Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE‌

Art. 8.4	Criteri generali per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali
	e del ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	59
Art. 8.5	Abilitazione per l’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento
	e per il ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	59
Art. 8.6	Qualifica per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza
	e del servizio di modulazione straordinaria . . . . . . . . . . . . . . .	62
Art. 8.7	Verifiche a cura dei gestore del sistema di distribuzione (Distribution
	System Operator) (DSO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	63
Art. 8.8	Capacità delle unità ai fini della partecipazione al mercato per il
	bilanciamento e il ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . .	64
Art. 8.9	Responsabilità ai fini dell’erogazione dei servizi ancillari per il bilan-
	ciamento e ai fini del ridispacciamento . . . . . . . . . . . . . . . . .	65

9 Aggregazioni ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare 66

Art. 9.1 Tipologia di aggregati 66

Art. 9.2 Unità Abilitata Singolarmente (UAS) ai fini del diritto a immettere e prelevare 68

Art. 9.3 Unità non Abilitata da Programmare (UnAP) 68

Art. 9.4 Unità Virtuali non Abilitate (UVnA) 70

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

una Unità Virtuale Abilitata (UVA) 73

Art. 9.6 Capacità delle unità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare 75

Art. 9.7 Responsabilità ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare 76 Art. 9.8 Diligenza, perizia, prudenza e previdenza 77

10 Aggregazioni ai fini della partecipazione ai mercati dell’energia 79

Art. 10.1 Portafogli zonali 79

Art. 10.2 Portafogli zonali fisici 80

Art. 10.3 Portafogli zonali commerciali 82

Art. 10.4 Capacità dei portafogli zonali 85

Art. 10.5 Portafogli zonali e operatori di mercato 86

IV Mercato dell’energia elettrica a livello nazionale 89

11 Organizzazione e finalità del mercato dell’energia elettrica a livello nazionale 90

Art. 11.1 Organizzazione del mercato dell’energia elettrica 90

Art. 11.2 Finalità del mercato dell’energia elettrica 91

Art. 11.3 Periodi rilevanti per le transazioni sul mercato dell’energia elettrica . 92

12 Mercato Elettrico a Termine (MET) 94

Art. 12.1 Oggetto del MET 94

Art. 12.2 Piattaforma per Conti Energia (PCE) 94

Art. 12.3 Allocazione a termine della capacità di trasporto 100

13 Mercato Elettrico a Pronti (MPE) 103

Art. 13.1 Oggetto del MPE 103

Art. 13.2 Ruolo del GME sul MPE 103

Art. 13.3 Mercato del Giorno Prima 104

Art. 13.4 Consegna fisica dell’energia scambiata su MET 109

Art. 13.5 Mercato Infragiornaliero 113

Art. 13.6 Posizione netta del BRP su Mercato Elettrico a Pronti (MPE) 119

Art. 13.7 Procedure di back-up 120

14 Mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 121

Art. 14.1 Oggetto del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 121

Art. 14.2 Ruolo di TERNA sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento123 Art. 14.3 Ruolo del GME sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 123 Art. 14.4 Offerte sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento 124

Art. 14.5 Integrated Scheduling Process 125

Art. 14.6 Piattaforme di bilanciamento 131

Art. 14.7 Esito del mercato per i servizi ancillari nazionali globali 135

15 Procedure specifiche di approvvigionamento per i servizi ancillari nazionali globali 137

Art. 15.1 Risorse approvvigionate con procedure specifiche 137

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

di frequenza 137

Art. 15.3 Approvvigionamento del servizio di modulazione straordinaria 144

Art. 15.4 Approvvigionamento a termine dei servizi ancillari nazionali globali . 148 Art. 15.5 Corrispettivi forfettari per i servizi ancillari non relativi alla frequenza149

16 Mercato per i servizi ancillari nazionali locali 150

V Programmazione delle unità e scambi di energia 151

17 Registrazione delle nomine 152

Art. 17.1 Convenzioni di segno 152

Art. 17.2 Piattaforma di nomina 152

18 Programmi di immissione e prelievo 164

Art. 18.1 Tipologia dei programmi 164

Art. 18.2 Programmi base 165

Art. 18.3 Programmi di movimentazione 166

Art. 18.4 Programmi finali 167

19 Scambi e movimentazioni di energia 173

Art. 19.1 Energia immessa e prelevata ai fini del settlement 173

Art. 19.2 Modulazione ai fini del settlement 174

Art. 19.3 Movimentazioni in esito al mercato per il bilanciamento e il ridispac- ciamento 176

