma 8.5, della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08, gli utenti del dispacciamento comunicano a Terna, secondo le modalità dalla stessa definite e per ciascuna unità degli impianti essenziali inclusi nell’elenco di cui al comma 63.1 dell’articolo 63:
a) la produzione mensile soggetta all’obbligo dei certificati verdi, di cui all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99;
b) la produzione mensile di energia elettrica, al netto degli autoconsumi di produzione.
64.46 Per la determinazione del costo variabile riconosciuto rilevante ai fini della formulazione delle offerte, si assume che la produzione di energia elettrica delle
unità di impianti essenziali sia interamente soggetta all’obbligo dei certificati verdi, di cui all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99.
64.47 Qualora l’utente del dispacciamento non effettui la comunicazione di cui al comma 64.45, l’intera produzione cui si riferisce la mancata comunicazione è considerata, ai fini del riconoscimento dei corrispettivi a titolo di conguaglio, esentata dall’obbligo dei certificati verdi, di cui all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99.
64.48 Nel caso di unità di produzione che, contestualmente, sono unità di impianti soggetti al regime di cui al presente articolo e sono incluse nel novero delle unità che beneficiano dello strumento dei prezzi minimi garantiti, di cui alla deliberazione dell’Autorità 9 aprile 2024, 132/2024/R/eel, e/o alla deliberazione dell’Autorità 23 luglio 2024, 306/2024/R/eel, come eventualmente in seguito modificate e integrate, i corrispettivi di cui al comma 64.8 e il costo variabile riconosciuto rilevante ai fini della formulazione delle offerte di cui al comma 64.7 sono pari a zero e il prezzo riconosciuto di cui al comma 64.7 è pari al prezzo zonale del mercato del giorno prima di cui al medesimo comma, in ragione del peso dei consumi dei combustibili che hanno costituito il presupposto dell’applicazione dei prezzi minimi garantiti alla singola unità. Il saldo dell’eventuale corrispettivo di cui all’articolo 64 è regolato soltanto a valle della e coerentemente con la certificazione, da parte del Gestore dei Servizi Energetici a Terna, dei dati relativi all’applicazione dello strumento dei prezzi minimi garantiti all’impianto essenziale considerato.
64.49 Fatto salvo quanto disposto in materia di incentivi di cui al decreto del Ministro dello Sviluppo economico 6 luglio 2012 con riferimento a specifici impianti essenziali soggetti all’articolo 64 per anni precedenti al 2025 e fatto salvo quanto previsto al comma 64.48, a decorrere dall’anno 2025 il costo variabile riconosciuto di ciascuna unità di produzione di impianti soggetti al regime di cui al presente articolo è ridotto dell’importo unitario degli eventuali incentivi ex decreto del Ministro dello Sviluppo economico 6 luglio 2012 di cui l’unità beneficia nel periodo di applicazione del menzionato regime, in ragione del peso dei consumi dei combustibili che hanno costituito il presupposto del loro riconoscimento. Il saldo dell’eventuale corrispettivo di cui all’articolo 64 è regolato soltanto a valle della e coerentemente con la certificazione, da parte del Gestore dei Servizi Energetici a Terna, dei valori dei parametri che definiscono i menzionati incentivi.
Articolo 65
Vincoli afferenti gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ammessi alla reintegrazione dei costi
65.1 L’utente del dispacciamento di un impianto essenziale per la sicurezza del sistema elettrico ammesso alla reintegrazione dei costi deve formulare, con riferimento alle unità di produzione di detto impianto, offerte per la fase preliminare al mercato del giorno prima, di cui all’Allegato 77 del Codice di rete, dall’1 novembre 2022 e offerte sul mercato del giorno prima, nelle sessioni d’asta del mercato infragiornaliero e sul mercato per il servizio di dispacciamento, nel rispetto di
vincoli e criteri definiti da Terna. Terna può richiedere che l’utente del dispacciamento di un impianto essenziale per la sicurezza del sistema elettrico ammesso alla reintegrazione dei costi non formuli, con riferimento alle unità di produzione di detto impianto, alcuna offerta. Compatibilmente con i vincoli di rete, Terna può movimentare le unità localizzate in una stessa zona e nella disponibilità del medesimo utente del dispacciamento in modo da minimizzare le attese di sbilanciamento dato, per ciascuna delle menzionate unità, il più recente programma intermedio cumulato disponibile prima dell’esecuzione della sottofase di MSD ex ante che include il periodo rilevante considerato, a condizione, tuttavia, di non determinare una variazione della somma complessiva dei citati programmi delle suddette unità in ciascun periodo rilevante.
