CAPITOLO 4
CAPITOLO 4
REGOLE PER IL DISPACCIAMENTO
INDICE
CAPITOLO 4 - REGOLE PER IL DISPACCIAMENTO 6
4.1 OGGETTO 6
4.2 AMBITO DI APPLICAZIONE 7
4.3 DISPOSIZIONI GENERALI 8
4.3.1 Utenti del Dispacciamento e Contratto di Dispacciamento 8
4.3.1.1 Utenti del Dispacciamento (UdD) 8
4.3.1.2 Contratto di Dispacciamento e requisiti 8
4.3.2 Unità di Produzione e Unità Virtuali 10
4.3.2.1 Criteri di raggruppamento delle sezioni per la definizione delle Unità di produzione 10
4.3.2.1 bis Collegamento tra Unità di produzione termoelettriche 12
4.3.2.2 Unità di Produzione rilevanti e non rilevanti 13
4.3.2.3 Unità virtuali 14
4.3.2.4 Punti di dispacciamento per le UP 15
4.3.2.5 Periodo rilevante 15
4.3.2.6 Trattamento delle perdite di rete per le UP 15
4.3.2.7 Registro delle Unità di Produzione 16
4.3.2.8 UP in collaudo 21
4.3.3 Unità di Consumo 22
4.3.3.1 Unità di Consumo 22
4.3.3.2 Punti di dispacciamento per Unità di Consumo 22
4.3.3.3 Periodo rilevante 22
4.3.3.4 Trattamento delle perdite di rete per le UC 22
4.3.3.5 Gestione della fase di prelievo delle UP rilevanti 22
4.3.3.6 Registro delle Unità di Consumo 22
4.3.4 Capacità di immissione e prelievo 23
4.3.5 Criteri per l’individuazione degli impianti e dei raggruppamenti di impianti essenziali 25
4.3.5.1 Individuazione degli impianti di produzione singolarmente essenziali 25
4.3.5.2 Individuazione dei raggruppamenti di impianti di produzione essenziali ai fini della sicurezza 26
4.3.6 Suddivisione della rete rilevante in zone 29
4.4 RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO 29
4.4.1 Risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione 30
4.4.1.1 Caratteristiche del servizio 30
4.4.1.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse 30
4.4.1.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura 31
4.4.2 Risorse per la riserva primaria 32
4.4.2.1 Caratteristiche del servizio 32
4.4.2.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse 33
4.4.2.3 Obblighi di fornitura 33
4.4.2.4 Corrispettivo sostitutivo del servizio 36
4.4.2.5 Meccanismo facoltativo di remunerazione del contributo alla regolazione primaria di frequenza 36
4.4.3 Risorse per la riserva secondaria di potenza 37
4.4.3.1 Caratteristiche del servizio 37
4.4.3.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse 38
4.4.3.3 Approvvigionamento delle risorse 39
4.4.3.4 Obblighi di fornitura 39
4.4.4 Risorse per la riserva terziaria di potenza 41
4.4.4.1 Caratteristiche del servizio 41
4.4.4.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse 43
4.4.4.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura 44
4.4.5 Risorse per il bilanciamento 46
4.4.5.1 Caratteristiche del servizio 46
4.4.5.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse 47
4.4.5.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura 48
4.4.6 Servizio di interrompibilità del carico 50
4.4.6.1 Caratteristiche del servizio 50
4.4.6.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse 50
4.4.6.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura 51
4.4.7 Riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione 52
4.4.7.1 Caratteristiche del servizio 52
4.4.7.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse 52
4.4.7.3 Obblighi di fornitura 53
4.4.7.4 Contributo sostitutivo per il servizio di regolazione primaria di tensione 54
4.4.8 Riserva reattiva per la regolazione secondaria di tensione 54
4.4.8.1 Caratteristiche del servizio 54
4.4.8.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse 54
4.4.8.3 Obblighi di fornitura 55
4.4.9 Rifiuto del carico 56
4.4.9.1 Caratteristiche del servizio 56
4.4.9.2 Obblighi di fornitura 56
4.4.10 Partecipazione alla rialimentazione del sistema elettrico 57
4.4.10.1 Caratteristiche del servizio 57
4.4.10.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse 57
4.4.10.3 Obblighi di fornitura 58
4.4.11 Disponibilità all’utilizzo del telescatto 58
4.4.11.1 Caratteristiche del servizio 58
4.4.11.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse 59
4.4.11.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura 59
4.5. VERIFICA DI COMPATIBILITÀ DEGLI SCIOPERI DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE 60
4.6 APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE A GARANZIA DELL’ADEGUATEZZA DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE 61
4.6.1 Modalità di ammissione al meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva 61
4.6.2 Diritti ed obblighi per le unità ammesse alla remunerazione 61
4.7 DEFINIZIONE DEI PROGRAMMI IN ESITO AI MERCATI DELL’ENERGIA 62
4.7.1 Anagrafica delle unità di produzione e unità di consumo 62
4.7.2 Vincoli di offerta derivanti dai piani di indisponibilità di elementi di rete 65
4.7.3 Conti energia a termine 65
4.7.3.1 Registrazione sui Conti energia a termine degli acquisti e delle vendite a termine 65
4.7.3.2 Registrazione sui Conti energia a termine dei programmi C.E.T. 66
4.7.3.3 Acquisti e vendite sul MGP 66
4.7.3.4 Assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto ai programmi in esecuzione ad acquisti e vendite a termine 66
4.7.4 Gestione delle unità essenziali sul Mercato dell’energia 67
4.7.5 Informazioni preliminari al Mercato del giorno prima 68
4.7.5.1 Previsione giornaliera della domanda di energia elettrica 69
4.7.5.2 Limiti di transito tra le zone 69
4.7.6 Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle unità abilitate 70
4.7.7 Determinazione degli esiti del Mercato del giorno prima 71
4.7.8 Comunicazione degli esiti del MGP 71
4.7.9 Mercato infragiornaliero in asta 71
4.7.9.1 Sessioni del Mercato infragiornaliero in asta 71
4.7.9.2 Informazioni preliminari al Mercato infragiornaliero in asta 72
4.7.9.3 Comunicazione degli esiti del Mercato Infragiornaliero in asta 73
4.7.10 Mercato infragiornaliero in negoziazione continua 73
4.7.10.1 Mercato infragiornaliero in negoziazione continua 73
4.7.10.2 Informazioni preliminari al mercato infragiornaliero in negoziazione continua 73
4.7.10.3 Comunicazione degli esiti del Mercato infragiornaliero in negoziazione continua 74
4.7.10.4 Definizione dei programmi intermedi cumulati e dei programmi finali cumulati 75
4.7.10.4 bis Mancata definizione dei programmi finali cumulati 76
4.7.10.5 Saldi commerciali calcolati dal Gestore del Mercato 77
4.7.11 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato dell’energia 78
4.7.11.1 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato del giorno prima 78
4.7.11.2 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato infragiornaliero in asta 79
4.7.11.3 Mancata comunicazione dei programmi intermedi cumulati 80
4.7.11.4 Mancata comunicazione dei programmi finali cumulati (e dei programmi vincolanti provvisori intraday ID) 80
4.7.12 Obblighi informativi connessi alla partecipazione del Gestore al Mercato dell’energia 82
4.8 MODALITA’ ED OBBLIGHI DI OFFERTA SUL MERCATO PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO 82
4.8.1 Modalità di presentazione delle offerte sul Mercato per il servizio di dispacciamento 82
4.8.2 Obblighi di offerta 83
4.8.3 Esenzione dagli obblighi di offerta 85
4.8.3.1 Esenzione totale dagli obblighi di offerta 85
4.8.3.2 Esenzione parziale dagli obblighi di offerta 86
4.8.4 Contenuto e vincoli delle offerte su MSD 87
4.8.4.1 Contenuto delle offerte per la fase di programmazione 87
b.8.4.2 Vincoli di offerta per la fase di programmazione 89
4.8.4.3 Contenuto delle offerte per il Mercato di bilanciamento 91
4.8.4.4. Vincoli delle offerte per il Mercato di bilanciamento 93
4.8.4.5. Verifica dei vincoli di offerta 95
4.8.5 Vincoli di offerta per le Unità essenziali 96
4.8.5.1 Vincoli di offerta per le unità essenziali per riserva 96
4.9 FASE DI PROGRAMMAZIONE DEL MERCATO PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO 99
4.9.1 Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle unità abilitate 99
4.9.2 Definizione delle quantità valide per la fase di programmazione 100
4.9.3 Selezione delle offerte presentate per la fase di programmazione 101
4.9.3.1 Processo di costituzione dei margini di riserva 102
4.9.3.2. Procedura di selezione delle offerte 102
4.9.4 Approvvigionamento del servizio di telescatto nell’ambito della fase di programmazione 102
4.9.5 Quantità riservate, accettate e intervalli di fattibilità 103
4.9.5.2 Remunerazione delle quantità accettate 105
4.9.5.3 Definizione dei programmi vincolanti provvisori MSD 106
4.9.5.4 Comunicazione degli esiti della fase di programmazione 107
4.9.6 Programmi vincolanti provvisori Intraday (ID) 108
4.9.6.1 Determinazione dei programmi vincolanti provvisori Intraday (ID) 108
4.9.6.2 Comunicazione dei programmi vincolanti provvisori Intraday (ID) 109
4.9.7 Definizione dei programmi vincolanti provvisori intraday (ID) nel caso di mancata comunicazione degli esiti del Mercato del giorno prima e del Mercato per il servizio di dispacciamento 109
4.9.7.1 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato del giorno prima 109
4.9.7.2 Mancata comunicazione delle offerte del MSD 111
4.9.7.3 Mancata definizione e mancata comunicazione degli esiti della fase di programmazione
........................................................................................................................................ 111
4.9.8 Obblighi informativi connessi alla fase di programmazione 115
4.10 GESTIONE DELLE RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO 115
4.10.1 Obblighi di comunicazione di informazioni relative alle unità abilitate 115
4.10.2 Definizione delle quantità valide per il Mercato di bilanciamento 117
4.10.3 Gestione delle risorse per il servizio di riserva secondaria di potenza 117
4.10.4 Gestione del servizio di bilanciamento 119
4.10.4.1 Gestione delle risorse per il bilanciamento 119
4.10.4.2 Selezione delle risorse per il bilanciamento 120
4.10.5 Esiti degli scambi sulla piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione e programmi vincolanti 122
4.10.5.1 Quantità accettate sulla piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione 122
4.10.5.2 Definizione e comunicazione dei programmi vincolanti 122
4.10.5.3 Mancata determinazione dei programmi vincolanti 124
4.10.5.4 Mancata comunicazione dei programmi vincolanti 124
4.10.6 Programma Vincolante Modificato e ordini di dispacciamento 125
4.10.6.1 Ordini di dispacciamento 125
4.10.6.2 Programma Vincolante Modificato 126
4.10.7 Comunicazioni agli UdD titolari di unità di produzione abilitate 126
4.10.7.1 Comunicazione di esclusione dal bilanciamento 127
4.10.7.2 Comunicazione di limitazione della potenza minima e massima 127
4.10.8 Quantità accettate e remunerazione 128
4.10.8.1 Correzione per la mancanza di raccordo tra giorni contigui 128
4.10.9 Gestione del MB in caso di mancata comunicazione delle offerte 129
4.10.9.1 Mancata comunicazione delle offerte MB 129
4.10.10 Obblighi informativi connessi al MB 129
4.10.11 Utilizzazione per il servizio di bilanciamento di risorse approvvigionate al di fuori dei meccanismi di mercato 130
4.10.11.1 Utilizzo del servizio di interrompibilità del carico 130
4.10.11.2 Unità di produzione non abilitate 130
4.10.12 Gestione del servizio di telescatto delle UP 131
4.10.13 Gestione del servizio di riserva reattiva 131
4.10.14 Gestione dei dispositivi per il controllo della tensione 132
4.10.15 Responsabilità degli utenti del dispacciamento 133
4.10.16 Disattivazione di elettrodotti ad alta tensione in occasione di incendi boschivi 133
4.10.17 Gestione delle risorse in condizioni di mancata definizione dei programmi vincolanti o di emergenza 133
4.10.17.1 Gestione delle risorse di produzione in caso di mancata definizione dei programmi vincolanti 133
4.10.17.2 Gestione delle risorse in condizioni di emergenza 134
4.10.17.3 Attuazione del Piano di Emergenza per la Sicurezza del Sistema Elettrico 134
4.10.17.4 Attuazione del Piano di Difesa del Sistema Elettrico 135
4.10.17.5 Sospensione dell’ordine di merito 135
APPENDICE 136
A DOCUMENTAZIONE DI RIFERIMENTO 136
CAPITOLO 4 - REGOLE PER IL DISPACCIAMENTO
4.1 OGGETTO
4.1.1 Il presente capitolo disciplina:
(a) i diritti e gli obblighi posti in capo agli Utenti del Dispacciamento (UdD) per permettere al Gestore della rete di svolgere il servizio di dispacciamento nel rispetto delle prescrizioni e dei principi contenuti nelle disposizioni legislative e regolamentari vigenti;
(b) le modalità tecniche, economiche e procedurali che gli UdD sono tenuti a seguire nell’ambito del servizio di dispacciamento erogato dal Gestore della rete.
In particolare il presente capitolo definisce:
(a) Disposizioni generali in materia di:
(i) definizione, registrazione e fornitura dei dati tecnici delle unità di produzione (UP) e delle unità di consumo (UC) ai fini della partecipazione al Mercato dell’energia ed al Mercato per il servizio di dispacciamento (MSD);
(ii) criteri per la definizione degli impianti essenziali ai fini della sicurezza del Sistema elettrico nazionale (SEN);
(iii) criteri per la suddivisione in zone del SEN;
(iv) criteri per la definizione e registrazione delle UP e delle UC;
(b) la tipologia di risorse per il servizio di dispacciamento, la modalità di approvvigionamento e gestione di dette risorse ed i criteri per l’abilitazione alla loro fornitura da parte delle UP e delle UC;
(c) il processo di definizione dei programmi di immissione e prelievo dell’energia elettrica, specificando i diritti e gli obblighi degli UdD ed il flusso di informazioni fra gli UdD e il Gestore del Mercato;
(d) le modalità tecniche, economiche e procedurali che il Gestore della rete, il Gestore del Mercato e gli UdD sono tenuti a seguire per l’approvvigionamento, da parte del Gestore, delle risorse per il servizio di dispacciamento attraverso meccanismi di mercato sia nella fase di programmazione che nella fase di gestione in tempo reale;
(e) le modalità di registrazione delle UP e delle UC.
4.2 AMBITO DI APPLICAZIONE
4.2.1 Il presente capitolo si applica ai seguenti soggetti:
(i) Gestore del Mercato;
(ii) UdD;
(iii) Gestore della rete.
4.3 DISPOSIZIONI GENERALI
4.3.1 Utenti del Dispacciamento e Contratto di Dispacciamento
4.3.1.1 Utenti del Dispacciamento (UdD)
I soggetti individuati dall’articolo 4 della delibera 111/06 dell’Autorità sono tenuti a concludere un contratto per il servizio di dispacciamento con il Gestore della rete.
4.3.1.2 Contratto di Dispacciamento e requisiti
Il contratto per il servizio di dispacciamento è stipulato sulla base del modello contrattuale predisposto dal Gestore della rete nel documento A.26 di cui all’Appendice A del presente capitolo e nel rispetto delle condizioni fissate dall’Autorità.
La conclusione, direttamente o attraverso l’interposizione di un terzo, del contratto per il servizio di dispacciamento e del contratto per il servizio di trasmissione è condizione necessaria per immettere/prelevare energia elettrica nella rete.
Possono stipulare un contratto per il servizio di dispacciamento con il
Gestore della rete le società che siano in possesso dei seguenti requisiti:
i. non siano state titolari di un contratto di dispacciamento con il Gestore della rete risolto per inadempimento;
ii. non siano inadempienti rispetto ad obbligazioni di pagamento nei confronti del Gestore della rete non assistite dalle garanzie prestate ai sensi del documento A.61 “Regolamento del sistema di garanzie di cui all’articolo 49 dell’allegato A alla delibera 111/06 dell’Autorità di regolazione per Energia Reti e Ambiente”, di cui all’Appendice A del presente Capitolo, anche a seguito della relativa escussione;
iii. non abbiano amministratori in comune con società inadempienti rispetto ad obbligazioni di pagamento nei confronti del Gestore della rete o con società che siano state titolari di un contratto di dispacciamento con il Gestore della rete risolto per inadempimento;
iv. non si trovino in stato di fallimento, liquidazione coatta, concordato preventivo (anche in continuità aziendale) e non si trovino in uno stato di crisi d’impresa o di insolvenza prodromici alla dichiarazione di una delle predette condizioni.
I requisiti di cui alle precedenti lettere i, ii e iii devono essere posseduti anche dalle:
- società controllate, direttamente o indirettamente, ai sensi dell’art. 2359 c.c., dalla società che richiede la sottoscrizione del contratto di dispacciamento;
- società controllanti, direttamente o indirettamente anche in forma congiunta, la società che richiede la sottoscrizione del contratto di dispacciamento e/o collegate a quest’ultima ai sensi dell’art. 2359 c.c.;
- società sottoposte al medesimo controllo e/o alla medesima direzione e coordinamento, ai sensi degli artt. 2497 c.c. e ss, della società che richiede la sottoscrizione del contratto.
Il possesso dei requisiti di cui sopra è attestato mediante dichiarazione sostitutiva, in conformità alle disposizioni degli articoli 46 e 47 del D.P.R. n. 445/2000 e s.m.i..
I soggetti individuati dall’articolo 4 della delibera 111/06 dell’Autorità sono altresì tenuti a prestare idonee garanzie secondo quanto previsto nel documento A.61 “Regolamento del sistema di garanzie di cui all’articolo 49 dell’allegato A alla delibera 111/06 dell’Autorità di regolazione per Energia Reti e Ambiente” di cui all’Appendice A del presente Capitolo.
4.3.2 Unità di Produzione e Unità Virtuali
4.3.2.1 Criteri di raggruppamento delle sezioni per la definizione delle Unità di produzione
Una UP è costituita da una o più sezioni, raggruppate secondo le modalità di seguito definite.
a) Sezioni non alimentate da fonti rinnovabili
L’UP è costituita da una singola sezione di un impianto di produzione, ad eccezione di quanto di seguito specificato.
L’UdD ha facoltà di raggruppare in un’unica UP l’insieme delle sezioni:
- la cui potenza complessiva sia non superiore a 50 MVA, appartenenti ad un medesimo impianto di produzione, purché la relativa produzione sia riferibile ad un’unica fonte primaria di energia e ad un unico punto di immissione, o
- funzionalmente collegate ad un medesimo ciclo produttivo, come approvato dal Gestore della rete all’atto di iscrizione nel registro Gestione Anagrafica Unica degli Impianti (GAUDI’).
b) Sezioni alimentate da fonti rinnovabili e in cogenerazione
L’UP è costituita da:
(i) l’insieme delle sezioni appartenenti ad un medesimo impianto di produzione:
I. idroelettrico;
II. da fonte primaria rinnovabile di altro tipo;
III. di cogenerazione.
Purché la relativa produzione sia riferibile ad un’unica fonte primaria di energia, della medesima tipologia (programmabile/non programmabile) e ad un unico punto di immissione
Oppure
(ii) l’insieme delle sezioni di impianti idroelettrici, appartenenti alla medesima asta idroelettrica, aggregate a condizione che spostando la produzione tra le sezioni dell’insieme, non si creino congestioni di rete. Tali insiemi sono approvati dal Gestore della rete.