VI Regolazione delle partite economiche 183

20 Partite economiche 184

Art. 20.1 Convenzioni di segno per le partite economiche 184

Art. 20.2 Partite economiche regolate con GME 184

Art. 20.3 Partite economiche regolate con TERNA 185

Art. 20.4 Partite economiche fra TERNA e GME 189

21 Corrispettivi di sbilanciamento 190

Art. 21.1 Finalità dei corrispettivi di sbilanciamento 190

Art. 21.2 Determinazione del corrispettivo di sbilanciamento 190

Art. 21.3 Sbilanciamento delle unità, UCP e UCS 191

Art. 21.4 Macrozone di sbilanciamento 195

Art. 21.5 Prezzi di sbilanciamento 200

Art. 21.6 Pubblicazione dei corrispettivi di sbilanciamento 205

22 Corrispettivi per le movimentazioni 206

Art. 22.1 Corrispettivo di mancata movimentazione 206

Art. 22.2 Corrispettivi addizionali di mancato rispetto degli ordini di dispaccia- mento 207

Art. 22.3 Corrispettivi di compensazione 214

23 Corrispettivi di neutralità 220

Art. 23.1 Finalità generale dei corrispettivi di neutralità 220

Art. 23.2 Corrispettivi di sbilanciamento a programma 221

Art. 23.3 Componente compensativa 222

Art. 23.4 Corrispettivi per l’assegnazione della capacità di trasporto 225

Art. 23.5 Corrispettivi di non arbitraggio 228

Art. 23.6 Corrispettivo di non arbitraggio macrozonale 233

24 Corrispettivo di dispacciamento 238

Art. 24.1 Finalità del corrispettivo di dispacciamento 238

Art. 24.2 Determinazione del corrispettivo di dispacciamento 238

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

dei servizi ancillari nazionali globali 240

Art. 24.4 Copertura dei costi degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema245 Art. 24.5 Copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di TERNA ai

fini del dispacciamento 249

Art. 24.6 Copertura dei costi per la remunerazione del servizio di modulazione straordinaria e del servizio di riduzione dei prelievi 249

Art. 24.7 Copertura dei costi dei ristori per la mancata produzione eolica 256

Art. 24.8 Copertura delle ulteriori partite economiche relative al servizio di dispacciamento 258

25 Altri corrispettivi 262

Art. 25.1 Corrispettivo per il mancato diritto alla priorità di dispacciamento . 262

26 Settlement in caso di inadeguatezza del sistema 264

Art. 26.1 Inadeguatezza del sistema 264

Art. 26.2 Prezzo di sbilanciamento in condizioni di inadeguatezza 265

Art. 26.3 Movimentazioni in condizioni di inadeguatezza 266

Art. 26.4 Remunerazione dei margini a salire in condizioni di inadeguatezza 267

Art. 26.5 Determinazione dell’energia prelevata in condizioni di inadeguatezza 268

27 Inadempimenti e garanzie 271

Art. 27.1 Sistema di garanzie predisposto da GME 271

Art. 27.2 Sistema di garanzie predisposto da TERNA 271

VII Disposizioni transitorie e finali 273

28 Obblighi informativi 274

Art. 28.1 Obblighi informativi in capo a GME 274

Art. 28.2 Obblighi informativi in capo a TERNA 274

29 Implementazione del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico 278

Art. 29.1 Entrata in vigore del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) 278

Art. 29.2 Aggiornamenti a cura di TERNA e GME 278

Art. 29.3 Fase transitoria di implementazione del TIDE 280

Art. 29.4 Fase di implementazione del TIDE di consolidamento 287

Art. 29.5 Fase di implementazione del TIDE di regime 290

Art. 29.6 Anticipo delle fasi di implementazione 290

30 Disposizioni transitorie e finali 292

Art. 30.1 Monitoraggio dei prelievi delle UP 292

Art. 30.2 Impianti essenziali per la sicurezza del sistema 292

Art. 30.3 Raccordo con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel

[41] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293

Art. 30.4 Ulteriori disposizioni in materia di FCR e riserva ultra-rapida di frequenza 295

Art. 30.5 Raccordo con il quadro regolatorio adottato dall’Autorità 296

Art. 30.6 Ordini di dispacciamento e baseline per le Unità Virtuale Nodale (UVN)299 Art. 30.7 Ulteriori disposizioni in merito alle tipologie delle UC 300