a) per le quantità per cui il suddetto impianto è considerato singolarmente essenziale per la sicurezza del sistema;
b) con riferimento ai periodi rilevanti in cui e per le quantità per cui il suddetto impianto non è singolarmente essenziale, soltanto per quanto strettamente necessario a permettere la fattibilità tecnica del programma relativo ai periodi rilevanti in cui e alle quantità per cui l’impianto è considerato singolarmente essenziale; le quantità strettamente necessarie per rendere tecnicamente fattibile il programma sono determinate sulla base di parametri tipici dell’unità interessata individuati da Terna.
Terna riconosce un corrispettivo pari, in ciascun periodo rilevante, alla differenza, se positiva, tra il costo variabile riconosciuto e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione, nel caso di offerte di vendita sul mercato del giorno prima, e tra il costo variabile riconosciuto e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nelle sessioni d’asta del mercato infragiornaliero, nel caso di offerte di vendita nelle stesse.
65.3 Nei casi diversi da quelli di cui ai commi 65.2 e 65.3.5, le offerte di vendita, con riferimento a ciascuna delle unità di produzione di un impianto ammesso alla reintegrazione dei costi, sono formulate nel mercato del giorno prima dall’utente del dispacciamento che dispone dell’impianto medesimo a un prezzo unitario non superiore al costo variabile riconosciuto; dette offerte, qualora accettate, sono valorizzate, ai fini del riconoscimento del corrispettivo di cui al comma 63.13, a:
a) il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione nei casi in cui detto prezzo sia non inferiore al costo variabile riconosciuto calcolato ai fini della formulazione dell’offerta;
b) il costo variabile riconosciuto calcolato ai fini della formulazione dell’offerta con riferimento ai periodi rilevanti nei quali il prezzo di valorizzazione
dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione sia inferiore al suddetto costo variabile riconosciuto e per le quantità diverse da quelle di cui alla lettera c);
c) un valore compreso tra il costo variabile riconosciuto calcolato ai fini della formulazione dell’offerta e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione, con riferimento ai periodi rilevanti in cui il suddetto prezzo di valorizzazione sia inferiore al suddetto costo variabile riconosciuto e nei limiti delle quantità, diverse da quelle di cui al comma 65.2, strettamente necessarie a rendere il programma tecnicamente fattibile date le quantità accettate nei periodi rilevanti di cui alla lettera a); detto valore è pari al maggior valore tra il prezzo di valorizzazione di cui sopra e il valore assunto dalla differenza tra il costo variabile riconosciuto calcolato ai fini della formulazione dell’offerta e il rapporto tra l’ammontare complessivo dei margini relativi alle quantità accettate nei periodi rilevanti di cui alla lettera a), al netto di quelle di cui al comma 65.2, e le suddette quantità strettamente necessarie; i suddetti margini sono pari al prodotto tra le quantità accettate nei periodi rilevanti di cui alla lettera a) con riferimento all’unità interessata, al netto di quelle di cui al comma 65.2, e la differenza tra il citato prezzo di valorizzazione e il costo variabile riconosciuto calcolato ai fini della formulazione dell’offerta; le quantità strettamente necessarie per rendere tecnicamente fattibile il programma sono determinate sulla base di parametri tipici dell’unità interessata individuati da Terna.
∑Qh,i * (PMGPh − CVRh,i )
h
- h è, nel giorno considerato, il periodo rilevante h-mo;
- Qh,i
è, nel periodo rilevante h e rispetto all’unità i,
a) la potenza massima erogabile se
PMGPh ≥ CVRh,i ;
b) la potenza minima erogabile se, contestualmente,
PMGPh < CVRh,i ,
PMGPh−1 < CVRh−1,i e PMGPh+1 < CVRh+1,i ;
c) la semisomma della potenza massima erogabile e della potenza minima
erogabile se
PMGPh < CVRh,i , ma non si verifica l’insieme delle condizioni
previste alla lett. b);
- CVRh,i è il costo variabile riconosciuto all’unità i con riferimento al periodo rilevante h; per la determinazione del corrispettivo di cui al comma 63.13, si applica la configurazione di costo variabile per la reintegrazione.