Ai fini della aggregazione in UP di impianti idroelettrici appartenenti alla medesima asta idroelettrica, il Gestore della rete adotta la seguente procedura:
(i) gli UdD comunicano l’elenco degli impianti idroelettrici nella propria disponibilità, le cui sezioni l’UdD stesso propone di aggregare in una unica UP;
(ii) il Gestore della rete entro 2 mesi dalla comunicazione dell’UdD:
I. verifica che gli impianti appartengano alla stessa asta idroelettrica;
II. verifica che dal punto di vista delle congestioni di rete, risulti indifferente l’allocazione delle immissioni tra gli impianti di cui è proposta l’aggregazione;
III. dà comunicazione all’UdD circa l’esito della proposta di aggregazione e procede alla registrazione nel sistema GAUDI’ della UP così costituita.
Ai fini della valutazione degli oneri di sbilanciamento, le UP costituite aggregando impianti idroelettrici in asta idroelettrica di differente tipologia (programmabile/non programmabile) sono considerate in ogni caso programmabili.
E’ facoltà del Gestore della rete richiedere che quelle sezioni di impianti idroelettrici, che svolgono specifiche funzioni nella rialimentazione del SEN, siano associati a UP distinte da quelle cui sono assegnati le altre sezioni del medesimo impianto o della medesima asta idroelettrica. Eventuali disaggregazioni saranno oggetto di studio da parte del Gestore della rete e terranno conto delle esigenze operative, prima di essere prescritte agli UdD.
4.3.2.1 bis Collegamento tra Unità di produzione termoelettriche
Un insieme di UP termoelettriche abilitate, differenti da turbogas a ciclo aperto, appartenenti al medesimo impianto di produzione, si dicono in funzionamento collegato se, per la presenza di specifiche componenti di impianto, la messa in servizio di una sola UP appartenente all’insieme (unità collegante) consente di contribuire al riscaldamento in fase di avviamento delle altre UP appartenenti all’insieme (unità collegate). Ciascuna delle UP in funzionamento collegato rimane comunque individualmente gestita.
Durante il funzionamento collegato di due UP appartenenti a tale insieme, l’unità collegata può essere avviata in tempi anche più ristretti rispetto al tempo di avviamento descritto dai propri dati tecnici, a condizione che:
(i) sia trascorso un tempo almeno pari al tempo di avviamento collegato dall’avviamento, ad una potenza almeno pari alla potenza minima, della unità collegante;
(ii) durante il periodo di tempo corrispondente al tempo di avviamento collegato, l’unità collegante sia stata mantenuta costantemente ad una produzione non inferiore alla propria potenza minima.
Ai fini della definizione dell’insieme di UP in funzionamento collegato, l’UdD comunica al Gestore della rete le UP che intende collegare, fornendo
descrizione degli interventi tecnici sull’impianto che consentono il
funzionamento collegato.
Il Gestore della rete, entro un mese dalla comunicazione dell’UdD, si riserva di approvare quanto proposto, eventualmente previa richiesta di ulteriori informazioni. Entro gli stessi termini il Gestore della rete, si riserva di richiedere prove finalizzate a verificare il buon fine degli interventi tecnici di cui sopra. Qualora le verifiche diano esito positivo, il Gestore della rete ne dà comunicazione all’UdD e lo autorizza alla registrazione nel sistema GAUDI’ dell’insieme di UP che possono essere gestite in funzionamento collegato.
Qualora una UP, precedentemente in funzionamento collegato, cessi di essere abilitata, l’UdD provvede ad escludere la UP stessa dall’insieme di UP che possono essere gestite in funzionamento collegato.
L’UdD potrà individuare per ciascun giorno di riferimento l’unità collegante, l’unità collegata, il tempo di avviamento collegato, il profilo quartorario normalizzato di rampa in funzionamento collegato secondo le modalità descritte nel documento A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico”.
4.3.2.2 Unità di Produzione rilevanti e non rilevanti
Le UP rilevanti sono le UP con potenza complessiva dei gruppi di generazione associati non inferiore a 10 MVA. Tutte le UP diverse da quelle rilevanti sono classificate come non rilevanti.
Le UP rilevanti devono dotarsi dei dispositivi necessari a garantire l’integrazione delle medesime unità nei sistemi di controllo del Gestore della rete, secondo le modalità descritte nelle Regole tecniche di connessione1 con riferimento a ciascuna tipologia di unità.
1 Cfr. a seconda del campo di applicazione, Sezioni 1B o 1C del Capitolo 1 del Codice di Rete.
Il Gestore della rete si riserva di classificare come UP non rilevanti quelle unità che, pur avendo verificato il precedente criterio, sono comunque inserite in un contesto che strutturalmente ne limita l’erogazione sulla rete a valori inferiori rispetto al valore di soglia posto per le UP rilevanti.
4.3.2.3 Unità virtuali
Le unità virtuali sono:
(a) le unità virtuali di produzione: aggregati di UP non rilevanti, nella titolarità di un unico UdD, appartenenti alla medesima zona e della stessa tipologia;
(b) le unità di importazione e le unità di esportazione caratterizzate dai punti di importazione e di esportazione, di cui alla delibera n. 111/06 dell’Autorità:
(i) il punto di importazione, ovvero il punto di immissione di un’unità di importazione, relativa ad una frontiera elettrica 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 (RTN) localizzato nella zona virtuale estera che caratterizza la frontiera elettrica alla quale l’importazione di energia elettrica si riferisce;
(ii) il punto di importazione, ovvero il punto di immissione di un’unità di importazione, relativa ad una frontiera elettrica 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;
(iii) il punto di esportazione, ovvero il punto di prelievo di un’unità di esportazione, relativa ad una frontiera elettrica appartenente ad una
rete di interconnessione, per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è un punto virtuale sulla RTN localizzato nella zona virtuale estera che caratterizza la frontiera elettrica alla quale l’esportazione di energia elettrica si riferisce;
(iv) il punto di esportazione, ovvero il punto di prelievo di un’unità di esportazione relativa ad una frontiera elettrica 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.
4.3.2.4 Punti di dispacciamento per le UP
Il punto di dispacciamento per le UP rilevanti è coincidente con il punto di immissione di energia elettrica relativo alla UP.
Il punto di dispacciamento per le UP non rilevanti è costituito dall’insieme dei punti di immissione che rispondono ai requisiti definiti nella delibera n. 111/06 dell’Autorità.
4.3.2.5 Periodo rilevante
Il periodo rilevante per le UP non abilitate al MSD è pari all’ora, mentre per le UP abilitate è pari al quarto d’ora.
4.3.2.6 Trattamento delle perdite di rete per le UP
I programmi relativi ai punti di dispacciamento in immissione per UP nonché le offerte presentate sul MSD indicano l’energia elettrica immessa in rete nel punto di immissione, aumentata di un fattore percentuale per tener conto delle perdite di energia elettrica sulle reti, limitatamente ai punti di immissione in bassa tensione (BT) e media tensione (MT), conformemente a quanto previsto dall’Allegato A alla delibera ARG/elt 107/09 dell’Autorità -
Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità’ per l’energia elettrica e il gas in ordine alla regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento (TIS).
4.3.2.7 Registro delle Unità di Produzione
a) Registrazione delle Unità di Produzione
Ciascuna UP deve essere registrata in GAUDI’.
Sono tenuti alla predetta registrazione delle UP il produttore o l’UdD da questi delegato.
Le rispettive modalità operative di registrazione sono definite dal Gestore della rete, sulla base di quanto previsto nel documento “Istruzioni Operative per il Produttore (dotato di Certificato Digitale)” e nei documenti “Istruzioni Operative per il Produttore (dotato di Userid e Password) - Registrazione degli Impianti e delle Unità di Produzione”. Entrambi i documenti sono pubblicati sul sito internet del Gestore della rete.
In particolare, ai fini della registrazione relativa alle Unità di Produzione rilevanti, l’UdD o il produttore è tenuto a dichiarare:
(i) gli estremi dell’UdD legittimato a presentare offerta per l’unità sul MSD;
(ii) i dati tecnici dei gruppi di generazione costituenti le UP, necessari al fine di consentire al Gestore della rete attendibili valutazioni del comportamento statico e dinamico del SEN. Per la descrizione di tali dati tecnici si rimanda al documento A.65 “Dati tecnici dei gruppi di generazione” di cui all’Appendice A del presente capitolo;
(iii) i dati tecnici delle UP, di cui al documento A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico”, dichiarati coerentemente con i suddetti dati tecnici relativi a gruppi di
generazione. Tali dati sono necessari ai fini della qualificazione al
Mercato dell’energia e dell’abilitazione al MSD.
Gli UdD titolari delle UP sono responsabili dell’accuratezza dei dati tecnici dichiarati in GAUDI’ e dell’eventuale loro aggiornamento successivo; in particolare, per le UP rilevanti tale aggiornamento è effettuato per il tramite della procedura “RUP dinamico” predisposta dal Gestore della rete di cui al documento A.33 “Sistema Comandi: variazione dati tecnici RUP” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
Il Gestore della rete si riserva di chiedere rettifiche e/o motivazioni a supporto dei dati tecnici registrati dall’UdD e di effettuare verifiche, ove applicabile:
(i) attraverso il confronto con i dati precedentemente acquisiti ed in proprio possesso;
(ii) in occasione di eventi di rete;
(iii) mediante ispezioni e prove richieste dal Gestore della rete caso per caso in accordo a quanto descritto al paragrafo 1B.5.12 ovvero al paragrafo 1C.5.7.2 del Capitolo 1 del Codice di Rete.
Qualora, per una UP rilevante, le verifiche diano esito negativo, l’UP viene sospesa dall’iscrizione in GAUDI’ e il Gestore della rete ne dà comunicazione all’Autorità. La sospensione è revocata a valle della rettifica dei dati la cui verifica ha dato esito negativo.
Le UP rilevanti non iscritte in GAUDI’ o la cui iscrizione sia stata sospesa non possono né partecipare al Mercato elettrico, né registrare presso il Gestore del Mercato acquisti e vendite a termine e programmi di immissione e di prelievo in esecuzione ad acquisti e vendite a termine, con riferimento alle predette unità.
Il GAUDI’ contiene in particolare:
(i) la qualificazione per la partecipazione al Mercato del giorno prima (MGP);
(ii) la qualificazione per la partecipazione a ciascuna sessione del Mercato infragiornaliero (MI);
(iii) la qualificazione per l’eventuale priorità di dispacciamento, secondo quanto previsto nella delibera 111/06;
(iv) l’abilitazione per la fornitura delle seguenti risorse per il servizio di dispacciamento, eventualmente distinte nelle modalità “a salire” e “a scendere”:
I. Risoluzione delle congestioni a programma
II. Riserva secondaria di potenza
III. Riserva terziaria di potenza
IV. Bilanciamento
Le unità abilitate si intendono anche abilitate alla presentazione di offerte di Minimo e di Spegnimento, ad eccezione delle unità idroelettriche di produzione e pompaggio.
Le sole UP abilitate di tipo termoelettrico si intendono anche abilitate alla presentazione dell’offerta di Accensione, con l’eccezione delle sole unità in cui l’immissione di energia al di sotto della propria potenza minima corrisponda esclusivamente ad una variazione dell’energia scambiata dall’unità con la rete, senza l’ingresso in parallelo di alcun gruppo di generazione associato all’unità stessa.
Le sole UP abilitate di tipo termoelettrico combinato o ripotenziato, si intendono anche abilitate alla presentazione dell’offerta di Cambio Assetto.
Con riferimento alle sole UP di tipo termoelettrico è data facoltà agli UdD di fare richiesta di esenzione dall’abilitazione alla presentazione di offerte di Spegnimento, sulla base di documentati limiti tecnici di funzionamento (ad es. connessione a cicli produttivi), che provino l’impossibilità all’esecuzione della manovra su richiesta del Gestore della rete. La richiesta di esenzione è soggetta alla valutazione del Gestore della rete.
(v) L’ammissione al meccanismo di valorizzazione del contributo alla
regolazione primaria della frequenza.
Ciascun UdD ha accesso alle informazioni relative alle UP nella propria titolarità e può variare i dati tecnici precedentemente registrati in GAUDI’.
Il Gestore della rete si riserva di chiedere rettifiche e/o motivazioni a supporto delle variazioni di dati tecnici e di effettuare le verifiche, come precedentemente indicato. In particolare, debbono essere considerate variazioni di dati tecnici registrati in GAUDI’ le variazioni dovute alla dismissione di UP o di gruppi di generazione costituenti una UP.
Il Gestore della rete si riserva la possibilità di precludere temporaneamente l’accesso a GAUDI’, allo scopo di garantire e salvaguardare il buon funzionamento tecnico ed un utilizzo efficiente dello stesso, dandone comunicazione sul proprio sito internet.
b) Registrazione delle Unità virtuali di produzione, di importazione e di esportazione
Ciascuna unità virtuale di produzione, di importazione e di esportazione deve essere registrata nel GAUDÌ, a cura del Gestore della rete.
Per le unità virtuali, il GAUDI’ riporta in particolare:
(i) la tipologia (ai sensi dell’articolo 8.2 della delibera n. 111/06 dell’Autorità);
(ii) la zona di appartenenza;
(iii) l’UdD titolare dell’unità;
(iv) la qualificazione per la partecipazione al MGP;
(v) la qualificazione per la partecipazione a ciascuna sessione del MI;
(vi) la potenza massima, per le sole unità virtuali di produzione. Tale potenza massima si definisce pari alla somma delle potenze nominali delle unità non rilevanti di cui l’unità virtuale di produzione rappresenta l’insieme, aumentate del fattore rappresentativo delle perdite sulle reti di trasmissione e di distribuzione, di cui al TIS.
c) Modalità di comunicazione di variazioni temporanee dei dati tecnici e di indisponibilità al servizio di dispacciamento di unità abilitate.
Gli UdD delle unità abilitate, limitatamente ad unità nella propria disponibilità, sono tenuti a dare comunicazione al Gestore della rete di:
(i) variazioni temporanee dei dati tecnici rispetto a quanto registrato nel GAUDI’;
(ii) indisponibilità al servizio di dispacciamento;
Qualora ricorrano le condizioni di cui al paragrafo 4.8.3 Esenzione dagli obblighi di offerta, l’UdD procede alle suddette comunicazioni accedendo alla procedura “RUP dinamico”.
Una comunicazione di variazione di dati tecnici e di indisponibilità rappresenta una richiesta di variazione, che il Gestore della rete si riserva la facoltà di non accettare.
Qualora accettata, la variazione è resa efficace entro il tempo minimo di preavviso a partire dal momento della comunicazione ovvero di presentazione della richiesta. Il tempo minimo di preavviso è definito nel documento A.60
“Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo, in cui si riporta altresì la descrizione del contenuto di tali comunicazioni. Il Gestore della rete si riserva il diritto di variare il valore del tempo minimo di preavviso, dandone comunicazione sul proprio sito internet con anticipo di almeno 24 ore.
Il Gestore della rete monitora le comunicazioni di variazioni temporanee dei dati tecnici e di disponibilità di unità abilitate, utilizzate ai fini dello svolgimento del MSD.
d) Dati tecnici delle unità abilitate e/o rilevanti
La potenza massima (minima) di una UP rilevante e/o di una unità abilitata è il valore massimo (minimo) delle potenze massime (minime) di fascia di funzionamento dichiarate per l’unità.
La semibanda di riserva secondaria di una unità abilitata è il valore massimo delle semibande di riserva secondaria di fascia di funzionamento dichiarate per l’unità.
Per dati tecnici dichiarati per l’unità si intendono i dati di cui al documento A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo) eventualmente aggiornati come descritto al punto c) (“Modalità di comunicazione di variazioni temporanee dei dati tecnici e di indisponibilità al servizio di dispacciamento di unità abilitate”) del presente paragrafo.
4.3.2.8 UP in collaudo
Ciascuna UP si considera in collaudo per un periodo non superiore a sei mesi (180 giorni) dalla data di primo parallelo alla rete, per ciascun assetto di funzionamento previsto, e comunque per un periodo complessivo non superiore ad un anno, indipendentemente dal numero di assetti di funzionamento.
4.3.3 Unità di Consumo
4.3.3.1 Unità di Consumo
Tutte le unità di consumo sono non rilevanti.
4.3.3.2 Punti di dispacciamento per Unità di Consumo
Il punto di dispacciamento per le UC non rilevanti è costituito dall’insieme dei punti di prelievo che rispondono ai requisiti definiti nella delibera n. 111/06 dell’Autorità
4.3.3.3 Periodo rilevante
Il periodo rilevante per le UC è pari all’ora.
4.3.3.4 Trattamento delle perdite di rete per le UC
I programmi relativi ai punti di dispacciamento in prelievo per UC indicano l’energia elettrica prelevata dalla rete nel punto di prelievo, aumentata di un fattore percentuale per tener conto delle perdite di energia elettrica sulle reti, conformemente a quanto previsto dal TIS.
4.3.3.5 Gestione della fase di prelievo delle UP rilevanti
A ciascuna UP rilevante dovrà essere associata una UC in corrispondenza della quale sono contabilizzati i consumi della UP quando la stessa si trovi nelle condizioni di prelevare energia elettrica dalla rete vale a dire quando tale unità si trovi in fase di avviamento, fermata o arresto prolungato con mantenimento in servizio di ausiliari, ovvero nei casi in cui i consumi di punti di prelievo siano separati dal punto di immissione.
4.3.3.6 Registro delle Unità di Consumo
Il Gestore della rete definisce una UC per ciascun UdD e per ciascuna zona per la quale il medesimo UdD risulti utente del trasporto, avvalendosi per tale attività dei dati forniti dal Gestore del SII.
Ciascuna UC viene registrata nel Registro delle unità di Consumo (RUC) a cura del Gestore della rete.
Il Gestore della rete provvede a comunicare a ciascun UdD i codici identificativi delle UC ad esso associate.
Il RUC riporta altresì la qualificazione per la partecipazione delle unità al MGP
e a ciascuna sessione del MI.
4.3.4 Capacità di immissione e prelievo
Di seguito si definiscono le capacità di immissione e di prelievo di UP, unità di importazione e di esportazione, valevoli ai fini delle registrazioni sui Conti energia a termine di acquisti e vendite a termine e di programmi C.E.T. e dello svolgimento del Mercato dell’energia.
a) Capacità di immissione delle Unità di produzione rilevanti
Ai fini delle registrazioni sui Conti energia a termine e dello svolgimento del Mercato dell’energia, la Capacità di immissione di una UP rilevante è il valore massimo delle potenze massime di controllo degli assetti corrispondenti a fasce di funzionamento, registrate in GAUDI’, di cui al documento A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
Ove per una data UP abilitata il Gestore della rete abbia determinato un intervallo di fattibilità dandone comunicazione al Gestore del Mercato, quest’ultimo, pone la Capacità di immissione della UP pari all’estremo superiore dell’intervallo di fattibilità comunicato, limitatamente alle verifiche
di congruità dell’offerta nel Mercato dell’energia per la stessa UP o per l’aggregato di punti di dispacciamento che la include.