Per gli anni dal 2014 incluso, nel caso di unità alimentate da più di un combustibile nel corso dell’anno di riferimento, il costo variabile da applicare nei periodi rilevanti in cui i consumi effettivi di tutti i combustibili sono pari a zero è calcolato pesando il valore dei medesimi combustibili in funzione dei relativi consumi effettivi registrati su base annua.
65.3.2 L’utente del dispacciamento può presentare offerte sul mercato infragiornaliero che non sono richieste da Terna. Qualora siano accettate, le stesse sono valorizzate, ai fini del riconoscimento del corrispettivo di cui al comma 63.13:
b) in caso di offerta di vendita, al maggiore tra il costo variabile riconosciuto e il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato infragiornaliero nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione.
65.3.3 Salvo quanto previsto al comma 65.3.4 e 65.3.5, le offerte nella fase preliminare al mercato del giorno prima, di cui all’Allegato 77 del Codice di rete, dall’1 novembre 2022 e le offerte nel mercato per il servizio di dispacciamento diverse da quelle relative alle quantità accettate nella menzionata fase preliminare sono formulate a un prezzo pari al costo variabile riconosciuto all’unità considerata, mentre le quantità accettate nella fase medesima sono rese disponibili sul mercato per il servizio di dispacciamento a un prezzo pari a zero; se l’offerta attiene alla fornitura del servizio di riserva secondaria, il costo variabile riconosciuto comprende la componente a copertura degli oneri di specifiche prestazioni nel mercato per il servizio di dispacciamento di cui alla lettera e) del comma 64.11 dell’articolo 64; sino al 2021 con riferimento alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento e dal 2022 in relazione alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento diverse da quelle oggetto di offerte accettate nella fase preliminare al mercato del giorno prima, di cui all’Allegato 77 del Codice di rete, e in relazione alle offerte di vendita che sono accettate nella
65.3.5 Con riferimento a una specifica unità essenziale nella propria disponibilità, l’utente medesimo può, con riferimento a quantità corrispondenti a prove che detto utente è tenuto a eseguire, presentare offerte di vendita sul mercato elettrico a un prezzo inferiore al costo variabile riconosciuto rilevante ai fini della formulazione delle offerte e ottenere che dette offerte, qualora accettate, siano valorizzate, ai fini del riconoscimento del corrispettivo di cui al comma 63.13 dell’articolo 63 al prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione, a condizione che siano verificate le seguenti condizioni:
a) l’utente del dispacciamento è tenuto, per obblighi normativi, a effettuare con detta unità prove diverse da quelle richieste da Terna;
65.3.7 Entro quindici (15) giorni dalla ricezione della comunicazione di cui al comma 65.3.6, l’utente del dispacciamento può richiedere a Terna che siano apportate modifiche alla proposta sui parametri tipici di cui al comma 65.3.6.
65.3.8 Entro dieci (10) giorni dal termine di cui al comma 65.3.7 e, comunque, non oltre trenta (30) giorni dall’invio della comunicazione di cui al comma 65.3.6, Xxxxx presenta all’Autorità una proposta sui parametri tipici di cui al comma 65.3.6 che tenga conto, ove possibile, delle richieste di cui al comma 65.3.7.
65.3.9 Terna riconosce all’utente del dispacciamento, come acconto del corrispettivo di cui al comma 63.13 dell’articolo 63, i corrispettivi di cui ai commi 65.2 e 65.3.3 entro il secondo mese successivo al mese che include il periodo rilevante considerato, applicando il costo variabile riconosciuto rilevante ai fini della
formulazione delle offerte e a condizione che la verifica di conformità di cui al comma 64.35 abbia esito positivo.