Inoltre, il Gestore del Mercato verificherà la congruità dell’offerta nel Mercato dell’energia per la stessa UP o per l’aggregato di punti di dispacciamento che la include rispetto all’estremo inferiore dell’intervallo di fattibilità eventualmente definito dal Gestore della Rete.
b) Capacità di prelievo delle Unità idroelettriche di produzione e pompaggio rilevanti
Ai fini delle registrazioni sui Conti energia a termine e dello svolgimento del Mercato dell’energia, la Capacità di prelievo di una unità idroelettrica di produzione e pompaggio rilevante è la potenza minima dell’unità, come definita nel paragrafo 4.3.2.7 punto d.
Ove per una data unità idroelettrica di produzione e pompaggio abilitata il Gestore della rete abbia determinato un intervallo di fattibilità dandone comunicazione al Gestore del Mercato, quest’ultimo, pone la Capacità di prelievo della UP pari all’estremo inferiore dell’intervallo di fattibilità comunicato, limitatamente alle verifiche di congruità dell’offerta nel Mercato dell’energia per la stessa unità o per l’aggregato di punti di dispacciamento che la include.
c) Capacità di immissione delle unità virtuali di produzione
Ai fini delle registrazioni sui Conti energia a termine e dello svolgimento del Mercato dell’energia, la Capacità di immissione di una unità virtuale di produzione è la potenza massima dell’unità, di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto b.
d) Capacità di immissione delle unità virtuali di importazione e di esportazione
Ai fini delle registrazioni sui Conti energia a termine e dello svolgimento del Mercato dell’energia, la capacità di immissione (prelievo) di una unità virtuale di importazione (esportazione) è pari al diritto fisico di transito in importazione (esportazione) assegnato su base annuale o mensile all’UdD con riferimento alla medesima unità.
Con riferimento alle assegnazioni di capacità di importazione e di esportazione su base giornaliera o infragiornaliera, ai fini dello svolgimento del Mercato dell’energia, la capacità di immissione (prelievo) di una unità virtuale di importazione (esportazione) è pari al diritto fisico di transito in importazione (esportazione) assegnato, mediante meccanismi di assegnazione esplicita, su base giornaliera o infragiornaliera all’UdD con riferimento alla medesima unità.
4.3.5 Criteri per l’individuazione degli impianti e dei raggruppamenti di impianti essenziali
Gli impianti e i raggruppamenti di impianti essenziali sono individuati dal
Gestore della rete secondo i criteri e le tempistiche di cui alla delibera
n. 111/06 dell’Autorità.
L’elenco degli impianti essenziali è riportato nel documento A.27 “Elenco degli impianti di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
4.3.5.1 Individuazione degli impianti di produzione singolarmente essenziali
Un impianto di produzione è individuato singolarmente essenziale, ai sensi dell’articolo 63.3 comma a) della delibera n. 111/06 dell’Autorità qualora non esista alternativa al suo utilizzo ai fini del soddisfacimento del fabbisogno anche di uno solo dei servizi di dispacciamento, anche in ragione delle esigenze di indisponibilità programmate.
Con riferimento a ciascuno dei suddetti servizi di dispacciamento:
a) vengono individuati gli impianti di produzione potenzialmente atti al soddisfacimento del fabbisogno dello specifico servizio e il numero di UP, appartenenti ai suddetti impianti, strettamente necessario allo scopo, con ciascuna UP caratterizzata da un livello minimo e/o massimo di produzione idonea a soddisfare tale fabbisogno;
b) ciascun impianto di produzione viene individuato essenziale per un numero di UP pari alla differenza, se positiva, tra il suddetto fabbisogno e il numero di UP, di cui al punto precedente, appartenenti agli altri impianti di produzione.
Il Gestore della rete dà comunicazione a ciascun UdD degli impianti essenziali di propria competenza. L’UdD, qualora non intenda avvalersi delle modalità alternative per l’assolvimento degli obblighi di cui all’articolo 65.bis della delibera n. 111/06 dell’Autorità, dà comunicazione preliminare al Gestore della rete, delle UP appartenenti all’impianto essenziale con cui intende soddisfare la condizione di essenzialità.
In mancanza della suddetta comunicazione da parte dell’UdD, il Gestore della rete segnala tale mancanza all’Autorità e considera essenziali tutte le UP appartenenti ai suddetti impianti.
4.3.5.2 Individuazione dei raggruppamenti di impianti di produzione essenziali ai fini della sicurezza
Un raggruppamento di impianti di produzione è individuato essenziale, ai sensi dell’articolo 63.3 comma b) della delibera n. 111/06 dell’Autorità con riferimento al servizio di riserva, qualora in sua assenza non sia possibile soddisfare il fabbisogno dello specifico servizio.
Il Gestore della rete individua gli assetti di funzionamento del SEN sulla base dei quali vengono determinati i raggruppamenti di impianti essenziali, anche in base alle seguenti dimensioni: aggregati di zone (e.g., Continente, Sicilia,
Sardegna), alto/basso carico, alta/bassa disponibilità di elementi di rete e di capacità di produzione.
Con riferimento a ciascun assetto di funzionamento del SEN, viene riconosciuta una condizione di essenzialità per riserva secondaria di potenza, qualora non sia possibile soddisfarne il fabbisogno in assenza della capacità di riserva secondaria di potenza nella titolarità di un UdD. Per il medesimo assetto di funzionamento del SEN, con riferimento allo stesso UdD si definisce una capacità essenziale di riserva secondaria di potenza pari alla differenza tra il fabbisogno di riserva secondaria di potenza e la capacità di riserva secondaria di potenza nella titolarità degli altri UdD.
Per capacità di riserva secondaria di potenza di un UdD su un aggregato di zone, si intende la somma della semibanda di riserva secondaria delle UP abilitate nella sua titolarità, localizzate nell’aggregato di zone; per semibanda di riserva secondaria di una unità, a tali fini, si intende il valore massimo di semibanda di riserva secondaria associata alle fasce di funzionamento dell’UP, come registrate in GAUDI’.
Con riferimento a ciascun assetto di funzionamento del SEN, viene riconosciuta una condizione di essenzialità per riserva terziaria di sostituzione, qualora in assenza della capacità produttiva disponibile nella titolarità di un UdD non sia possibile soddisfare la somma del fabbisogno di energia e del fabbisogno di riserva di sostituzione. Per il medesimo assetto di funzionamento del SEN, con riferimento allo stesso UdD si definisce una capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione pari alla differenza tra:
▪ la somma del fabbisogno di energia e del fabbisogno di riserva di sostituzione e
▪ la somma della capacità produttiva disponibile nella titolarità degli altri UdD
e dell’importazione di energia elettrica dalle aree contigue.
Ai fini dell’individuazione della capacità essenziale per riserva terziaria di sostituzione, la valutazione della capacità produttiva disponibile e della importazione di energia elettrica dalle aree contigue viene effettuata dal Gestore della rete sulla base del metodo e delle ipotesi specifiche riportate nel documento A.31 “Procedura per l’individuazione della capacità essenziale di riserva terziaria” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
Con riferimento a ciascun assetto di funzionamento del SEN, viene riconosciuta una condizione di essenzialità per riserva pronta, qualora non sia possibile soddisfarne il fabbisogno in assenza di capacità di riserva terziaria pronta nella titolarità di un UdD.
Per il medesimo assetto di funzionamento, con riferimento ad un UdD, si definisce una capacità essenziale per riserva pronta pari alla differenza tra la somma del fabbisogno di riserva pronta a salire e a scendere e la capacità di riserva pronta nella titolarità degli altri UdD, sulla base del metodo riportato nel documento A.31 “Procedura per l’individuazione della capacità essenziale di riserva terziaria” di cui all’Appendice A del presente capitolo. A tal fine i valori di fabbisogno di riserva pronta a scendere sono uguali ai valori del fabbisogno di riserva pronta a salire.
Il Gestore della rete dà comunicazione a ciascun UdD per la parte di competenza, della capacità essenziale di riserva secondaria di potenza e di riserva terziaria di sostituzione e pronta. L’UdD, qualora non intenda avvalersi delle modalità alternative per l’assolvimento degli obblighi di cui all’articolo 65.bis della delibera n. 111/06 dell’Autorità, dà comunicazione al Gestore della rete delle UP costituenti i raggruppamenti di impianti essenziali con cui intende soddisfare la capacità essenziale di riserva secondaria di potenza e di riserva terziaria di sostituzione e pronta.
In mancanza della suddetta comunicazione da parte dell’UdD, il Gestore della rete segnala tale mancanza all’Autorità e iscrive all’elenco degli impianti essenziali le UP nella titolarità dell’UdD, a partire da quelle con tecnologia
caratterizzata da costi variabili più bassi, fino a concorrenza della capacità essenziale per servizi di riserva.
4.3.6 Suddivisione della rete rilevante in zone
Il Gestore della rete suddivide la rete rilevante in zone coerentemente ai requisiti descritti nel Regolamento 2015/1222 della Commissione Europea, del 24 luglio 2015 (CACM), contenente le linee guida ed i criteri da adottare nell’ambito dei processi di revisione delle configurazioni zonali.
La metodologia adottata nello studio per la revisione della configurazione zonale, le diverse configurazioni analizzate e la conseguente suddivisione della rete rilevante in zone è approvata dall’Autorità e pubblicata dal Gestore della rete nel documento A.24 “Individuazione zone della rete rilevante” di cui all’Appendice A del presente capitolo, nonché inviata per conoscenza al MISE.
Il Gestore della rete pubblica sul proprio sito internet, entro il 30 settembre di ogni anno, la previsione dei limiti di trasporto tra le zone, differenziate per i diversi periodi dell’anno, nonché le ipotesi e le metodologie adottate per la previsione stessa.
4.4 RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO
Per perseguire la gestione in sicurezza del SEN e allo stesso tempo la qualità del servizio di dispacciamento, il Gestore della rete si avvale delle risorse descritte nella presente sezione. Le modalità per l’approvvigionamento di risorse di dispacciamento nell’ambito di progetti pilota ai sensi della delibera 300/2017/R/eel sono disciplinate negli appositi Regolamenti predisposti ai sensi della medesima delibera e approvati dall’Autorità.
4.4.1 Risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione
4.4.1.1 Caratteristiche del servizio
Il Gestore della rete utilizza le risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione allo scopo di eliminare le congestioni sulla rete rilevante generate dai programmi intermedi cumulati utilizzati come programma di riferimento per la sottofase della fase di programmazione.
La risoluzione delle congestioni in fase di programmazione si articola nella modalità “a salire” e “a scendere”.
Al fine della risoluzione delle congestioni in fase di programmazione, qualora una unità risulti abilitata solamente nella modalità “a salire” (“a scendere”), l’unità potrà esclusivamente incrementare l’immissione o ridurre il prelievo (ridurre l’immissione o incrementare il prelievo) rispetto al proprio programma di riferimento. La fornitura di risorse a tal fine da parte di una UP abilitata al servizio consiste nella disponibilità ad accettare modifiche, in incremento per la modalità “a salire” o in diminuzione per la modalità “a scendere”, ai propri programmi di riferimento.
4.4.1.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse
Sono escluse dalla fornitura di risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione le UP rilevanti che soddisfano le seguenti condizioni:
(a) non sono connesse ad una rete di trasmissione con obbligo di connessione di terzi, in quanto non efficaci ai fini del servizio richiesto;
(b) rientrano tra le UP in collaudo, secondo quanto previsto al paragrafo
4.3.2.8 UP in collaudo, in quanto non pienamente in grado di modulare efficacemente e prevedibilmente la propria produzione.
Sono abilitate alla fornitura di risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione le UP rilevanti non escluse dalla fornitura e che soddisfano le seguenti condizioni:
(c) non sono UP alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, in quanto in generale tali unità non sono in grado di modulare efficacemente e prevedibilmente la propria produzione;
(d) sono in grado di variare, in aumento o decremento, la propria immissione di almeno 10 MW entro 15 minuti dall’inizio della variazione, affinché il contributo dell’UP alla rimozione della congestione sia significativo e compatibile con i tempi stabiliti per la rimozione delle congestioni;
(e) limitatamente alle UP idroelettriche, il rapporto tra l’energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell’unità è almeno pari a 4 ore.
Con riferimento alle UP CIP6/92 e alle UP funzionalmente connesse a cicli produttivi, incluse le UP di cogenerazione, che hanno titolo ad essere abilitate alla fornitura delle risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione, è data facoltà agli UdD di presentare richiesta di esenzione dall’abilitazione alla fornitura delle risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione, sulla base di convenzioni in essere ovvero di documentati limiti tecnici di funzionamento, che provino l’impossibilità alla modulazione della produzione su richiesta del Gestore della rete. La richiesta di esenzione è soggetta alla valutazione del Gestore della rete.
4.4.1.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura
Il Gestore della rete si approvvigiona delle risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione, nel MSD, contestualmente al processo di definizione dei programmi vincolanti.
Gli UdD delle UP abilitate alla fornitura di risorse per la risoluzione delle
congestioni in fase di programmazione hanno l’obbligo di:
(a) rendere completamente disponibile, in via esclusiva, al Gestore della rete l’utilizzo dei margini residui rispetto alla potenza massima e rispetto all’azzeramento dell’immissione o rispetto alla potenza minima nel caso di unità esentate dalla presentazione di offerta di Spegnimento di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto a), a valle della definizione dei programmi intermedi cumulati;
(b) comunicare al Gestore della rete, entro i termini temporali di cui al paragrafo 4.9.1 Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle unità abilitate, temporanee variazioni dei propri dati tecnici e di indisponibilità al servizio di dispacciamento, secondo le modalità descritte nel paragrafo 4.3.2.7 punto c;
(c) presentare offerta sul MSD, secondo le modalità ed i vincoli di cui al paragrafo 4.8.4 Contenuto e vincoli delle offerte su MSD. Gli UdD sono esentati dall’obbligo qualora ricorrano le condizioni elencate nel paragrafo 4.8.3 Esenzione dagli obblighi di offerta.
4.4.2 Risorse per la riserva primaria
4.4.2.1 Caratteristiche del servizio
Il Gestore della rete utilizza le risorse per la riserva primaria di potenza allo scopo di correggere automaticamente gli squilibri istantanei tra produzione totale e fabbisogno totale dell’intero sistema elettrico europeo interconnesso, mediante l’intervento dei regolatori di velocità delle turbine dei generatori asserviti, in risposta alle variazioni di frequenza. La funzione di riserva primaria di potenza è svolta contemporaneamente da tutti i gruppi di generazione in parallelo sul sistema interconnesso europeo. L’azione
correttiva esercitata dalla riserva primaria di potenza non consente di annullare gli scarti di frequenza.
La riserva primaria di potenza deve essere continuamente disponibile e deve essere distribuita all’interno del SEN il più uniformemente possibile, in modo che la sua azione sia indipendente dall’origine dello squilibrio e dalla distribuzione momentanea delle produzioni e dei carichi.
La fornitura di risorse per la riserva primaria di potenza consiste nel rendere disponibile al Gestore una banda di capacità di produzione di energia elettrica asservita ad un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare la potenza erogata dal medesimo gruppo di generazione, sia in incremento che in decremento, in risposta ad una variazione di frequenza.
4.4.2.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse
La riserva primaria di potenza è fornita esclusivamente dalle UP.
Una UP è idonea alla fornitura della riserva primaria di potenza se lo è almeno uno dei gruppi di generazione associati all’unità.
Sono idonei alla fornitura della riserva primaria di potenza i gruppi di generazione sincroni che soddisfano i requisiti tecnici contenuti nel Capitolo 1 del Codice di rete, paragrafi 1B.5.6.1 e 1B.5.7 ovvero paragrafi 1C.5.3.3 e 1C.5.3.4.
Gli impianti a fonte rinnovabile di tipo eolico e fotovoltaico devono fornire supporto durante i transitori di frequenza, secondo quanto previsto negli Allegati A.17 ed A.68 di cui all’Appendice A del presente Capitolo.
4.4.2.3 Obblighi di fornitura
Gli UdD di tutte le UP idonee hanno l’obbligo di fornire le risorse per la riserva primaria di potenza secondo quanto prescritto nell’Allegato A.15
“Partecipazione alla regolazione di frequenza e frequenza/potenza” di cui all’Appendice A del presente Capitolo.
A tal fine:
(a) nella zona Sardegna, l’UdD deve rendere disponibile una banda di regolazione non inferiore a ±10% della potenza efficiente di ciascun gruppo di generazione idoneo costituente l’UP;
(b) nelle altre zone, l’UdD deve rendere disponibile una banda di regolazione non inferiore a ±1,5% della potenza efficiente di ciascun gruppo di generazione idoneo costituente l’UP;
(c) nelle zone appartenenti alla regione Sicilia, deve essere resa disponibile una banda di regolazione non inferiore a ±10% della potenza efficiente di ciascun gruppo di generazione idoneo costituente l’UP, nei periodi orari in cui è prevista l’apertura dell’interconnessione con il Continente.
La banda di regolazione primaria potrà essere ridistribuita tra i gruppi di generazione idonei costituenti l’UP, con le seguenti modalità:
a) per le UP di tipo termoelettrico tradizionale o ripotenziato costituite da più gruppi di generazione, la minima riserva primaria obbligatoria dovrà essere calcolata con riferimento alla potenza efficiente dell’assetto dell’UP; è possibile ridistribuire la banda di regolazione tra i gruppi di generazione costituenti l’UP, fermo restando il totale complessivamente calcolato per l’assetto;
b) per i moduli a ciclo combinato, se la turbina a vapore non partecipa alla regolazione primaria , la minima riserva primaria obbligatoria dovrà essere elaborata dalla sola sezione turbogas e calcolata con riferimento alla potenza efficiente dell’assetto dell’UP; nel caso di moduli a ciclo combinato costituiti da due turbogas associati ad un’unica turbina a vapore, è possibile scegliere, in caso di funzionamento con entrambi i turbogas, di fornire la riserva
primaria complessiva solo con un gruppo turbogas, oppure ripartire la riserva totale tra le due macchine;
c) per le UP idroelettriche la prestazione in regolazione primaria deve essere rapportata alla potenza risultante dal numero dei generatori in servizio, se l’UP è costituita da più generatori.
Gli UdD titolari di unità di produzione cui appartengono gruppi di generazione idonei, sono tenuti alla registrazione in GAUDI’ di dati tecnici di potenza massima e minima di assetti e fasce di funzionamento (definizioni nell’allegato A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo), conformemente agli obblighi di fornitura del servizio di riserva primaria e, in particolare, facendo riferimento alla condizione di cavo di interconnessione chiuso per le UP localizzate nella regione Sicilia.
Qualora l’UdD di una UP idonea non sia in grado di garantire la fornitura del servizio, per le motivazioni di cui all’allegato A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo, detto UdD deve comunicare tempestivamente al Gestore della rete la previsione di durata della indisponibilità, che comunque dovrà essere risolta nel più breve tempo possibile.
L’UdD procede alla suddetta comunicazione accedendo alla procedura “RUP dinamico” predisposta dal Gestore della rete, secondo le modalità descritte nell’allegato A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
L’UdD successivamente, e non oltre 15 giorni dalla comunicazione di cui sopra, fornisce al Gestore della rete evidenza tecnica dei problemi dichiarati.
Qualora il Gestore della rete verifichi per la riserva primaria, da parte di una
UP idonea e non esentata, la mancata fornitura delle risorse o l’assenza di
evidenza tecnica o la durata fuori della norma o la frequenza fuori della norma, ne dà comunicazione all’Autorità per i relativi provvedimenti di competenza nei confronti dell’UdD.