a) i proventi netti relativi alla compravendita di energia elettrica nei mercati dell’energia;
b) i proventi netti relativi alla compravendita di servizi nel mercato per il servizio di dispacciamento e, per gli anni dal 2022 e distintamente, attinenti alla vendita nella fase preliminare al mercato del giorno prima, di cui all’Allegato 77 del Codice di rete;
c) i risarcimenti ottenuti in esecuzione di contratti assicurativi che prevedono il pagamento dei premi di cui al comma 65.19, lettera e);
d) la quota parte dei contributi in conto esercizio direttamente riconducibili all’impianto di produzione che sono stati versati da pubbliche amministrazioni o da privati;
e) i ricavi che, con riferimento a ciascuna unità dell’impianto interessato, l’utente del dispacciamento riceve da Terna ai sensi dei commi 65.2 e 65.3.3, come acconto del corrispettivo di cui al comma 63.13 dell’articolo 63;
f) l’eventuale acconto di cui ai commi 65.30 e 65.31;
g) gli eventuali ricavi di cui al comma 65.3.1;
h) i ricavi derivanti dall’applicazione della componente di cui alla lettera e) del comma 64.11 dell’articolo 64 fino a concorrenza dell’importo di cui all’articolo 65, comma 65.19, lettera b);
i) la quota parte di eventuali altri ricavi riconducibili all’impianto interessato diversi dai corrispettivi riconosciuti da Terna per gli sbilanciamenti positivi (maggiore energia elettrica immessa).
65.5 Nel caso di un’unità termoelettrica ammessa alla reintegrazione dei costi, se le quote di emissione assegnate risultano pari o superiori alle quote di emissione da rendere nell’ambito dell’applicazione della direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio dell’Unione europea 13 ottobre 2003, n. 2003/87/CE, la configurazione dei ricavi di cui al comma 65.4, per gli anni dal 2011 incluso, include altresì l’importo pari al prodotto tra le quote di emissione assegnate e il valore del parametro PEUA, di cui al comma 64.19.3, calcolato in relazione all’anno solare cui si riferisce il corrispettivo.
EUA
sino all’anno 2012,
PEUA
∗ Qa + (P
≤12
− P
FLEX
)∗ min(Qren − Qa;
19,3% ∗ Qa)
(1)
per l’anno 2013,
PEUA ∗ Qa + (P'EUA −P'FLEX )∗ min(Qren − Qa;
Qin)
(2)
per gli anni dal 2014 al 2025,
PEUA ∗ Qa + (PEUA − PFLEX )∗ min(Qren − Qa;
Qin)
(3)
dove:
- PEUA è il parametro di cui al comma 64.19.3, tranne per l’anno 2014; per quest’ultimo anno, è il parametro di cui all’articolo 4 della deliberazione 11 luglio 2013, 307/2013/R/eel;
- Qa è il numero annuo di quote di emissione assegnate in relazione all’unità considerata;
P
-
≤12
FLEX
è il parametro di cui all’art. 5 della deliberazione 11 giugno 2008, ARG/elt
77/08;
- Qren è il numero annuo di quote di emissione da rendere in relazione all’unità considerata;
- P’EUA è la media aritmetica dei prezzi di chiusura giornalieri del prodotto EUA spot 2013-2020 EU del mercato primario EEX nei giorni dal 5 aprile al 31 dicembre 2013;
- P’FLEX è la media aritmetica dei prezzi di chiusura giornalieri del prodotto ICE Futures Europe, contratto CER Future dicembre 2013 del mercato ICE, nei giorni dal 5 aprile al 31 dicembre 2013;
- Qin, per gli anni dal 2013 al 2020, è pari a un ottavo della differenza, se positiva, tra il numero massimo di titoli CER ed ERU utilizzabili nel periodo 2008-2020 per adempiere agli obblighi Emissions Trading con riferimento all’impianto interessato, vale a dire, per le unità classificate come termoelettriche ai fini del sistema Emissions Trading, il 19,3% delle quote assegnate nel periodo 2008- 2012, e il corrispondente numero di titoli CER ed ERU utilizzati per il periodo 2008-2012;
- PFLEX è il parametro di cui all’articolo 4 della deliberazione 11 luglio 2013, 307/2013/R/eel e alla deliberazione 22 ottobre 2015, 497/2015/R/eel;
- PEUA,
≤12
P
FLEX
, P’EUA, P’FLEX e PFLEX sono determinati escludendo dal calcolo i
prezzi relativi alle sessioni in cui i volumi scambiati sono nulli.
- PEUA,
≤12
P
FLEX
e PFLEX sono calcolati rispetto all’intero anno solare cui si riferisce
65.7 I costi di produzione riconosciuti per la determinazione del corrispettivo di cui al comma 63.13 dell’articolo 63 includono i costi variabili riconosciuti e i costi fissi riconosciuti.
63.13 dell’articolo 63 sono pari alla somma de:
a) il prodotto tra l’energia elettrica dei programmi vincolanti modificati e corretti di immissione determinati nel rispetto dei vincoli e dei criteri definiti da Terna nell’anno solare cui si riferisce il corrispettivo e i corrispondenti valori delle componenti a copertura dei costi di cui alle lettere a), b), e), f), g), ed h) del comma 64.11 dell’articolo 64;
b) il valore riconosciuto, espresso in euro, delle quote di emissione da rendere per l’energia elettrica di cui alla lettera a), nell’ambito dell’applicazione della direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio dell’Unione europea 13 ottobre 2003, n. 2003/87/CE, e rispetto all’anno solare cui si riferisce il calcolo del corrispettivo;
c) il valore riconosciuto, espresso in euro, dei certificati verdi da rendere con riferimento all’energia elettrica di cui alla lettera a) qualora la produzione dell’unità medesima sia soggetta all’obbligo dei certificati verdi, di cui all’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99.
65.8.1 Il valore della componente a copertura del costo di cui alla lettera a) del comma
64.11 dell’articolo 64 che rileva ai fini della determinazione del corrispettivo di cui al comma 63.13 dell’articolo 63 è calcolato, nel caso di unità alimentate da più di un combustibile e con riferimento a una specifico periodo rilevante, applicando i consumi effettivi acquisiti da Terna ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08; a questo fine, se i dati rilevanti sui consumi effettivi comunicati ai sensi della citata deliberazione presentano una granularità temporale inferiore alla granularità del periodo rilevante (es. giornaliera o settimanale), si ipotizza che il consumo effettivo dei combustibili sia stato distribuito nei periodi rilevanti dell’arco temporale cui si riferisce la comunicazione assumendo un rendimento costante.
65.8.2 Per il calcolo del valore della componente a copertura del costo di cui alla lettera
b) del comma 64.11 dell’articolo 64 che rileva ai fini della determinazione del corrispettivo di cui al comma 63.13 dell’articolo 63, non si applicano le disposizioni di cui ai commi 64.18.1 e 64.18.2 dell’articolo 64.
65.9 Salvo quanto previsto al successivo alinea, il valore, espresso in euro/t, attribuito alle quote di cui al comma 65.8, lettera b), è pari all’importo del parametro PEUA ex comma 64.19.3, calcolato in relazione all’anno solare cui si riferisce il corrispettivo.
Per l’anno 2014, il menzionato valore è pari all’importo del parametro PEUA ex
articolo 4 della deliberazione 11 luglio 2013, 307/2013/R/eel.
65.9.1 Le cause di esclusione dei prodotti di riferimento indicate al comma 5.3 della deliberazione 11 giugno 2008, ARG/elt 77/08, rilevano ai fini della determinazione dei valori dei parametri PEUA, di cui ai commi 65.5, 65.6 e 65.9, e PFLEX, di cui al comma 65.6, degli anni sino al 2012 incluso.
65.10 Il valore di cui al comma 65.8, lettera c), è pari al prodotto tra:
b) la quota d’obbligo, espressa in termini percentuali;
65.10.1 Con riferimento agli anni dal 2013 incluso, se, in un dato periodo rilevante, la quantità del programma vincolato modificato e corretto di un’unità termoelettrica è maggiore di zero e, contestualmente, i consumi effettivi dei combustibili, acquisiti ai sensi dell’art. 8 della deliberazione 5 agosto 2008, ARG/elt 115/08, risultano pari a zero per ciascun combustibile, il costo variabile riconosciuto rilevante per la determinazione del corrispettivo di cui al comma 63.13 è pari al minore tra:
a) il prezzo di valorizzazione riferito al medesimo periodo rilevante e relativo all’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzata la specifica unità;
b) il costo variabile riconosciuto relativo alla specifica unità e pari al rapporto tra l’importo di cui al comma 65.8 e il programma di cui alla lettera a) del medesimo comma; se detta unità è stata alimentata da più di un combustibile nell’anno solare del periodo rilevante considerato, il citato costo variabile riconosciuto è determinato applicando i consumi effettivi annui ai fini della ponderazione dei valori delle componenti per la copertura del costo del combustibile riferiti al medesimo periodo rilevante e relativi a ogni combustibile utilizzato nell’anno per alimentare l’unità.