4.4.2.4 Corrispettivo sostitutivo del servizio
Le UP non idonee e quelle idonee ma temporaneamente non in grado di rispettare l’obbligo di fornitura, sono tenute al versamento del contributo sostitutivo, definito dall’Autorità secondo le modalità di cui all’articolo 68 della delibera 111/06.
4.4.2.5 Meccanismo facoltativo di remunerazione del contributo alla regolazione primaria di frequenza
Possono essere ammesse al meccanismo di remunerazione del contributo alla regolazione primaria di frequenza, le UP, idonee alla fornitura di risorse per la riserva primaria, per le quali risultino soddisfatte le condizioni per l’ammissione da parte del Gestore della rete contenute nell’Allegato A.73 “Specifiche tecniche per la verifica e valorizzazione del servizio di regolazione primaria di frequenza” di cui all’Appendice A al presente capitolo. I relativi oneri, inclusi quelli di installazione delle apparecchiature, di certificazione ed eventuale modifica dell’impianto di produzione, sono a carico dell’UdD titolare dell’UP.
Al riguardo si precisa che:
• L’UdD titolare di UP ammesse al suddetto meccanismo di remunerazione è responsabile del corretto funzionamento dell’apparecchiatura installata, nonché della veridicità ed accuratezza dei dati comunicati al Gestore della rete, relativi al calcolo dell’energia associata, e di tutti gli obblighi indicati nell’Allegato A.73;
• Il Gestore della rete si riserva la facoltà di eseguire i controlli e le verifiche secondo le modalità descritte nell’Allegato A.73;
• Nell’ambito dei controlli e delle verifiche di cui al precedente punto, l’UdD titolare di UP ammesse al suddetto meccanismo di remunerazione è tenuto a consentire al Gestore della rete l’effettuazione di test da remoto per la verifica della presenza del servizio di regolazione primaria secondo quanto specificato nell’Allegato A.73.
L’ammissione al meccanismo di valorizzazione del contributo alla regolazione primaria di frequenza avviene secondo le seguenti modalità:
- l’UdD interessato presenta tramite il portale GAUDI’ la richiesta di ammissione per ogni UP, fornendo al Gestore della rete i parametri necessari alla sua caratterizzazione e la certificazione da parte di un istituto accreditato secondo quanto previsto nell’Allegato A.73; il Gestore della rete verifica la documentazione ricevuta e comunica all’UdD, tramite il portale GAUDI’, la data a partire dalla quale è effettiva l’ammissione al meccanismo di valorizzazione del contributo alla regolazione primaria di frequenza per ogni singola UP, ovvero le motivazioni per le quali l’UP non può essere ammessa al suddetto meccanismo;
- nel caso in cui il Gestore della rete riscontri una condotta non conforme o in caso di esito negativo dei test effettuati ai sensi dell’Allegato A.73, il Gestore della rete revoca l’ammissione dell’UdD al suddetto meccanismo. In tali casi, l’UdD può ripresentare la richiesta di ammissione solo una volta decorsi 365 giorni da tali riscontri.
4.4.3 Risorse per la riserva secondaria di potenza
4.4.3.1 Caratteristiche del servizio
Il Gestore della rete utilizza le risorse per la riserva secondaria di potenza, o regolazione secondaria della frequenza/potenza, per compensare gli
scarti tra fabbisogno e produzione del SEN, riportando quindi gli scambi di potenza alla frontiera ai valori di programma, e contribuendo, di conseguenza, al ristabilimento della frequenza europea.
Questa funzione automatica è eseguita da un regolatore centralizzato presente nel sistema di controllo in linea del Gestore della rete. La Sardegna normalmente e la Sicilia quando non in sincronismo con il Continente, effettuano localmente la funzione di riserva secondaria di potenza.
La fornitura di risorse per la riserva secondaria di potenza da parte degli
UdD consiste:
(a) nella fase di programmazione o nella fase di gestione in tempo reale, nel rendere autonomamente disponibile la semibanda di riserva secondaria nei programmi intermedi cumulati dell’UP abilitata o nella disponibilità ad accettare modifiche a tali programmi allo scopo di renderla disponibile;
(b) nella fase di gestione in tempo reale, nell’asservire la banda di riserva secondaria ad un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare l’immissione di energia elettrica del medesimo gruppo di generazione sulla base del segnale di livello elaborato ed inviato dal Gestore della rete.
4.4.3.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse
Le risorse per la riserva secondaria di potenza sono fornite da UP abilitate al servizio.
Le UP abilitate a fornire risorse per la riserva terziaria di potenza, come descritto al successivo paragrafo 4.4.4.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse, sono abilitate anche a fornire riserva secondaria di potenza secondo quanto prescritto nell’Allegato A.15 “Partecipazione alla regolazione
di frequenza e frequenza/potenza” di cui all’Appendice A del presente Capitolo, se:
(a) almeno un gruppo di generazione associato all’UP è conforme con quanto indicato al paragrafo 4.4.2;
(b) l’UP è equipaggiata con apposito apparato di elaborazione del segnale di livello trasmesso dal Gestore della rete;
(c) l’UP mette a disposizione del Gestore della rete il telesegnale di stato della regolazione secondaria di frequenza;
(d) l’UdD dell’UP ha indicato in GAUDI’ almeno un assetto (definizione nel documento A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo) con banda di riserva secondaria maggiore della quantità minima definita dal Gestore della rete:
(i) il ±15% della potenza massima dell’assetto, per le UP idroelettriche;
(ii) il maggiore tra ±10 MW e il ±6% della potenza massima dell’assetto, per le UP termoelettriche.
4.4.3.3 Approvvigionamento delle risorse
Il Gestore della rete si approvvigiona delle risorse per la riserva secondaria di potenza per il tramite del MSD.
4.4.3.4 Obblighi di fornitura
Gli UdD delle UP abilitate alla fornitura di risorse per la riserva secondaria di potenza hanno l’obbligo di:
(a) rendere completamente disponibile, in via esclusiva, al Gestore della rete il servizio di riserva secondaria di potenza. Sono esentati
dall’obbligo gli UdD delle UP per cui ricorrano le condizioni elencate nel paragrafo 4.8.3 Esenzione dagli obblighi di offerta;
(b) comunicare al Gestore della rete, ai fini della definizione dei programmi vincolanti ed entro i termini temporali di cui al paragrafo 4.9.1 Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle UP abilitate, temporanee variazioni o indisponibilità relativamente al servizio di riserva secondaria di potenza, secondo le modalità descritte nel
paragrafo 4.3.2.7 punto c;
(c) nella fase di gestione in tempo reale, asservire al dispositivo di
regolazione:
(i) autonomamente, la semibanda di riserva secondaria per la quale sono stati selezionati, con riferimento a ciascun periodo rilevante della giornata;
ovvero
(ii) la semibanda di riserva secondaria, per la quale non sono stati selezionati nella fase di programmazione, qualora richiesto dal Gestore della rete secondo le modalità descritte nel documento
A.23 “Procedura di selezione delle risorse nel Mercato di bilanciamento” di cui all’Appendice A del presente capitolo;
(d) comunicare al Gestore della rete, in tempo reale, temporanee variazioni o indisponibilità relativamente al servizio di riserva secondaria di potenza, secondo le modalità descritte nel paragrafo 4.3.2.7 punto c.
Il Gestore della rete comunica agli UdD delle UP selezionate per il servizio di riserva secondaria di potenza la semibanda di riserva secondaria assegnata, secondo le modalità descritte nel paragrafo 4.9.6.1 (“Comunicazione dei programmi finali cumulati”).
4.4.4 Risorse per la riserva terziaria di potenza
4.4.4.1 Caratteristiche del servizio
Il Gestore della rete utilizza le risorse per la riserva terziaria di potenza allo scopo di costituire opportuni margini rispetto alla potenza minima o massima nei programmi in esito a MSD delle UP abilitate.
Tali margini, predisposti durante la fase di programmazione o nella fase di gestione in tempo reale o, con riferimento alla riserva terziaria di sostituzione a salire anche, in via eccezionale, nella fase preliminare al MGP di cui all’Allegato A.77 al Codice di Rete, sono eventualmente attivati:
- tramite la partecipazione alla Piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento da riserva di sostituzione di cui all’art. 19 del Regolamento (EU) 2017/2195 (di seguito: Piattaforma RR), o
- in tempo reale con l’invio di ordini di dispacciamento
nel contesto del servizio di bilanciamento, e non per mezzo di meccanismi di regolazione automatica, come nel caso della riserva primaria di potenza e della riserva secondaria di potenza.
La riserva terziaria di potenza si articola nella modalità “a salire” e “a scendere”.
I margini di riserva costituiti su una unità dovranno avere verso congruente a quello della modalità cui l’unità stessa è abilitata.
Al fine di costituire detti margini di riserva, qualora una unità risulti abilitata alla fornitura di risorse per la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione solamente nella modalità “a salire” (“a scendere”), l’unità potrà esclusivamente incrementare l’immissione o ridurre il prelievo (ridurre
l’immissione o incrementare il prelievo) rispetto al proprio programma intermedio cumulato.
L’erogazione del servizio di riserva terziaria di potenza a salire (a scendere) consiste nella presenza di margini nei programmi in esito a MSD che consentano, nel contesto del servizio di bilanciamento, l’aumento dell’immissione o la riduzione del prelievo (la riduzione dell’immissione o l’aumento del prelievo) di energia elettrica da parte di una UP, in quantità corrispondente al margine, entro il tempo di attivazione e per la durata definiti dal Gestore della rete per ciascuna delle seguenti tipologie di riserva:
(a) Riserva Pronta a salire, pari all’incremento di immissione o al decremento di prelievo che può essere effettuato entro 15 minuti dalla richiesta del Gestore della rete. Questa riserva ha lo scopo di ricostituire la banda di riserva secondaria di potenza entro i tempi previsti dalla normativa ENTSO-E e di mantenere il bilancio di sistema in caso di variazioni rapide di fabbisogno (a titolo esemplificativo, rampa di presa di carico) con requisiti di velocità e continuità.
(b) Riserva Rotante a salire (a scendere), pari all’incremento di immissione o al decremento di prelievo (all’incremento di prelievo o al decremento di immissione) che può essere effettuato entro 15 minuti dalla richiesta del Gestore della rete e che può essere sostenuto per almeno 120 minuti. Questa riserva ha lo scopo di ricostituire la banda di riserva secondaria di potenza e la riserva terziaria pronta.
(c) Riserva di Sostituzione a salire (a scendere), pari all’incremento di immissione o al decremento di prelievo (all’incremento di prelievo o al decremento di immissione) che può essere effettuato entro 120 minuti dalla richiesta del Gestore della rete e che può essere sostenuto senza limitazioni di durata. Questa riserva ha lo scopo di ricostituire la riserva terziaria rotante a fronte di scostamenti del fabbisogno, dell’immissione
di fonti rinnovabili non programmabili, di avarie dei gruppi di generazione la cui durata sia di qualche ora.
I margini di riserva terziaria di potenza a salire debbono essere costituiti nei programmi in esito a MSD di:
(a) UP abilitate in parallelo con la rete ma non eroganti la massima potenza;
(b) UP abilitate in grado di sincronizzarsi con la rete nei tempi congruenti a quelli della tipologia di riserva considerata.
I margini di riserva terziaria di potenza a scendere debbono essere costituiti nei programmi in esito a MSD di:
(a) UP abilitate in parallelo con la rete ma non eroganti la minima potenza;
(b) UP abilitate in grado di azzerare le proprie immissioni in tempi congruenti a quelli della tipologia di riserva considerata.
La fornitura di risorse ai fini della riserva terziaria di potenza da parte degli
UdD consiste:
(a) nella disponibilità ad accettare modifiche ai programmi intermedi cumulati dell’UP abilitata allo scopo di costituire margini di riserva terziaria di potenza;
(b) nel rendere autonomamente disponibili margini rispetto alla potenza massima o minima nei programmi finali cumulati delle UP abilitate.
4.4.4.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse
Le UP abilitate a fornire risorse per il bilanciamento, come descritto al successivo paragrafo 4.4.5.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse, sono anche abilitate a fornire riserva terziaria di potenza con una data tipologia, tra quelle definite al paragrafo 4.4.4.1 Caratteristiche del servizio, nella modalità “a salire” (“a scendere”) se:
(a) sono in grado di variare, in incremento (in decremento), la propria immissione di almeno 10 MW dall’arrivo di un ordine di dispacciamento entro un tempo congruente con la tipologia di riserva considerata;
(b) sono in grado di sostenere tale incremento (decremento), per una durata congruente con quella della tipologia di riserva considerata;
(c) limitatamente alla riserva pronta, sono in grado di variare in incremento (decremento) la propria immissione con un gradiente almeno pari a 50 MW/min e sono caratterizzate da tempi di cambio assetto in aumento (decremento) inferiori ad 1 ora,
ove per gradiente si intende il massimo gradiente in aumento (diminuzione) degli assetti di funzionamento associati a fasce valide e per tempo di cambio assetto in aumento (diminuzione) si intende il massimo tempo di cambio assetto in aumento (diminuzione) degli assetti di funzionamento associati a fasce valide.
Con riferimento alle UP CIP6/92 e alle UP funzionalmente connesse a cicli produttivi, incluse le UP di cogenerazione, che hanno titolo ad essere abilitate alla fornitura delle risorse per la riserva terziaria di potenza,, è data facoltà agli UdD di presentare richiesta di esenzione dall’abilitazione alla fornitura delle risorse per la riserva terziaria di potenza, sulla base di convenzioni in essere ovvero di documentati limiti tecnici di funzionamento, che provino l’impossibilità alla modulazione della produzione su richiesta del Gestore della rete. La richiesta di esenzione è soggetta alla valutazione del Gestore della rete.
4.4.4.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura
Il Gestore della rete si approvvigiona, delle risorse per la riserva terziaria di potenza contestualmente al processo di selezione delle risorse per la fase di
programmazione di MSD o al processo di selezione delle risorse per il
bilanciamento, secondo le modalità descritte nei paragrafi 4.9.3 e 4.10.4.2.
Il Gestore della rete si approvvigiona delle risorse per la riserva terziaria di sostituzione a salire anche, in via eccezionale, nella fase preliminare al MGP di cui all’Allegato A.77 al Codice di Rete.
Gli UdD delle UP abilitate alla fornitura di risorse per la riserva terziaria di potenza hanno l’obbligo di:
(a) installare presso il punto di controllo fisico dell’unità gli strumenti software forniti o individuati dal Gestore della rete per la ricezione degli ordini di dispacciamento, descritti nel documento A.36 “Modalità di invio degli ordini di dispacciamento” di cui all’Appendice A del presente capitolo;
(b) installare presso il punto di controllo fisico dell’unità un sistema di comunicazione telefonico da utilizzare anche in caso di indisponibilità del sistema informatico per il ricevimento degli ordini di dispacciamento;
(c) rendere completamente disponibile, in via esclusiva, al Gestore della rete l’utilizzo dei margini residui rispetto alla potenza massima e rispetto all’azzeramento dell’immissione o rispetto alla potenza minima nel caso di unità esentate dalla presentazione di offerta di Spegnimento di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto a), a valle della definizione dei programmi intermedi cumulati;
(d) comunicare al Gestore della rete, ai fini della definizione dei programmi vincolanti ed entro i termini temporali di cui alla sezione 4.9.1 (“Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle UP abilitate”), temporanee variazioni o indisponibilità relativamente al servizio di bilanciamento, secondo le modalità descritte nel paragrafo 4.3.2.7 punto c;
(e) presentare offerta sul MSD, secondo le modalità ed i vincoli di cui alla sezione 4.8.4. Gli UdD sono esentati dall’obbligo qualora ricorrano le condizioni elencate nella sezione 4.8.3.
4.4.5 Risorse per il bilanciamento
4.4.5.1 Caratteristiche del servizio
Il Gestore della rete utilizza le risorse per il bilanciamento per:
(a) il mantenimento dell’equilibrio tra le immissioni ed i prelievi di energia elettrica;
(b) la risoluzione di congestioni di rete;
(c) il ripristino dei corretti margini di riserva secondaria di potenza.
Per il servizio di bilanciamento il Gestore della rete:
(a) attiva le risorse approvvigionate per la riserva terziaria di potenza;
(b) accetta in tempo reale le offerte delle UP abilitate al bilanciamento
presentate sul MSD
(c) partecipa alla Piattaforma RR.
La fornitura di risorse ai fini del bilanciamento da parte degli UdD consiste nel modificare la propria immissione o prelievo rispetto ai propri programmi finali cumulati.
Il servizio di bilanciamento si distingue in:
(a) Bilanciamento “a salire”: incremento dell’immissione o riduzione del prelievo rispetto al proprio programma finale cumulato;
(b) Bilanciamento “a scendere”: riduzione dell’immissione o incremento del prelievo rispetto al proprio programma finale cumulato.
Qualora una unità risulti abilitata alla fornitura di bilanciamento solamente “a salire” (“a scendere”), si intende che per l’unità:
(i) sarà possibile incrementare l’immissione o ridurre il prelievo (ridurre l’immissione o incrementare il prelievo) rispetto al programma finale cumulato;
(ii) sarà possibile ridurre l’immissione o incrementare il prelievo (incrementare l’immissione o ridurre il prelievo) rispetto al programma finale cumulato, sino a concorrenza con il programma di riferimento qualora questo risulti inferiore (superiore) al predetto programma.
4.4.5.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse
Sono escluse dalla fornitura di risorse per il servizio di bilanciamento le UP
rilevanti che soddisfano le seguenti condizioni:
(a) non sono connesse ad una rete di trasmissione con obbligo di connessione di terzi, in quanto non efficaci ai fini del servizio richiesto;
(b) rientrano tra le UP in collaudo, secondo quanto previsto al paragrafo
4.3.2.8 UP in collaudo in quanto non pienamente in grado di modulare efficacemente e prevedibilmente la propria produzione.
Sono abilitate alla fornitura di risorse per il bilanciamento le UP rilevanti non escluse dalla fornitura e che soddisfano le seguenti condizioni:
(a) non sono UP alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, in quanto in generale non in grado di modulare efficacemente e prevedibilmente la propria produzione;
(b) sono in grado di iniziare a variare, in aumento o in decremento, la propria immissione entro 5 minuti dall’inizio della variazione richiesta tramite un ordine di dispacciamento, qualora già sincronizzate con la rete;
(c) sono in grado di variare, in aumento o decremento, la propria immissione di almeno 3 MW entro 15 minuti dall’arrivo di un ordine di dispacciamento;
(d) limitatamente alle UP idroelettriche, il rapporto tra l’energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell’unità è almeno pari a 4 ore;
(e) il punto di controllo fisico dell’UP è presidiato ed in grado di eseguire
ordini di dispacciamento 24 ore su 24 e 7 giorni su 7.
Si noti che il limite di cui al punto (c) è meno restrittivo di quello omologo previsto per la riserva terziaria di potenza al fine di consentire l’utilizzo in tempo reale di ulteriori risorse rispetto a quelle di riserva terziaria di potenza, contribuendo a consentire di ristabilire le condizioni di sicurezza del SEN in situazioni con risorse limitate.
Con riferimento alle UP CIP6/92 e alle UP funzionalmente connesse a cicli produttivi, incluse le UP di cogenerazione, che hanno titolo ad essere abilitate alla fornitura delle risorse per il bilanciamento, è data facoltà agli UdD di presentare richiesta di esenzione dall’abilitazione alla fornitura delle risorse per il bilanciamento, sulla base di convenzioni in essere ovvero di documentati limiti tecnici di funzionamento, che provino l’impossibilità alla modulazione della produzione su richiesta del Gestore della rete. La richiesta di esenzione è soggetta alla valutazione del Gestore della rete.
4.4.5.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura
Il Gestore della rete si approvvigiona delle risorse per il bilanciamento, secondo le modalità descritte alla sezione 4.10.
Gli UdD delle UP abilitate alla fornitura di risorse per il bilanciamento hanno l’obbligo di:
(a) installare presso il punto di controllo fisico dell’unità gli strumenti software forniti o individuati dal Gestore della rete per la ricezione degli ordini di dispacciamento, descritti nel documento A.36 “Modalità di invio degli ordini di dispacciamento” di cui all’Appendice A del presente capitolo;
(b) installare presso il punto di controllo fisico dell’UP un sistema di comunicazione telefonico da utilizzare anche in caso di indisponibilità del sistema informatico per il ricevimento degli ordini di dispacciamento;
(c) rendere completamente disponibile, in via esclusiva, al Gestore della rete l’utilizzo dei margini residui rispetto alla potenza massima e rispetto all’azzeramento dell’immissione o rispetto alla potenza minima nel caso di UP esentate dalla presentazione di offerta di Spegnimento di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto a), a valle della definizione dei programmi di riferimento;
(d) presentare offerta sul MSD, secondo le modalità ed i vincoli di cui alla sezione 4.8.4. Gli UdD sono esentati dall’obbligo qualora ricorrano le condizioni elencate nella sezione 4.8.3;
(e) attuare i propri programmi vincolanti, secondo le modalità definite nel paragrafo 4.10.4.1;
(f) comunicare al Gestore della rete, secondo le modalità ed i termini temporali di cui alla sezione 4.10.1, temporanee variazioni dei propri dati tecnici o indisponibilità relativamente al servizio di dispacciamento;
(g) attuare gli ordini di dispacciamento, impartiti e comunicati secondo le modalità di cui al paragrafo 4.10.6.1 Ordini di dispacciamento.
4.4.6 Servizio di interrompibilità del carico
4.4.6.1 Caratteristiche del servizio
Il Gestore della rete ricorre all’utilizzo del servizio di interrompibilità del carico nel caso in cui le risorse approvvigionate sul MSD siano insufficienti al mantenimento della sicurezza di funzionamento del SEN.
La fornitura di risorse per il servizio di interrompibilità del carico consiste nella disponibilità da parte di clienti finali ad interrompere il carico, secondo le modalità di cui al successivo paragrafo 4.4.6.2.
4.4.6.2 Requisiti per l’abilitazione delle risorse
I soggetti titolari di carichi interrompibili devono:
(a) garantire un distacco di utenza;
(i) in tempo reale caratterizzato da un tempo di attuazione inferiore a 200 ms, sulla base di un telesegnale inviato dal Gestore della rete;
(ii) in tempo differito in emergenza, caratterizzato da un tempo di attuazione inferiore a 5 s, sulla base di un telesegnale inviato dal Gestore della rete;
(b) essere dotati dei dispositivi riportati negli Allegati di cui all’Appendice A del presente capitolo:
A.40 “Prescrizioni tecniche integrative per la connessione al Banco Manovra Interrompibili”;
A.41 “Unità periferica distacco carichi. Guida alla realizzazione”;
A.42 “Unità periferica distacco carichi. Profilo del Protocollo IEC 000-0-000”;
(c) essere clienti finali, affinché l’assunzione di responsabilità derivante dal distacco del carico sia diretta tra il Gestore della rete e ogni singola controparte;
(d) certificare che tale distacco non comporti, in nessun caso, rischio alle maestranze, all’ambiente e agli impianti produttivi;
(e) certificare di disporre di una potenza distaccabile installata secondo le prescrizioni tecniche definite dal Gestore della rete;
(f) ottemperare alle ulteriori disposizioni e prescrizioni stabilite dal MSE o dall’Autorità per la regolazione del servizio di interrompibilità;
(g) impegnarsi ad adeguare l’apparato di teleoperazione alle esigenze previste nel Piano di Difesa (PdD) del SEN, che il Gestore della rete aggiorna con cadenza semestrale.
4.4.6.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura
Il Gestore della rete assegna il servizio di interrompibilità del carico ai clienti finali che soddisfano i requisiti di cui alla sezione precedente mediante procedure non discriminatorie e secondo le modalità contenute nei regolamenti che disciplinano tali procedure.
I clienti finali cui è assegnato il servizio di interrompibilità sono tenuti a stipulare un contratto che regola il servizio mediante il modello opportunamente predisposto dal Gestore di cui al documento A.62, contenuto all’Appendice A al presente capitolo.
4.4.7 Riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione
4.4.7.1 Caratteristiche del servizio
La fornitura di risorse per la regolazione primaria di tensione si articola in:
(a) Riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione di gruppo;
(b) Riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione di centrale.
La fornitura di risorse per il servizio di riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione di gruppo consiste nell’asservire la produzione di potenza reattiva di un gruppo di generazione ad un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare la potenza reattiva erogata dal gruppo di generazione sulla base dello scostamento della tensione ai morsetti del medesimo gruppo di generazione rispetto ad un valore di riferimento.
La fornitura di risorse per il servizio di riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione di centrale consiste nell’asservire la produzione di potenza reattiva dei gruppi di generazione appartenenti ad una centrale ad un dispositivo automatico di regolazione in grado, agendo sul valore di riferimento di tensione, di modulare la potenza reattiva erogata da ciascuno di tali gruppi di generazione sulla base dello scostamento della tensione sulle sbarre AT della centrale di produzione.
4.4.7.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse
Sono idonei al servizio di riserva reattiva i gruppi di generazione che soddisfano i requisiti tecnici di connessione di cui al Capitolo 1, Sezioni 1B.5.6.2 e 1B.5.8 ovvero Sezioni 1C.5.4.2 e 1C.5.4.3.
Per l’idoneità al servizio di riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione di centrale, ciascuna centrale deve essere dotata di un Sistema Autonomo per la Regolazione della Potenza Reattiva e della Tensione (SART)
conforme alle specifiche riportate nei documenti di cui sopra e nel documento
A.16 “Sistema Automatico per la Regolazione della Tensione (SART) per centrali elettriche di produzione” di cui all’Appendice A del presente capitolo. Per accertare che il gruppo di generazione sia idoneo al servizio, il Gestore della rete verifica che i dati tecnici dichiarati da ciascun UdD nel GAUDÌ, siano conformi ai requisiti prescritti.
4.4.7.3 Obblighi di fornitura
▪ Riserva di potenza reattiva per la regolazione primaria di tensione di gruppo di generazione
Gli UdD hanno l’obbligo di fornire le risorse per il servizio di potenza reattiva per la regolazione primaria di tensione di gruppo con riferimento a tutti i gruppi di generazione idonei costituenti le UP nella propria titolarità.
L’UdD dovrà fornire dette risorse conformemente alle richieste dei dispositivi di regolazione, salvo diversa richiesta del Gestore della rete, compatibilmente con le caratteristiche tecniche dichiarate nel RUP.
Gli UdD, con riferimento a gruppi di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MVA, previo consenso del Gestore della rete, hanno facoltà di fornire la predetta risorsa erogando un valore prefissato di potenza reattiva oppure modulando la potenza reattiva erogata dai medesimi gruppi di generazione sulla base dello scostamento del fattore di potenza rispetto ad un valore di riferimento.
▪ Riserva di potenza reattiva per la regolazione primaria di tensione di centrale
Gli UdD hanno l’obbligo di fornire le risorse per il servizio di potenza reattiva per la regolazione primaria di tensione di centrale con riferimento a tutti i
gruppi di generazione appartenenti ad una centrale, nel caso in cui almeno uno di tali gruppi di generazione idonei abbia potenza superiore a 100 MVA.
L’UdD dovrà rendere disponibile la massima potenza reattiva (in erogazione o in assorbimento) compatibile con le caratteristiche tecniche di ciascun gruppo di generazione. Il Gestore della rete, su richiesta dell’UdD, può autorizzare riduzioni della potenza reattiva resa disponibile da un gruppo di generazione solo qualora tali riduzioni risultino necessarie in relazione a documentati limiti tecnici del medesimo gruppo di generazione (ad esempio vetustà del sistema di eccitazione dell’alternatore).
4.4.7.4 Contributo sostitutivo per il servizio di regolazione primaria di tensione
Gli UdD delle UP rilevanti i cui gruppi di generazione siano non idonei alla prestazione dei servizi di riserva reattiva per la regolazione primaria di tensione sono tenuti a versare al Gestore della rete, per ciascun servizio non fornito, un contributo sostitutivo per la mancata prestazione del servizio definito dall’Autorità secondo le modalità di cui all’articolo 68 della delibera 111/06.
4.4.8 Riserva reattiva per la regolazione secondaria di tensione
4.4.8.1 Caratteristiche del servizio
La fornitura di risorse per il servizio di riserva reattiva per la regolazione secondaria di tensione consiste nell’asservire la produzione di potenza reattiva dei gruppi di generazione appartenenti ad una centrale ad un dispositivo automatico di regolazione centralizzato in grado di modulare la potenza reattiva erogata da ciascuno di tali gruppi di generazione sulla base dello scostamento della tensione su alcuni nodi predefiniti dal Gestore della rete (nodi pilota).
4.4.8.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse
I gruppi di generazione idonei al servizio di riserva reattiva per la regolazione secondaria di tensione devono soddisfare i requisiti tecnici riportati nel documento A.14 “Partecipazione alla regolazione di tensione” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
Le caratteristiche dei dispositivi di regolazione devono inoltre essere conformi alle disposizioni contenute nelle Regole tecniche di connessione.
Per la partecipazione al servizio di riserva reattiva per la regolazione secondaria di tensione, ciascuna centrale dovrà essere dotata di un Sistema Autonomo per la Regolazione della Potenza Reattiva e della Tensione (SART) e di apparati di telecomunicazione in grado di scambiare con il Regolatore Regionale di Tensione (RRT) tutte le informazioni necessarie. Il SART e gli apparati di telecomunicazione dovranno essere conformi a quanto prescritto nel documento A.16 “Sistema Automatico per la Regolazione della Tensione (SART) per centrali elettriche di produzione” di cui all’Appendice A del presente capitolo, ai fini del collegamento al RRT.
4.4.8.3 Obblighi di fornitura
Sono idonee alla fornitura di potenza reattiva per la regolazione secondaria di tensione le UP i cui gruppi di generazione sono dotati dei requisiti tecnici identificati nei documenti di cui al paragrafo 4.4.8.2.
La partecipazione al servizio da parte delle UP idonee è determinata in ragione e in misura dipendenti dalla ubicazione della UP sulla rete e dal mantenimento di opportuni profili di tensione sulla RTN.
Gli UdD titolari delle UP idonee hanno l’obbligo di rendere disponibile la massima potenza reattiva (in erogazione o in assorbimento) compatibile con le caratteristiche tecniche di ciascun gruppo di generazione. Il Gestore della rete, su richiesta dell’UdD, può autorizzare riduzioni della potenza reattiva resa disponibile da un gruppo di generazione solo qualora tali riduzioni
risultino necessarie in relazione a documentati limiti tecnici del medesimo gruppo di generazione (ad esempio vetustà del sistema di eccitazione dell’alternatore).
4.4.9 Rifiuto del carico
4.4.9.1 Caratteristiche del servizio
Il servizio di rifiuto del carico per un gruppo di generazione consiste nel rimanere in condizioni di funzionamento stabili a fronte della disconnessione del gruppo di generazione dalla rete, alimentando i propri servizi ausiliari.
4.4.9.2 Obblighi di fornitura
Sono idonei alla fornitura del servizio di rifiuto del carico tutti i gruppi di generazione che soddisfano i requisiti tecnici di connessione di cui al paragrafo 1B.5.3.4 ovvero 1C.5.5.2 del Capitolo 1.
Gli UdD di tali gruppi hanno pertanto, l’obbligo di essere disponibili a fornire il servizio con gli impianti predisposti e personale adeguatamente addestrato.
Gli UdD delle UP che forniscono il servizio dovranno partecipare a prove periodiche di rifiuto di carico, sia pianificate che susseguenti a disservizi di rete o interventi di protezioni, con le modalità ed i tempi di permanenza previsti al Capitolo 1 del Codice di rete, paragrafi 1B.5.12 ovvero 1C.5.7.2.
Il Gestore della rete esegue il monitoraggio di tali impianti attraverso il proprio Sistema di controllo per verificare la corrispondenza delle prestazioni registrate alle necessità del servizio.
Il Gestore della rete comunica all’Autorità con cadenza annuale l’esito delle prove condotte.
4.4.10 Partecipazione alla rialimentazione del sistema elettrico
4.4.10.1 Caratteristiche del servizio
La partecipazione alla rialimentazione del SEN consiste nella disponibilità di un gruppo di generazione a partecipare all’attuazione del Piano di riaccensione (PdR), coordinato dal Gestore della rete, secondo i criteri definiti nel documento A.10 “Piano di Riaccensione del sistema elettrico nazionale” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
4.4.10.2 Requisiti tecnici per l’idoneità delle risorse
Ai fini dell’idoneità alla rialimentazione del SEN, almeno uno tra i gruppi di generazione associati alla UP deve essere in grado di garantire uno dei comportamenti di seguito riportati, secondo quanto prescritto nel documento
A.10 “Piano di Riaccensione del sistema elettrico nazionale” di cui all’Appendice A del presente capitolo:
(a) effettuare un avviamento autonomo in assenza di alimentazione esterna garantendo la regolazione della tensione e della frequenza;
(b) eseguire correttamente il rifiuto di carico e rimanere in funzionamento stabile senza essere connesso alla rete alimentando esclusivamente i propri servizi ausiliari.
Con riferimento al punto (b) i gruppi di generazione devono rimanere in condizioni di funzionamento stabili, alimentando i propri servizi ausiliari dai rispettivi trasformatori di unità, per un tempo pari ad almeno 12 ore.
La durata richiesta del servizio potrà essere soggetta a revisione sulla base delle risultanze delle prove di cui al successivo paragrafo e delle esigenze di esecuzione della riaccensione.
Agli UdD è data facoltà, in riferimento a singoli gruppi di generazione, di richiedere deroghe a quanto prescritto, in caso di documentata impossibilità tecnica.
4.4.10.3 Obblighi di fornitura
Gli UdD hanno l’obbligo di prestare il servizio di rialimentazione del SEN, con riferimento a tutte le UP indicate nel PdR.
Gli UdD delle UP identificate dal Gestore hanno l’obbligo di garantire la disponibilità del livello minimo dei bacini superiori stabilito dal Gestore in consultazione con gli stessi UdD e a comunicare un valore di energia giornaliera valido per il mercato dei servizi già decurtato della quota minima necessaria alla Riaccensione. Resta a cura degli stessi UdD la gestione in sicurezza dei livelli massimi dei bacini inferiori in relazione alle operazioni consentite sugli stessi in condizioni di emergenza.
Gli UdD delle UP che forniscono il servizio di avviamento autonomo hanno l’obbligo di partecipare a test periodici di idoneità con le modalità previste al Capitolo 1 del Codice di rete, paragrafi 1B.5.12 ovvero 1C.5.7.2.
Il Gestore della rete esegue il monitoraggio di tali impianti attraverso il proprio Sistema di controllo per verificare la corrispondenza delle prestazioni registrate alle necessità del servizio.
Il Gestore della rete comunica all’Autorità con cadenza annuale l’esito delle prove condotte.
4.4.11 Disponibilità all’utilizzo del telescatto
4.4.11.1 Caratteristiche del servizio
La disponibilità al telescatto consiste nell’asservire una UP ad un dispositivo in grado di disconnettere automaticamente la medesima unità al verificarsi di
eventi predefiniti, ovvero su ordine e secondo le modalità indicate dal Gestore della rete.
4.4.11.2 Requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse
Al fine di fornire il servizio di disponibilità al telescatto le UP devono essere abilitate al servizio di bilanciamento e devono essere dotate dei dispositivi automatici aventi le caratteristiche indicate nel documento A.9 “Piano di Difesa del sistema elettrico”, di cui all’Appendice A del presente capitolo, e di ciò devono dare comunicazione al Gestore della rete.
4.4.11.3 Approvvigionamento delle risorse ed obblighi di fornitura
Le risorse per il telescatto sono approvvigionate contestualmente al processo di definizione dei programmi vincolanti secondo le modalità descritte nel paragrafo 4.9.4 (“Approvvigionamento del servizio di telescatto nell’ambito della fase di programmazione).
Gli UdD delle UP tecnicamente idonee al servizio di telescatto devono dare comunicazione al Gestore della rete:
(a) dell’idoneità al servizio delle medesime unità;
(b) dell’indisponibilità al telescatto, con indicazione della previsione di durata della indisponibilità, che comunque dovrà essere risolta nel più breve tempo possibile, e della motivazione, tra quelle di cui all’allegato A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
L’UdD procede alla comunicazione di indisponibilità al telescatto accedendo alla procedura “RUP dinamico” predisposta dal Gestore della rete, secondo le modalità descritte nell’allegato A.60 “Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
Gli UdD delle UP localizzate nei poli di produzione limitata, devono obbligatoriamente dotarsi di dispositivi di telescatto con riferimento a tali unità.
L’UdD successivamente, e non oltre 15 gg dalla comunicazione di cui sopra, fornisce al Gestore della rete evidenza tecnica dei problemi dichiarati.
Qualora il Gestore della rete verifichi per il telescatto, da parte di una UP idonea e non esentata, la mancata fornitura delle risorse o l’assenza di evidenza tecnica o la durata fuori della norma o la frequenza fuori della norma, ne dà comunicazione all’Autorità per i relativi provvedimenti di competenza nei confronti dell’UdD.
4.5. VERIFICA DI COMPATIBILITÀ DEGLI SCIOPERI DEGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE
In applicazione di quanto previsto dall’articolo 5, comma 1, lettera f) delle direttive del Ministro dello Sviluppo Economico (allora MICA) del 21 gennaio 2000, “Direttive per la società Gestore della rete di trasmissione nazionale di cui all’art.3, comma 4, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.79”, in occasione di scioperi che interessano il settore elettrico, il Gestore provvede a valutarne gli effetti sulla sicurezza del SEN.
La verifica di compatibilità dello sciopero è effettuata dal Gestore sulla base della procedura descritta nel documento A.28 “Procedura per la valutazione di compatibilità con la salvaguardia della sicurezza di esercizio degli scioperi riguardanti impianti di produzione” di cui all’Appendice A del presente Capitolo.
4.6 APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE A GARANZIA DELL’ADEGUATEZZA DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE
4.6.1 Modalità di ammissione al meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva
Il Gestore della rete pubblica con cadenza annuale, sul proprio sito internet, l’elenco dei giorni critici ai fini della copertura della domanda nazionale con i necessari margini di riserva primaria di potenza, riserva secondaria di potenza e riserva terziaria di potenza e per i quali si richiede la disponibilità di capacità produttiva.