65.10.2 Nel caso degli impianti che producono energia elettrica diversa da quella immessa nella rete di trasmissione nazionale, al netto degli autoconsumi di produzione, e/o vapore per finalità diverse dalla produzione elettrica, i ricavi rilevanti per la reintegrazione non includono gli eventuali ricavi derivanti dalla cessione dei menzionati flussi energetici.
65.11 Nel caso di ciascuna unità idroelettrica ammessa alla reintegrazione dei costi, il costo variabile riconosciuto è nullo in ciascun periodo rilevante in cui il programma vincolante modificato e corretto per rispettare i vincoli e i criteri definiti da Terna preveda l’immissione di energia elettrica in rete; in ciascun periodo rilevante in cui il citato programma preveda il prelievo di energia elettrica dalla rete, il costo variabile riconosciuto è invece pari al prodotto tra:
a) l’energia elettrica da programma vincolante modificato e corretto di prelievo
che rispetta i vincoli e i criteri definiti da Terna;
b) il prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona dove è localizzato l’impianto di produzione che comprende l’unità interessata.
a) i commi da 64.11 a 64.18.3, 64.19.1, 64.20, da 64.23 a 64.25, da 64.29 a 64.35,
da 64.37 a 64.44 e 64.46;
b) i commi 64.19, 64.19.2 e 64.21, esclusivamente ai fini della determinazione del costo variabile riconosciuto rilevante per la formulazione delle offerte;
c) il comma 64.22, facendo comunque salve le eventuali offerte che sono state già presentate;
d) il comma 64.45, con l’aggiunta dell’obbligo in capo agli utenti del dispacciamento di comunicare anche i dati annuali entro il termine previsto per la comunicazione dei dati del mese di dicembre;
e) il comma 64.47, da applicare anche all’obbligo di cui alla lettera d).
65.13 I costi fissi riconosciuti per la determinazione del corrispettivo di cui al comma
63.13 dell’articolo 63 sono pari, con riferimento a ciascun impianto di produzione ammesso alla reintegrazione dei costi, alla somma de:
a) la quota di ammortamento e la remunerazione del capitale investito riconosciuto dell’impianto considerato;
65.14 Il valore annuale di cui al comma 65.13, lettera a), è pari alla somma degli importi calcolati secondo la formula di cui al comma 65.15 per ciascuna immobilizzazione, materiale e immateriale, che, oltre a essere direttamente riconducibile all’impianto considerato ed essere strettamente necessaria al normale esercizio dell’impianto medesimo, non è stata già interamente ammortizzata ai fini della redazione del bilancio civilistico attinente al periodo precedente all’anno cui si riferisce il corrispettivo da determinare. Ai fini della determinazione del valore annuale di cui al comma 65.13, lettera a), non si tiene conto dell’avviamento, di eventuali rivalutazioni economiche e monetarie, di disavanzi di fusione, di immobilizzazioni che risultano in corso o dismesse al termine dell’anno cui si riferisce il corrispettivo da determinare e di altre poste incrementative non costituenti costo storico originario dell’impianto. In relazione alle immobilizzazioni che sono soggette ad ammortamento soltanto per una parte dell’anno, l’importo di cui si tiene conto per la determinazione dei costi fissi riconosciuti è pari, per ciascuna immobilizzazione, a una quota del valore di cui al comma 65.15, definita in funzione del numero di mesi di ammortamento nell’anno considerato. Con riferimento alle immobilizzazioni soggette ad ammortamento accelerato nel regime di reintegrazione, in caso di assoggettamento di un impianto al regime di reintegrazione oltre il termine definito precedentemente per il completamento dell’ammortamento accelerato, il corrispettivo di reintegrazione per il periodo di essenzialità successivo a detto termine è determinato escludendo le eventuali immobilizzazioni già soggette ad ammortamento accelerato.
65.15 Ciascun addendo, denominato QARi, della somma di cui al comma 65.14 è pari a:
QARi
= CILCi
* TR
⎜
1 − ⎛ 1
⎞n,i
⎟
⎝ 1 + TR ⎠