Sono ammesse al meccanismo di remunerazione le UP abilitate al MSD, a partire dal primo giorno del mese successivo l’abilitazione sul GAUDÌ da parte del Gestore della rete, con riferimento ai soli giorni critici in cui l’UP risulta abilitata.
L’UdD titolare di UP ammesse al meccanismo di remunerazione si impegna a rendere disponibile al Gestore della rete, per ciascuna UP, la capacità produttiva nei giorni critici dell’anno. Per le UP idroelettriche, la capacità produttiva si deve intendere disponibile per un tempo di almeno 4 ore per ciascun giorno critico.
4.6.2 Diritti ed obblighi per le unità ammesse alla remunerazione
Ciascun UdD titolare di UP ammesse dal Gestore della rete al meccanismo di remunerazione:
(a) ha diritto a ricevere, con riferimento alla disponibilità di capacità produttiva, lo specifico corrispettivo di cui all’articolo 35 dell’Allegato A alla deliberazione n. 48/04 dell’Autorità;
(b) è tenuto a stipulare con il Gestore della rete, qualora non vi abbia già provveduto, il contratto per il servizio di dispacciamento per i punti di immissione.
La capacità produttiva ammessa al meccanismo di remunerazione è definita, ai sensi della delibera 48/04 dell’Autorità, articolo 31, pari alla potenza massima dell’UP, come definita al paragrafo 4.3.2.7 punto d.
In particolare, per ciascun periodo rilevante del giorno critico, la capacità produttiva ammessa al meccanismo di remunerazione è pari a:
• Potenza massima valida nel medesimo periodo rilevante, se l’UP è disponibile al bilanciamento;
• Zero, se l’UP è indisponibile al bilanciamento.
L’UdD è soggetto all’obbligo di comunicazione di eventuali variazioni del dato tecnico di potenza massima resa disponibile, di cui alle sezioni 4.9.1 e 4.10.1, avvalendosi:
(i) del sistema per la variazione dei dati tecnici (“RUP dinamico”), di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto c;
(ii) mediante modello e-mail predisposto dal Gestore della rete, in caso di indisponibilità del suddetto sistema.
4.7 DEFINIZIONE DEI PROGRAMMI IN ESITO AI MERCATI DELL’ENERGIA
4.7.1 Anagrafica delle unità di produzione e unità di consumo
Il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato l’anagrafica delle unità presenti nel GAUDÌ e nel RUC, incluse le unità virtuali, nonché le
informazioni rilevanti al fine delle registrazioni sui Conti energia a termine, dell’esecuzione del Mercato dell’energia e della raccolta delle offerte per il MSD.
Per ciascuna unità, il Gestore della rete comunica:
(a) l’identificativo dell’unità;
(b) l’identificativo dell’UdD dell’unità;
(c) la zona di appartenenza;
(d) la qualifica dell’unità alla partecipazione:
(i) al MGP;
(ii) a ciascuna sessione del MI;
(e) l’abilitazione dell’unità alla partecipazione:
(iii) Al MSD;
(f) l’indicazione dell’ordine di priorità di cui alla delibera 111/06 dell’Autorità;
(g) la capacità di immissione e/o la capacità di prelievo dell’unità, di cui al paragrafo 4.3.4 (“Capacità di immissione e prelievo”).
Ai fini della registrazione dei programmi C.E.T. e dell’esecuzione del Mercato dell’energia, il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato, con cadenza quotidiana:
(i) i dati anagrafici di cui ai punti da (a) a (f), con due giorni di anticipo rispetto al giorno cui fanno riferimento (D);
(ii) i dati di capacità di immissione e/o capacità di prelievo di cui al punto (g), con un giorno di anticipo rispetto al giorno cui fanno riferimento (D).
Ai fini della registrazione di acquisti a termine e vendite a termine, sono altresì oggetto di comunicazione del Gestore della rete al Gestore del mercato, con due giorni di anticipo rispetto al giorno di riferimento (D):
▪ le variazioni riguardanti:
o la titolarità dell’UdD;
o la capacità di immissione e/o la capacità di prelievo;
▪ la data di inizio e di fine di validità della variazione;
Qualora la data di inizio validità della variazione ricada nei 60 giorni successivi il giorno di riferimento, per le sole unità rilevanti, non sospese e qualificate al MGP nel giorno di riferimento.
Relativamente alle variazioni di dati anagrafici e della capacità di immissione e/o dalla capacità di prelievo, dovuti a modifiche dell’insieme di unità non rilevanti aggregate in una unità virtuale di produzione, eventuali variazioni sono prese in considerazione a partire dal primo giorno del secondo mese successivo a quello in cui perviene al Gestore della rete la comunicazione di variazione.
Il Gestore comunica inoltre al Gestore del mercato entro il quart’ultimo giorno lavorativo del mese n, con validità per il mese n+1 l’anagrafica delle Unità di consumo nella titolarità di ciascun Utente del Dispacciamento sulla base delle informazioni fornite dai distributori di riferimento.
A fronte di motivate esigenze tecniche, per l’ordinato svolgimento dei mercati, il Gestore della rete ed il Gestore del mercato possono, di comune accordo, convenire di variare il ritardo tra la comunicazione dell’anagrafica ed il suo utilizzo, dandone comunicazione attraverso i rispettivi siti internet.
4.7.2 Vincoli di offerta derivanti dai piani di indisponibilità di elementi di rete
Nella registrazione sui Conti energia a termine dei programmi C.E.T. e nella formulazione delle offerte sul Mercato dell’energia, l’UdD è sottoposto ai vincoli di produzione provenienti dai piani di indisponibilità di cui al paragrafo 3.7.5 del Codice di rete.
Nelle registrazioni sui Conti energia a termine e nella formulazione delle offerte sul Mercato dell’energia, l’UdD, in caso di rientro anticipato di una UP nella propria titolarità dal proprio periodo di indisponibilità programmata, è comunque sottoposto, con riferimento a tale UP, ai vincoli di produzione che provengono da eventuali indisponibilità di elementi di rete deliberati, di cui al paragrafo 3.7.5 del Codice di rete.
4.7.3 Conti energia a termine
4.7.3.1 Registrazione sui Conti energia a termine degli acquisti e delle vendite a termine
Ai sensi della delibera n. 111/06 dell’Autorità, gli acquisti a termine e le vendite a termine devono essere registrate sui Conti energia a termine presso il Gestore del mercato.
Il Gestore del mercato per la verifica di congruità della richiesta di registrazione utilizza i seguenti dati comunicati dal Gestore della rete, valevoli nei giorni cui gli acquisti a termine e le vendite a termine si riferiscono:
(a) Anagrafica di cui al paragrafo 4.7.1
(b) Dati e informazioni rilevanti ai fini della verifica delle garanzie prestate dall’UdD dei punti di dispacciamento sottesi dal Conto energia a termine al Gestore della rete, secondo quanto previsto al documento
A.61 “Regolamento del sistema di garanzie” di cui all’articolo 49
dell’Allegato A alla delibera 111/06 dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas, di cui all’Appendice A del presente capitolo.
4.7.3.2 Registrazione sui Conti energia a termine dei programmi C.E.T.
La registrazione sui Conti energia a termine dei programmi C.E.T., in esecuzione di acquisti netti a termine e vendite nette a termine, viene effettuata dagli operatori di mercato presso il Gestore del mercato.
Il Gestore del mercato verifica la congruità della richiesta di registrazione, avvalendosi dell’anagrafica, di cui al paragrafo 4.7.1, comunicata dal Gestore della rete e valevole nei giorni e nei periodi rilevanti cui i programmi si riferiscono.
4.7.3.3 Acquisti e vendite sul MGP
In esito al MGP, con riferimento ad un Conto energia a termine e ad un periodo orario, l’energia elettrica risultante dalla somma algebrica tra acquisti a termine e vendite a termine e programmi C.E.T. post-MGP, è considerata ceduta, se positiva, o acquistata, se negativa:
(a) dall’operatore di mercato intestatario del Conto energia a termine, qualora si tratti di un operatore ammesso al Mercato elettrico, prestante congrue garanzie al Gestore del mercato
(b) dal Gestore della rete a titolo di sbilanciamento a programma, altrimenti Al prezzo di acquisto dell’energia sul MGP.
Nel caso di cui alla lettera b), il Gestore della rete attribuisce lo sbilanciamento a programma all’UdD titolare delle UP o delle UC sottese al Conto energia a termine su cui è stato registrato lo sbilanciamento a programma.
4.7.3.4 Assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto ai programmi in esecuzione ad acquisti e vendite a termine
Ai fini dell’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto per l’esecuzione dei programmi C.E.T. post-MGP, il Gestore del Mercato considera nel MGP:
(a) i programmi C.E.T. di immissione quali offerte virtuali di vendita, presentate a prezzo nullo o al prezzo di riferimento eventualmente indicato in fase di registrazione dall’operatore ammesso al Mercato dell’energia;
(b) i programmi C.E.T. di prelievo quali offerte virtuali di acquisto, presentate al prezzo di riferimento indicato in fase di registrazione dall’operatore ammesso al Mercato dell’energia.
4.7.4 Gestione delle unità essenziali sul Mercato dell’energia
Il presente paragrafo disciplina le comunicazioni e i vincoli di offerta riferiti alle unità essenziali sul Mercato dell’energia, ai sensi degli Articoli 64 e 65 della delibera 111/06 dell’Autorità.
Il Gestore della rete comunica all’UdD con mezzi idonei e con un anticipo minimo di 20 ore rispetto al termine di presentazione delle offerte del MGP, di cui alle Disposizioni Tecniche di Funzionamento:
(a) per ciascun impianto essenziale iscritto nell’elenco di cui all’allegato A.27, il numero di unità cui si applicano nel giorno di riferimento i vincoli di offerta di cui agli articoli 64e 65 della delibera 111/06 dell’Autorità;
(b) per ciascuna unità di cui al punto precedente i vincoli di produzione, in termini di potenza minima e potenza massima per ciascun periodo orario del giorno di riferimento;
(c) l’assetto di funzionamento del SEN del giorno di riferimento, di cui al paragrafo 4.3.5.2, da considerare ai fini dell’applicazione degli obblighi relativi ai raggruppamenti di impianti essenziali per servizi di riserva.
L’UdD comunica al Gestore della rete con mezzi idonei e con un anticipo minimo di 12 ore rispetto al termine di presentazione delle offerte del MGP, con quali unità appartenenti agli impianti essenziali iscritti nell’elenco di cui all’allegato A.27 verrà data esecuzione agli obblighi di offerta. In assenza di tale comunicazione si intende valida la comunicazione preliminare di cui al paragrafo 4.3.5.1.
Il Gestore della rete comunica al Gestore del Mercato la lista delle unità essenziali, entro il termine di presentazione delle offerte del MGP.
4.7.5 Informazioni preliminari al Mercato del giorno prima
Il Gestore della rete, entro i tempi definiti dalle Disposizioni Tecniche di Funzionamento, trasmette al Gestore del Mercato, che a sua volta rende disponibili agli UdD, le seguenti informazioni, ove applicabili, valide per ognuno dei periodi rilevanti in cui è suddiviso il MGP:
(a) la previsione della domanda di energia elettrica, articolata per zona geografica e periodo orario;
(b) i valori dei limiti ammissibili dei transiti orari di energia elettrica tra le zone geografiche;
(c) i valori dei limiti ammissibili dei transiti orari di energia elettrica per ciascuna delle zone virtuali estere;
(d) i valori della massima capacità di esportazione di energia elettrica dai
poli di produzione limitata;
(e) i vincoli generalizzati sulle interconnessioni con l’estero.
L’informazione preliminare di cui al punto a) costituisce un riferimento non vincolante per gli UdD.
Le informazioni relative ai punti (b), (c), (d), (e) costituiscono un riferimento vincolante per il Gestore del Mercato, ai fini della definizione degli esiti del MGP.
4.7.5.1 Previsione giornaliera della domanda di energia elettrica
Il Gestore della rete definisce la propria previsione della domanda di energia elettrica, articolata per zona geografica e periodo orario, al netto di:
(a) Energia destinata all’alimentazione delle UP idroelettriche di produzione e pompaggio nella fase di pompaggio;
(b) Energia prodotta e ceduta all’interno di un unico soggetto all’interno dello stesso sito, fatto salvo quanto previsto dalla delibera 539/2015/R/eel in materia di sistemi di distribuzione chiusi.
La domanda di energia elettrica include le perdite di rete.
La domanda di energia indicata ad un’ora si riferisce al periodo di 60 minuti antecedente l’ora data2.
La previsione della domanda di energia elettrica è effettuata secondo quanto descritto al documento A.22 “Procedura di selezione delle risorse nella fase di programmazione del MSD” di cui all’Appendice A del presente capitolo.
4.7.5.2 Limiti di transito tra le zone
Il Gestore della rete, nelle informazioni preliminari al mercato, fornisce al Gestore del Mercato i limiti della capacità di trasmissione di energia elettrica tra le zone geografiche e virtuali incrementati in considerazione degli effetti di telescatto delle UP, considerando le indisponibilità di fornitura del servizio
2 Ad esempio la domanda di energia all’ora 1 si riferisce al periodo temporale da 0:00:00 a 0:59:59.
dichiarate dai titolari delle medesime unità secondo le modalità riportate nel paragrafo 4.9.4 (“Approvvigionamento del servizio di telescatto nell’ambito della fase di programmazione).
4.7.6 Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle unità abilitate
Gli UdD delle UP abilitate, avvalendosi della procedura di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto c, hanno l’obbligo di comunicare tempestivamente al Gestore della rete e comunque entro le ore 15:00 (del giorno D), con riferimento al secondo giorno successivo il giorno di comunicazione (D+2), eventuali:
(a) variazioni temporanee dei dati tecnici registrati nel GAUDÌ;
(b) indisponibilità al servizio di dispacciamento;
qualora ricorrano le condizioni di cui al paragrafo 4.8.3 (“Esenzione dagli obblighi di offerta”);
(c) vincoli di energia giornaliera per UP abilitate idroelettriche di sola produzione e di produzione e di pompaggio.
Gli UdD sono esonerati da tale comunicazione se le UP nella propria titolarità non sono interessate da variazioni rispetto a quanto comunicato nei giorni precedenti o rispetto ai dati registrati nel GAUDÌ.
Il Gestore della rete utilizza le informazioni comunicate dagli UdD per le valutazioni relative allo stato della sicurezza del SEN, inclusa eventualmente l’attuazione del PESSE.
Il Gestore della rete si riserva di ridefinire la tempistica di comunicazione dei dati di cui alla presente sezione, dandone comunicazione sul proprio sito internet, per far fronte ad eventuali condizioni di criticità nell’esercizio del SEN.
4.7.7 Determinazione degli esiti del Mercato del giorno prima
Il Gestore del mercato determina gli esiti del MGP, procedendo all’accettazione delle offerte di acquisto e vendita dell’energia, con le modalità previste nell’ambito della Disciplina del Mercato Elettrico.
4.7.8 Comunicazione degli esiti del MGP
Il Gestore del mercato comunica al Gestore della rete i programmi preliminari cumulati di immissione e prelievo aggregati per punto di dispacciamento e articolati per periodo orario.
I programmi preliminari cumulati di immissione e prelievo relativi ai punti di dispacciamento indicano l’energia elettrica immessa in rete (prelevata dalla rete) nel punto di dispacciamento.
4.7.9 Mercato infragiornaliero in asta
4.7.9.1 Sessioni del Mercato infragiornaliero in asta
Successivamente alla comunicazione degli esiti del MGP, i programmi preliminari cumulati di immissione e prelievo possono essere modificati, con riferimento ad un punto di dispacciamento e periodo orario, per il tramite della accettazione di offerte di acquisto e/o vendita di energia nelle sessioni del Mercato Infragiornaliero in asta.
Tale mercato è articolato in una o più sessioni, con riferimento o al giorno successivo o a quello in cui si tiene la sessione stessa. La Disciplina del Mercato Elettrico e/o le Disposizioni Tecniche di Funzionamento indicano in particolare:
• Il numero delle sessioni;
• L’intervallo di ore che è possibile negoziare in ciascuna sessione;
• L’orario di apertura e chiusura della seduta di ciascuna sessione;
• L’orario di comunicazione degli esiti della sessione.
4.7.9.2 Informazioni preliminari al Mercato infragiornaliero in asta
Il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato, entro il termine di presentazione delle offerte nel Mercato infragiornaliero in asta, i margini residui di scambio di energia tra le zone.
Tali margini tengono conto dei:
I. programmi in esito alle sessioni del Mercato dell’energia precedenti alla sessione per cui i margini devono essere forniti;
II. programmi cumulati MSD, per le sole ore non oggetto di un’ulteriore
sottofase della fase di programmazione;
III. limiti di scambio come eventualmente aggiornati, anche a seguito di accidentalità sulla rete;
Inoltre, il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato, entro il termine di presentazione delle offerte nel Mercato infragiornaliero in asta eventuali vincoli generalizzati sulle interconnessioni con l’estero.
Qualora, a seguito di malfunzionamenti dei sistemi informatici del Gestore della rete o del Gestore del mercato, i margini residui di scambio non possano essere valutati o comunicati, il Gestore della rete dà disposizione al Gestore del mercato di porre tali margini pari a zero.
4.7.9.3 Comunicazione degli esiti del Mercato Infragiornaliero in asta
Il Gestore del mercato comunica al Gestore della rete i programmi di immissione e di prelievo aggregati per punto di dispacciamento e articolati per periodo rilevante (programmi aggiornati cumulati di immissione e prelievo) con riferimento a ciascuna sessione del Mercato infragiornaliero in asta.
4.7.10 Mercato infragiornaliero in negoziazione continua
4.7.10.1 Mercato infragiornaliero in negoziazione continua
A decorrere dall'orario di apertura e fino all'orario di chiusura del mercato infragiornaliero in negoziazione continua, sarà possibile condurre negoziazioni in contrattazione continua per il tramite del mercato infragiornaliero in negoziazione continua, articolate per periodo orario, eventualmente per aggregati di punti di dispacciamento.
Le Disposizioni Tecniche di Funzionamento indicano in particolare:
• Le modalità di definizione degli aggregati di punti di dispacciamento
ammessi al mercato infragiornaliero in negoziazione continua;
• L’orario di apertura del mercato infragiornaliero in negoziazione continua.
I punti di dispacciamento appartenenti ad uno dei suddetti aggregati dovranno essere localizzati nella medesima zona.
L’orario di chiusura del mercato infragiornaliero in negoziazione continua
è pari a un'ora prima dell'inizio del corrispondente periodo orario.
4.7.10.2 Informazioni preliminari al mercato infragiornaliero in negoziazione continua
Il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato infragiornaliero in negoziazione continua, entro 15 minuti prima dell’orario di apertura del mercato infragiornaliero in negoziazione continua, con riferimento a ciascun periodo orario:
• I valori dei limiti ammissibili dei transiti di energia elettrica tra le zone valide per il Mercato infragiornaliero in negoziazione continua, come eventualmente aggiornati rispetto alle precedenti sessioni del Mercato dell’Energia e della fase di programmazione di MSD, a seguito di cambiamenti relativi a condizioni d’esercizio nel SEN;
• I transiti di energia elettrica tra zone valide per il Mercato infragiornaliero in negoziazione continua, in esito alle sessioni del Mercato dell’Energia e della fase di programmazione di MSD per i soli periodi orari non appartenenti a successive sottofasi della fase di programmazione;
• Eventuali vincoli generalizzati sulle interconnessioni con l’estero.
Al fine di poter eseguire il processo delle sessioni del Mercato Infragiornaliero in asta, il Gestore della Rete aggiorna i valori dei limiti ammissibili dei transiti di energia elettrica tra le zone che partecipano al Mercato Infragiornaliero in asta, in modo da azzerare la capacità di trasporto disponibile per il Mercato infragiornaliero in negoziazione continua.
Qualora sia necessario aggiornare i valori dei limiti ammissibili dei transiti di energia elettrica tra le zone, a causa di cambiamenti delle condizioni di esercizio del SEN, il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato infragiornaliero in negoziazione continua il valore aggiornato, con indicazione dell’intervallo temporale e delle zone tra cui esso si applica.
4.7.10.3 Comunicazione degli esiti del Mercato infragiornaliero in negoziazione continua
Il Gestore del mercato infragiornaliero in negoziazione continua, entro 5 minuti dall’orario di chiusura del Mercato infragiornaliero in negoziazione continua comunica al Gestore della rete i programmi di scambio tra le zone di mercato aggiornati.
4.7.10.4 Definizione dei programmi intermedi cumulati e dei programmi finali cumulati
Successivamente all'orario di chiusura del Mercato infragiornaliero in negoziazione continua di un dato periodo orario, e per ciascun periodo orario, gli UdD dei punti di dispacciamento o i soggetti da questi delegati hanno l’obbligo di indicare su ciascuna unità nella propria titolarità, per il tramite dell’apposita piattaforma di nomina del Mercato Infragiornaliero in negoziazione continua, le quantità di energia che intendono immettere o prelevare dalla rete con riferimento alle negoziazioni concluse sul Mercato infragiornaliero in negoziazione continua per il medesimo periodo orario e per il tramite degli aggregati di punti di dispacciamento che includono le suddette unità, tenendo conto degli esiti della sottofase della fase di programmazione di MSD in cui è compreso il dato periodo orario
Le nomine così aggiornate sono da considerarsi definitive (nomine finali) per i periodi orari per cui non è possibile eseguire ulteriori contrattazioni sul Mercato Infragiornaliero in negoziazione continua, secondo le tempistiche riportate nelle Disposizioni Tecniche Di Funzionamento, mentre possono essere ulteriormente aggiornate per i restanti periodi orari (nomine preliminari).
Per ciascun punto di dispacciamento e per ciascun periodo orario, Il
Gestore del Mercato:
• Sottopone le suddette quantità di energia in nomina alle verifiche e eventuali conseguenti rettifiche previste dalla Disciplina del Mercato Elettrico;
• Determina i programmi finali cumulati di immissione e prelievo sommando algebricamente le nomine finali, i programmi aggiornati cumulati di immissione e prelievo, le quantità accettate nella fase di programmazione. A tal fine vengono considerate le più recenti nomine presenti nella disponibilità del Gestore di Rete e comunicate dal Gestore del Mercato
• Determina i programmi intermedi cumulati di immissione e prelievo sommando algebricamente le nomine preliminari, i programmi aggiornati cumulati di immissione e prelievo e, per le sole ore non oggetto di successive sottofasi, le quantità accettate nella fase di programmazione. A tal fine vengono considerate le più recenti nomine presenti nella disponibilità del Gestore di Rete e comunicate dal Gestore del Mercato.
• Comunica agli UdD ed al Gestore della rete i programmi finali cumulati e i programmi intermedi cumulati di immissione e prelievo entro il termine previsto nelle Disposizioni Tecniche Di Funzionamento. Successivamente alla definizione dei programmi finali cumulati di immissione e prelievo per il periodo orario per cui è già stata comunicata una nomina finale, gli UdD non possono ulteriormente modificare i programmi dei punti di dispacciamento nella propria titolarità.
4.7.10.4 bis Mancata definizione dei programmi finali cumulati
Qualora, per indisponibilità o malfunzionamenti della Piattaforma di nomina del Mercato infragiornaliero in negoziazione continua, gli UdD, o i soggetti da questi delegati, non riescano ad indicare nella suddetta piattaforma le nomine finali entro le tempistiche indicate nelle Disposizioni Tecniche di Funzionamento ed il Gestore del Mercato non sia quindi in grado di determinare e comunicare al Gestore della rete i programmi finali cumulati
relativi ad un determinato periodo orario H, il Gestore della rete compie, per il periodo orario in esame, le seguenti azioni:
(a) Non mette a disposizione offerte sulla piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione
(b) Per le unità abilitate, pone:
- il programma finale cumulato pari al più recente programma vincolante provvisorio ID, definito al paragrafo 4.9.6.1 Determinazione dei programmi vincolanti provvisori Intraday (ID), qualora quest’ultimo sia stato definito per almeno un periodo orario precedente a quello in esame;
- il programma finale cumulato pari al più recente programma vincolante provvisorio MSD, definito al paragrafo 4.9.5.3 Definizione dei programmi vincolanti provvisori MSD, qualora non sia stato definito il programma vincolante provvisorio intraday (ID) per nessun periodo orario precedente a quello in esame.
4.7.10.5 Saldi commerciali calcolati dal Gestore del Mercato
In esito al Mercato infragiornaliero a negoziazione continua, con riferimento ad un aggregato di punti di dispacciamento e ad un periodo orario, il saldo commerciale calcolato dal Gestore del Mercato è considerato ceduto, se positivo, o acquistato, se negativo:
a) dall’operatore di mercato intestatario dell’aggregato di punti di dispacciamento, qualora si tratti di un operatore ammesso al Mercato elettrico, prestante congrue garanzie al Gestore del mercato;
b) dal Gestore della rete a titolo di saldo commerciale, altrimenti;
ad un prezzo pari alla somma algebrica del prezzo di valorizzazione dello sbilanciamento effettivo applicato alle unità non abilitate e del corrispettivo di non arbitraggio macrozonale di cui all’articolo 41bis della Delibera 111/06.
Nel caso di cui alla lettera b), il Gestore della rete attribuisce il saldo commerciale:
▪ all’UdD che è anche operatore di mercato entro il limite della capacità residua delle unità nella propria titolarità incluse nell’aggregato di punti di dispacciamento;
▪ agli altri UdD titolari delle unità incluse nell’aggregato di punti di dispacciamento proporzionalmente alla capacità delegata residua di tali unità, nel caso in cui la capacità residua di cui al punto precedente non sia sufficiente;
e le corrispondenti partite economiche sono oggetto di monitoraggio per le garanzie relative ai contratti per il servizio di dispacciamento degli UdD di cui sopra.
4.7.11 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato dell’energia
4.7.11.1 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato del giorno prima
Qualora il Gestore del mercato non sia in grado di comunicare al Gestore della rete gli esiti del MGP in almeno un periodo orario della giornata entro le ore 17:00, anche per indisponibilità o malfunzionamenti dei sistemi informatici del Gestore del mercato, si applica quanto segue:
(a) il Gestore della rete considera non validi ai fini delle attività di dispacciamento i programmi preliminari cumulati di immissione e prelievo per tutti i periodi orari della giornata;
(b) il Gestore del mercato ed il Gestore della rete danno comunicazione con la massima tempestività, sui rispettivi siti internet, della mancata definizione e/o comunicazione degli esiti;
(c) il Gestore della rete definisce i programmi finali cumulati di immissione e prelievo procedendo come descritto al paragrafo 4.9.7.1;
(d) non viene tenuta alcuna sessione del Mercato infragiornaliero in asta
e viene sospeso il mercato infragiornaliero in negoziazione continua;
(e) non sono eseguite le sottofasi della fase di programmazione di MSD
successive alla prima.
L’Autorità definisce con proprio procedimento le partite economiche relativamente alle giornate in esame, incluse le modalità di applicazione degli oneri di sbilanciamento.
4.7.11.2 Mancata comunicazione degli esiti del Mercato infragiornaliero in asta
Qualora il Gestore del Mercato non sia in grado di comunicare al Gestore della rete gli esiti di una sessione del Mercato infragiornaliero in asta in almeno un periodo orario della giornata, anche per indisponibilità o malfunzionamenti dei propri sistemi, entro:
▪ 2 ore dal termine previsto dalle Disposizioni Tecniche di Funzionamento, per le sessioni del Mercato infragiornaliero in asta svolte nel giorno precedente a quello di riferimento;
▪ 15 minuti dal termine previsto dalle Disposizioni Tecniche di Funzionamento, per le sessioni del Mercato infragiornaliero in asta svolte nel giorno di riferimento.
Si intendono validi gli esiti comunicati per l’ultima sessione del Mercato dell’energia del giorno di riferimento.
4.7.11.3 Mancata comunicazione dei programmi intermedi cumulati
Qualora, anche per indisponibilità o malfunzionamenti dei sistemi del Gestore della rete o del Gestore del Mercato, non sia pervenuta la comunicazione dei programmi intermedi cumulati entro 15 minuti dal termine previsto al paragrafo 4.7.10.4 Definizione dei programmi intermedi cumulati e dei programmi finali cumulati per una data sottofase della fase di programmazione, il Gestore della rete pone:
▪ per la prima sottofase della fase di programmazione, detti programmi pari ai programmi aggiornati cumulati;
▪ per le sottofasi della fase di programmazione successive alla prima, detti programmi pari agli ultimi programmi intermedi cumulati disponibili per i periodi orari oggetto di quella specifica sottofase.
4.7.11.4 Mancata comunicazione dei programmi finali cumulati (e dei programmi vincolanti provvisori intraday ID)
Qualora, anche per indisponibilità o malfunzionamenti dei sistemi del Gestore della rete o del Gestore del Mercato, la comunicazione dei programmi finali cumulati sia pervenuta tra i 55 minuti e i 45 minuti precedenti l’inizio del periodo orario H cui tali programmi si riferiscono, il Gestore della rete, per il periodo orario in esame:
(a) non mette a disposizione offerte sulla piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione.
Qualora, anche per indisponibilità o malfunzionamenti dei sistemi del Gestore della rete o del Gestore del Mercato, la comunicazione dei programmi finali cumulati sia pervenuta dopo i 45 minuti precedenti l’inizio del periodo orario H cui tali programmi si riferiscono, il Gestore della rete compie, per il periodo orario in esame, oltre all’azione di cui al precedente punto (a), le seguenti ulteriori azioni, con riferimento alle unità abilitate:
(b) pone il programma finale cumulato pari al più recente programma vincolante provvisorio ID, definito al paragrafo 4.9.6.1 Determinazione dei programmi vincolanti provvisori Intraday (ID)., qualora quest’ultimo sia stato definito per almeno un periodo orario precedente a quello in esame;
(c) pone il programma finale cumulato pari al più recente programma vincolante provvisorio MSD, definito al paragrafo 4.9.5.3 Definizione dei programmi vincolanti provvisori MSD, qualora non sia stato definito il programma vincolante provvisorio intraday (ID) per nessun periodo orario precedente a quello in esame.
Qualora, anche per indisponibilità o malfunzionamenti dei sistemi del Gestore della rete o del Gestore del Mercato, la comunicazione da parte del Gestore del Mercato al Gestore della rete dei programmi finali cumulati, avvenga tra i 45 minuti precedenti l’inizio del periodo orario H cui tali programmi si riferiscono e le 11:00 C.E.T del giorno successivo a quello del suddetto periodo orario H, il Gestore della rete, oltre alle azioni di cui ai precedenti punti (a),
(b) e (c):
(d) ricalcola, ai soli fini della regolazione delle partite economiche e sulla base dei suddetti programmi finali cumulati ricevuti dal Gestore del Mercato:
- i programmi vincolanti risultanti dalla fase di programmazione del MSD e dal Mercato di bilanciamento, inclusi i programmi vincolanti modificati e corretti;
- le quantità accettate sul Mercato di Bilanciamento, al fine di renderle compatibili con il suddetto programma vincolante modificato e corretto di cui al punto precedente.
4.7.12 Obblighi informativi connessi alla partecipazione del Gestore al Mercato dell’energia
Il Gestore della rete pubblica il giorno successivo a quello di competenza la quantità di energia elettrica in vendita e in acquisto in ciascun periodo orario nel MGP.
Il Gestore della rete pubblica il mese successivo a quello di competenza il costo sostenuto in vendita e in acquisto nel MGP.
4.8 MODALITA’ ED OBBLIGHI DI OFFERTA SUL MERCATO PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
4.8.1 Modalità di presentazione delle offerte sul Mercato per il servizio di dispacciamento
Il MSD è articolato in due fasi:
• la fase di programmazione, articolata a sua volta nelle seguenti sottofasi, individuate da intervalli di tempo caratterizzati da analoghe esigenze in termini di copertura del carico elettrico e predisposizione di adeguati margini di riserva. La tempistica e i periodi orari di riferimento di ciascuna sottofase sono descritte nel documento A.22 “Procedura di selezione delle risorse nella fase di programmazione del MSD” di cui all’Appendice A del presente Capitolo. In particolare:
o La prima sottofase, tenuta nel giorno precedente a quello cui le offerte si riferiscono, prende in considerazione tutti i periodi orari della giornata;
o Le successive sottofasi, tenute nello stesso giorno cui le offerte si riferiscono, prendono in considerazione tutti i periodi orari che intercorrono dalla prima ora oggetto della sottofase in esame all’ultima ora della giornata.
Nella fase di programmazione le offerte presentate per la prima sottofase si intendono utilizzabili anche per le sottofasi successive secondo le modalità di cui al paragrafo 4.9.2 Definizione delle quantità valide per la fase di programmazione”.
• La fase di gestione in tempo reale, ovvero il Mercato di bilanciamento (MB), svolta nel medesimo giorno cui le offerte fanno riferimento.
Agli UdD è data facoltà di presentare offerte MB in modalità continua, utilizzando a tal fine l’apposita piattaforma informatica predisposta dal Gestore del Mercato. Le offerte, con riferimento a un dato periodo orario, potranno essere presentate sino a 60’ dall’inizio dello stesso e si intendono utilizzabili soltanto successivamente alla comunicazione degli esiti dell’ultima sottofase della fase di programmazione che comprende il periodo orario in esame.
4.8.2 Obblighi di offerta
Gli UdD delle UP abilitate alla fornitura di risorse per:
(a) la risoluzione delle congestioni in fase di programmazione;
(b) la riserva secondaria di potenza;
(c) la riserva terziaria di potenza;
(d) il bilanciamento; hanno:
• l’obbligo di inserire nella piattaforma del Gestore del mercato offerte predefinite per la fase di programmazione;
• l’obbligo di inserire, eventualmente per il tramite di soggetti delegati, nella Piattaforma di nomina le nomine preliminari riferite ai periodi orari oggetto di ciascuna sottofase della fase di programmazione entro le tempistiche per la comunicazione dei dati tecnici indicate nel documento A.22 “Procedura di selezione delle risorse nella fase di programmazione del MSD” di cui all’Appendice A del presente Capitolo. Tale obbligo si applica anche agli UdD, o ai soggetti da questi delegati, delle UP rilevanti non abilitate connesse alla rete rilevante;
• facoltà di inserire quotidianamente offerte non predefinite con riferimento alla fase di programmazione. Con riferimento alle sottofasi della fase di programmazione, il Gestore della rete utilizza le offerte predefinite in assenza di offerte non predefinite;
• facoltà di inserire quotidianamente e per ciascun periodo orario, offerte con riferimento al MB. In caso di mancata presentazione di offerte sul MB per un determinato periodo orario, il Gestore della rete utilizza le offerte valide ai fini della fase di programmazione riferite al periodo orario in oggetto;
• l’obbligo di inserire nella piattaforma del Gestore del mercato offerte di prezzo predefinite ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR;
• facoltà di inserire quotidianamente offerte di prezzo non predefinite ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR. Con riferimento a ciascun periodo orario, il Gestore della rete utilizza le offerte predefinite in assenza di offerte non predefinite;
A tale proposito gli UdD avranno facoltà di aggiornare le proprie offerte sino al termine di presentazione delle offerte stesse.
Le suddette offerte devono essere conformi a quanto riportato al paragrafo
4.8.4. Il Gestore della rete monitora la conformità della condotta degli UdD
con gli obblighi di offerta su MSD.
Il mancato rispetto degli obblighi di offerta di cui sopra, con riferimento al 25° periodo orario, nel giorno di passaggio dall’ora legale all’ora solare, verrà gestito dal Gestore della rete replicando per il suddetto periodo orario l’offerta del 24° periodo.
L’evidenza di comportamenti non conformi agli obblighi di offerta viene sottoposta all’attenzione dell’Autorità per i provvedimenti del caso.
4.8.3 Esenzione dagli obblighi di offerta
4.8.3.1 Esenzione totale dagli obblighi di offerta
Gli UdD sono esentati dall’obbligo di offerta, in vendita e in acquisto, sul MSD, con riferimento alle UP abilitate di cui sono titolari, nei seguenti casi:
(a) per le UP di tipo idroelettrico, non ad acqua fluente, qualora intervengano condizioni idrologiche, per motivi di sicurezza idro-geologica, che impongano l’utilizzo ad un determinato valore di potenza;
(b) per le UP di tipo idroelettrico non ad acqua fluente, qualora le stesse siano soggette a servitù idro-geologiche che impongano l’utilizzo ad un determinato valore di potenza;
(c) qualora le UP debbano eseguire delle prove richieste o concordate con il Gestore della rete;
(d) per le UP di tipo termoelettrico, nella fase di avviamento sino al raggiungimento della potenza minima dell’unità, limitatamente alla fornitura del servizio di bilanciamento;
(e) per le UP di tipo termoelettrico a carbone nella fase di spegnimento, limitatamente alla fornitura del servizio di bilanciamento;
(f) durante il “periodo di rientro in servizio”, ai sensi dell’Articolo 40 della delibera 111/06 dell’Autorità.
4.8.3.2 Esenzione parziale dagli obblighi di offerta
Gli UdD sono parzialmente esentati dall’obbligo di offerta sul MSD, ovvero soggetti all’obbligo di offerta, in vendita e in acquisto, limitatamente alla potenza disponibile sul MSD, con riferimento alle UP abilitate di cui sono titolari, nei seguenti casi:
(a) per le UP di tipo idroelettrico, non ad acqua fluente, qualora intervengano condizioni idrologiche, per motivi di sicurezza idro-geologica, che impongano l’utilizzo entro determinati valori di potenza;
(b) per le UP di tipo idroelettrico non ad acqua fluente, qualora le stesse siano soggette a servitù idro-geologiche che impongano l’utilizzo entro determinati valori di potenza;
(c) qualora l’UP sia in manutenzione programmata o in coda di
manutenzione;
(d) in caso di avaria dell’UP;
(e) qualora l’UP sia soggetta a vincoli di produzione per indisponibilità di elementi di rete comunicati dal Gestore della rete in esito alla programmazione delle indisponibilità programmate o provenienti da rientri anticipati delle UP da indisponibilità programmate (di cui al
paragrafo 4.7.2), limitatamente alla quota di potenza corrispondente al vincolo di produzione comunicato;
(f) qualora l’UP sia soggetta a vincoli ambientali (ATS, alta temperatura aria ambiente o inquinamento);
(g) qualora l’UP sia interessata da scioperi dichiarati compatibili con la sicurezza del SEN;
(h) in presenza di vincoli tecnologici dell’UP, documentabili su richiesta del
Gestore della rete.
4.8.4 Contenuto e vincoli delle offerte su MSD
Le quantità e i prezzi offerti in acquisto e in vendita sul MSD sono da intendersi non negativi, ad eccezione per il prezzo di Spegnimento che può assumere valore con segno non inferiore al relativo valore minimo fissato dall’Autorità. In assenza di tale provvedimento da parte dell’Autorità il relativo valore minimo deve intendersi pari a zero.
4.8.4.1 Contenuto delle offerte per la fase di programmazione
Il presente paragrafo si applica sia alle offerte predefinite che alle offerte non predefinite.
Per ciascuna unità abilitata e per ciascun periodo orario del giorno di riferimento, le offerte presentate per la fase di programmazione devono essere costituite da:
(i) 1 prezzo per l’offerta in vendita per Riserva secondaria, relativa ad incrementi di immissione per l’eventuale utilizzo della riserva secondaria di potenza, qualora l’unità sia abilitata alla fornitura di risorse per riserva secondaria di potenza;
(ii) almeno 1 e fino a 3 coppie di quantità e prezzi per le offerte in vendita per Altri servizi, relative ad incrementi di immissione dal maggior valore tra il programma di riferimento e la potenza minima sino alla potenza massima;
(iii) 1 prezzo per l’offerta di Minimo, relativa ad incrementi di immissione dal programma intermedio cumulato, sino alla potenza minima, se tale incremento è possibile (ovvero se il medesimo programma intermedio cumulato è inferiore alla potenza minima), qualora l’unità sia abilitata alla presentazione di offerta di Minimo, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7 punto a;
(iv) 1 prezzo per l’offerta in acquisto per Riserva secondaria, relativa a decrementi di immissione per l’eventuale utilizzo della riserva secondaria di potenza, qualora l’unità sia abilitata alla fornitura di risorse per riserva secondaria di potenza;
(v) almeno 1 e fino a 3 coppie di quantità e prezzi per le offerte in acquisto per Altri servizi, relative a decrementi di immissione dal maggior valore tra il programma di riferimento e la potenza minima sino alla potenza minima;
(vi) 1 prezzo per l’offerta di Spegnimento, relativa a decrementi di immissione dal minor valore tra il programma intermedio cumulato e la potenza minima sino a zero, qualora l’unità sia abilitata alla presentazione di offerta di Spegnimento, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7 punto a;
Inoltre per ciascuna unità abilitata e per ciascun giorno di riferimento le offerte presentate per la fase di programmazione devono indicare:
(vii) 1 prezzo per l’offerta di Accensione, qualora l’unità sia abilitata alla presentazione di offerta di Accensione, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7
punto a, corrispondente all’ammontare richiesto per ogni avviamento dell’unità abilitata effettuato nell’ambito di MSD nel giorno di riferimento, in eccesso rispetto agli avviamenti effettuati nell’ambito del Mercato dell’energia nel medesimo periodo
(viii) 1 prezzo per l’offerta di Cambio Assetto, qualora l’unità sia abilitata alla presentazione di offerta di Cambio Assetto, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7 punto a, corrispondente all’ammontare richiesto per ogni cambio assetto dell’unità abilitata effettuato nell’ambito di MSD nel giorno di riferimento, in eccesso rispetto ai cambio assetto effettuati nell’ambito del Mercato dell’energia nel medesimo periodo, limitatamente ai cambiamenti di assetto cui corrisponda un incremento nel numero di generatori associati.
b.8.4.2 Vincoli di offerta per la fase di programmazione
Per una data unità abilitata e per ogni periodo orario del giorno di riferimento:
• i prezzi delle offerte in vendita devono essere non inferiori ai prezzi delle offerte in acquisto, separatamente per le offerte per Riserva secondaria e per le offerte per Altri servizi;
• il prezzo dell’offerta di Minimo (Spegnimento) deve essere non superiore al prezzo di ciascuna delle offerte in vendita (acquisto) per Altri servizi;
Il prezzo di Accensione non può assumere valore superiore ad un valore massimo pari al prodotto tra:
a) il fattore di conversione - pari a uno-, e
b) il valore della potenza minima della UP registrato nel GAUDÌ, e
c) il prezzo unitario calcolato come valore medio del prezzo valido delle offerte di Minimo presentate nell’anno precedente alla data di calcolo
dalle UP appartenenti ad un medesimo sottotipo di tecnologia e pubblicato dal Gestore della rete sul proprio sito internet, e
d) il numero di ore massimo fissato dall’Autorità.
Con riferimento al numero di ore massimo di cui al precedente punto d), si precisa che, in assenza di tale definizione da parte dell’Autorità, lo stesso deve intendersi pari a:
• Sei, per le UP di tipo termoelettrico diverse da turbogas a ciclo aperto in cui l’assetto di funzionamento corrispondente alla prima fascia di funzionamento non sia associato esclusivamente ad un turbogas in ciclo aperto
• Uno, per le restanti UP di tipo termoelettrico.
Il prezzo di Cambio Assetto non può assumere valore superiore ad un valore massimo pari al prodotto tra:
a) il fattore di conversione - pari a uno -, e
b) il valore della potenza minima della UP registrato nel GAUDÌ, e
c) il prezzo unitario calcolato come valore medio del prezzo valido delle offerte di Minimo presentate nell’anno precedente alla data di calcolo dalle UP appartenenti ad un medesimo sottotipo di tecnologia e pubblicato dal Gestore della rete sul proprio sito internet, e
d) numero di ore massimo fissato dall’Autorità. In assenza di tale definizione da parte dell’Autorità, il numero di ore massimo deve intendersi pari a uno.
Al fine di consentire la corretta valorizzazione economica delle offerte, il Gestore della rete comunica al Gestore del mercato i prezzi validi ai fini della fase di programmazione, ovverosia i prezzi offerti per la fase di
programmazione come eventualmente modificati dal Gestore della rete a seguito del processo di verifica dei vincoli di offerta di cui al paragrafo 4.8.4.5.
4.8.4.3 Contenuto delle offerte per il Mercato di bilanciamento
Per ciascuna UP e per ciascun periodo orario del giorno di riferimento, le offerte presentate per il MB devono essere costituite da:
(i) 1 prezzo per l’offerta in vendita per Riserva secondaria, relativa ad incrementi di immissione per l’utilizzo della riserva secondaria di potenza, qualora l’UP sia abilitata alla fornitura di risorse per riserva secondaria di potenza;
(ii) almeno 1 e fino a 4 coppie di quantità e prezzi per le offerte in vendita per Altri servizi, relative ad incrementi di immissione dal maggior valore tra il programma finale cumulato e la potenza minima sino alla potenza massima, per l’approvvigionamento e l’utilizzo di altri servizi diversi dalla riserva secondaria di potenza;
(iii) 1 prezzo per l’offerta di Minimo, relativa ad incrementi di immissione dal programma finale cumulato sino alla potenza minima, se tale incremento è possibile (ovvero se il programma finale cumulato è inferiore alla potenza minima), qualora l’UP sia abilitata alla presentazione di offerta di Xxxxxx, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7 punto a;
(iv) 1 prezzo per l’offerta in acquisto per Riserva secondaria, relativa a decrementi di immissione per l’utilizzo della riserva secondaria di potenza, qualora l’UP sia abilitata alla fornitura di risorse per riserva secondaria di potenza;
(v) almeno 1 e fino a 4 coppie di quantità e prezzi per le offerte in acquisto per Altri servizi, relative a decrementi di immissione dal maggior valore tra il programma finale cumulato e la potenza minima sino alla
potenza minima, per l’approvvigionamento e l’utilizzo di altri servizi diversi dalla riserva secondaria di potenza;
(vi) 1 prezzo per l’offerta di Spegnimento, relativa a decrementi di immissione dal minor valore tra il programma finale cumulato e la potenza minima sino a zero, qualora l’UP sia abilitata alla presentazione di offerta di Spegnimento, di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto a;
(vii) 1 prezzo per le offerte in vendita ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR, relative ad incrementi di immissione, selezionati sulla Piattaforma RR, rispetto al programma finale cumulato. L’offerta è utilizzata ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR e, nei casi previsti ai paragrafi 4.4.3 e 12.4.1 dell’Allegato A.23, anche ai fini del Mercato di Bilanciamento;
(viii) 1 prezzo per le offerte in acquisto ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR, relative a decrementi di immissione, selezionati sulla Piattaforma RR, rispetto al programma finale cumulato. L’offerta è utilizzata ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR e, nei casi previsti ai paragrafi 4.4.3 e 12.4.1 dell’Allegato A.23, anche ai fini del Mercato di Bilanciamento.
Inoltre per ciascuna UP e per ciascun giorno di riferimento le offerte presentate per il MB devono indicare:
(ix) 1 prezzo per l’offerta di Accensione, qualora l’UP sia abilitata alla presentazione di offerta di Accensione, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7 punto a, corrispondente all’ammontare richiesto per ogni avviamento dell’UP effettuato nell’ambito di MSD nel giorno di riferimento, in eccesso rispetto agli avviamenti effettuati nell’ambito del Mercato dell’energia nel medesimo periodo;
(x) 1 prezzo per l’offerta di Cambio Assetto, qualora l’UP sia abilitata alla presentazione di offerta di Cambio Assetto, ai sensi del paragrafo 4.3.2.7 punto a, corrispondente all’ammontare richiesto per ogni cambio assetto dell’UP effettuato nell’ambito di MSD nel giorno di riferimento, in eccesso rispetto ai cambio assetto effettuati nell’ambito del Mercato dell’energia nel medesimo periodo, limitatamente ai cambiamenti di assetto cui corrisponda un incremento nel numero di generatori associati.
4.8.4.4. Vincoli delle offerte per il Mercato di bilanciamento
Per una data UP, ad ogni periodo orario del giorno di riferimento si applicano i seguenti vincoli di offerta:
• i prezzi delle offerte in vendita devono essere non inferiori ai prezzi delle offerte in acquisto, separatamente per le offerte per Riserva secondaria e per le offerte per Altri servizi e per le offerte ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR;
• il prezzo dell’offerta di Minimo (Spegnimento) deve essere non superiore al prezzo di ciascuna delle offerte in vendita (acquisto) per Altri servizi;
• Il prezzo dell’offerta in vendita (acquisto) ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR deve essere non inferiore (non superiore) al prezzo di ciascuna delle offerte in acquisto (vendita) per Altri Servizi e non superiore (non inferiore) al prezzo di ciascuna delle offerte in vendita (acquisto) per Altri Servizi.
Al fine del rispetto dei vincoli di offerta provenienti dalla fase di programmazione ovvero dal MB:
• con riferimento alle offerte riservate nella fase di programmazione
ovvero nel MB:
o il prezzo di Minimo (Spegnimento) deve essere non superiore (non inferiore) allo stesso prezzo valido ai fini della fase di programmazione ovvero nel MB;
o il prezzo in vendita (acquisto), separatamente per Riserva secondaria e per Altri servizi, deve essere non superiore (non inferiore) allo stesso prezzo valido ai fini della fase di programmazione ovvero nel MB;
o la quantità in vendita (acquisto) per Altri servizi deve essere non inferiore alla quantità riservata nella fase di programmazione ovvero nel MB;
• con riferimento alle offerte accettate nel MB, cui corrispondono manovre di accensione o spegnimento di UP di tipo termoelettrico diverse da turbogas a ciclo aperto, notificate all’UdD precedentemente alla presentazione delle offerte MB per il periodo orario considerato:
o in caso di manovra di accensione, il prezzo di Minimo deve essere non superiore allo stesso prezzo valido ai fini della fase di programmazione o in precedenti offerte per il MB;
o in caso di manovra di spegnimento, il prezzo di Spegnimento e il prezzo in acquisto per Altri servizi devono essere rispettivamente non inferiori agli stessi prezzi validi ai fini della fase di programmazione o in precedenti offerte per il MB.
• il prezzo dell‘offerta di Accensione deve essere non superiore al corrispondente prezzo presentato in fase di programmazione o in precedenti offerte per il MB;
• il prezzo dell‘offerta di Xxxxxx Xxxxxxx deve essere non superiore al corrispondente prezzo presentato in fase di programmazione o in precedenti offerte per il MB.
• il prezzo in vendita (acquisto) ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR deve essere non superiore (non inferiore) al prezzo di ciascuna delle offerte in vendita (acquisto) per Altri Servizi valido ai fini della fase di programmazione ovvero nel MB.
4.8.4.5. Verifica dei vincoli di offerta
Il Gestore della rete verifica i vincoli di offerta per la fase di programmazione e per il MB e, in caso di mancato rispetto, procede alla modifica dei prezzi offerti come di seguito decritto. Con riferimento a ciascuna UP e periodo orario:
• qualora il prezzo di Spegnimento risulti inferiore al relativo valore minimo di cui al paragrafo 4.8.4., il prezzo di Spegnimento viene posto pari al valore minimo
• qualora il prezzo in vendita per Riserva secondaria risulti non superiore al prezzo in acquisto per Riserva secondaria, il prezzo in acquisto viene modificato e posto pari al prezzo in vendita;
• qualora il più basso prezzo in vendita per Altri servizi risulti non superiore al prezzo di Minimo, il prezzo di Minimo viene modificato e posto pari al più basso prezzo in vendita per Altri servizi;
• qualora il prezzo di Minimo risulti non superiore ad uno o più prezzi in acquisto per Altri servizi, questi ultimi vengono modificati e posti pari al prezzo di Minimo;
• qualora il più basso prezzo in acquisto per Altri servizi risulti non superiore al prezzo di Spegnimento, il prezzo di Spegnimento viene modificato e posto pari al più basso prezzo in acquisto per Altri servizi;
• qualora il prezzo di Accensione risulti superiore al valore massimo di cui al paragrafo 4.8.4.2, il prezzo di Accensione viene posto pari a tale valore massimo;
• qualora il prezzo di Cambio Assetto risulti superiore al valore massimo di cui al paragrafo 4.8.4.2, il prezzo di Cambio Assetto viene posto pari a tale valore massimo;
• qualora il prezzo in vendita (acquisto) ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR risulti superiore (inferiore) al più basso (alto) prezzo in vendita (in acquisto) per Altri Servizi valido, il prezzo in vendita (acquisto) ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR viene modificato e posto pari al più basso (alto) prezzo in vendita (acquisto) per Altri Servizi valido;
• qualora il prezzo in vendita ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR risulti inferiore al più alto prezzo in acquisto per Altri Servizi valido, il prezzo in vendita ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR viene modificato e posto pari al più alto prezzo in acquisto per Altri Servizi valido;
• qualora il prezzo in vendita ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR risulti inferiore al prezzo in acquisto ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR, il prezzo in acquisto viene modificato e posto pari al prezzo in vendita valido.
4.8.5 Vincoli di offerta per le Unità essenziali
Il presente paragrafo disciplina le comunicazioni e i vincoli di offerta riferiti alle unità essenziali sul MSD, ai sensi degli Articoli 64 e 65 della delibera 111/06 dell’Autorità.
4.8.5.1 Vincoli di offerta per le unità essenziali per riserva
Con riferimento alla riserva secondaria di potenza, per ciascun assetto di funzionamento del SEN, di cui al paragrafo 4.7.4, e periodo orario, si applicano agli UdD vincoli di offerta sul MSD con riferimento alle UP abilitate, per una quantità totale offerta per Riserva secondaria pari alla capacità essenziale per riserva secondaria di potenza, di cui al paragrafo 4.3.5.2.
L’UdD indica contestualmente alla presentazione dell’offerta sul MSD con quali UP intende dare esecuzione ai vincoli di offerta, indicando un prezzo in vendita e in acquisto per Riserva secondaria pari al costo variabile riconosciuto alle UP dell’impianto di produzione cui appartiene l’unità come definito dall’Autorità.
Con riferimento alla riserva terziaria di sostituzione, a ciascun UdD titolare di capacità essenziale per riserva terziaria di sostituzione, si applicano i vincoli di offerta sulla fase di programmazione del MSD, per ogni periodo orario di riferimento e assetto di funzionamento del SEN in cui risulti positiva la differenza tra:
▪ la capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione dell’UdD, riferita all’assetto di funzionamento del SEN del giorno di riferimento, di cui al paragrafo 4.7.4;
▪ la somma dei programmi aggiornati cumulati, in esito alla sessione del Mercato dell’energia immediatamente precedente la sottofase della fase di programmazione in considerazione, delle UP nella titolarità dell’UdD, localizzate nell’aggregato.
I suddetti vincoli di offerta sul MSD si applicano con riferimento alle UP abilitate di tipo termoelettrico, disponibili nella fase di programmazione, per una quantità totale offerta pari alla suddetta differenza. L’UdD indica nell’offerta con quali UP e offerte intende dare esecuzione agli obblighi.
Con riferimento alla riserva terziaria pronta, per ciascun assetto di funzionamento del SEN e periodo orario, si applicano agli UdD vincoli di offerta sul MSD con riferimento alle UP abilitate alla riserva pronta, per una quantità totale offerta per Altri servizi almeno pari alla capacità essenziale di riserva pronta.
L’UdD indica nell’offerta con quali UP e offerte intende dare esecuzione ai vincoli, indicando un prezzo in vendita e in acquisto per Altri servizi pari al costo variabile riconosciuto alle UP dell’impianto di produzione cui appartiene l’unità come definito dall’Autorità.
Ai fini del soddisfacimento degli obblighi relativi alla capacità essenziale per riserva, concorrono anche eventuali contributi provenienti da impianti di produzione singolarmente essenziali qualora abilitati alla fornitura del servizio di riserva.
Con riferimento alle offerte presentate ai fini del MB per le unità essenziali, il Gestore della rete verifica che le quantità offerte, siano non inferiori alle quantità valide ai fini della fase di programmazione al netto delle quantità accettate. Il Gestore della rete, in caso di mancato rispetto, procede a modifica delle quantità offerte.
Il Gestore della rete, successivamente agli esiti del MSD, verifica che le offerte presentate per le unità essenziali siano pari al costo variabile riconosciuto alle UP medesime.
4.9 FASE DI PROGRAMMAZIONE DEL MERCATO PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
4.9.1 Obbligo di comunicazione di informazioni relative alle unità abilitate
Gli UdD delle unità abilitate, avvalendosi della procedura di cui al paragrafo 4.3.2.7 punto c, hanno l’obbligo di comunicare al Gestore della rete eventuali:
(a) variazioni temporanee dei dati tecnici registrati nel GAUDÌ;
(b) indisponibilità al servizio di dispacciamento;
qualora ricorrano le condizioni di cui al paragrafo 4.8.3 (“Esenzione dagli obblighi di offerta”) e secondo le modalità descritte nel paragrafo 4.3.2.7 punto c;
(c) vincoli di energia giornaliera per UP abilitate idroelettriche di sola produzione e di produzione e di pompaggio.
Con riferimento all’obbligo di cui al precedente punto (b), ai fini della fase di programmazione del MSD non sono considerate le comunicazioni relative alle indisponibilità al servizio di dispacciamento con motivazione avviamento. Gli UdD delle UP abilitate, hanno l’obbligo di effettuare tempestivamente le comunicazioni di cui al presente paragrafo al Gestore della rete entro il termine previsto nel documento A.22 “Procedura di selezione delle risorse nella fase di programmazione del MSD” di cui all’Appendice A del presente Capitolo.
Il Gestore della rete utilizza le informazioni comunicate dagli UdD per la definizione delle quantità offerte per la fase di programmazione.
Gli UdD sono esonerati da tale comunicazione se le unità nella propria titolarità non sono interessate da variazioni rispetto a quanto comunicato ai