Art. 30.8 Condizioni di emergenza 300

Art. 30.9 Macrozone per i prezzi di sbilanciamento 301

Art. 30.10Sviluppo del modello e dell’algoritmo di ottimizzazione per l’Integrated Scheduling Process 301

Art. 30.11Servizio di riduzione dei prelievi 303

Art. 30.12TIDE Stakeholder group 303

Art. 30.13Ulteriori aggiornamenti del Codice di Rete 304

VIII	Glossario, acronimi e variabili	305
Glossario		306
Acronimi		324
Elenco delle variabili		329
	IX Riferimenti normativi	343

Atti e Decisioni Europee 344

Leggi e Decreti dello Stato Italiano 346

Atti e Decreti del Governo e dei Ministeri 348

Atti dell’Autorità 349

Log revisioni 354

Log revisioni 356

Tabella di concordanza fra le versioni 360

Versioni e organizzazione del TIDE ‌‌

Versione attuale

Il presente documento contiene il TIDE nella Revisione 3 efficace dal 1 gennaio 2025.

Aggiornamenti precedenti

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

Revisione Data efficacia Delibera

1 1 gennaio 2025 345/2023/R/eel

2 1 gennaio 2025 304/2024/R/eel

3 1 gennaio 2025 539/2024/R/eel

Ulteriori dettagli sulle modifiche sono riportati a partire da pagina 356.

Organizzazione del documento

Il documento è organizzato secondo le seguenti convenzioni.

Revisioni

Ad ogni revisione del documento corrisponde un numero progressivo e una data di efficacia. Il presente testo, ad esempio, corrisponde alla Revisione 3 efficace dal 1 gennaio 2025. Numero di revisione e data di efficacia sono riportati in copertina e riprodotti nell’intestazione di ogni pagina.

La pubblicazione di tutte le Revisioni del documento sul sito internet dell’Autorità assicura di poter conoscere facilmente, anche retroattivamente, la versione efficace ad una certa data.

Suddivisione in Parti e Sezioni, Articoli e Commi

Il documento è numerato con tre livelli di profondità:

1 Sezione

1.1 Articolo

1.1.1 Comma

Le Sezioni sono raggruppate per macro-temi (le Parti ), ma la Parte non rientra nella numerazione delle Sezioni, per cui il numero di ciascuna Sezione è univoco e indipendente dalla Parte che lo contiene.

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

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

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

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

In aggiunta, il numero di revisione è stato anteposto ai numeri di Sezione, Articolo e Comma. Ad esempio, Sezione 2–4.3.1 significa: Sezione 4.3.1 della Revisione 2. Questo è utile per citare il TIDE nei documenti esterni, come meglio chiarito nei paragrafi successivi.

Infine, anche i Commi sono stati dotati di un titoletto.

Revisioni del documento

Il documento è suscettibile di aggiornamenti ed evoluzioni nel tempo che evitano di numerare Sezioni, Articoli e Commi vuote di disposizioni (usualmente indicati come “soppressi ”) oppure di estendere la profondità della numerazione con i suffissi quali, ad esempio, bis e ter.

Tale scelta assicura la coerenza interna di ogni versione in termini di gerarchia della nu- merazione, facilitando la leggibilità del documento e mantenendo la medesima consistenza nel tempo anche a fronte di un numero potenzialmente illimitato di modifiche. Tuttavia, tale scelta richiede anche una esatta comprensione dei meccanismi di aggiornamento della numerazione, specialmente se documenti esterni al TIDE (altre normative, contratti, studi e documenti vari) intendono citare il TIDE. Nel seguito, si specificano i meccanismi di aggiornamento del TIDE e le regole di "buona pratica" per citare il TIDE.

Numerazione delle Sezioni

Ad ogni Revisione si possono presentare i seguenti casi:

1. il numero di Revisione avanza di 1 (sempre); ad esempio, il comma 1-4.3.2, diventa, per definizione con la revisione successiva, il 2-4.3.2

2. se si modifica il testo all’interno di una Sezione, Articolo o Comma, il numero di Sezione, Articolo o Comma resta immutato; ad esempio, confrontando il comma 2-4.3.2 con il corrispondente della versione precedente 1-4.3.2 si possono evidenziare le modifiche apportate

3. se si inserisce una nuova Sezione, Articolo o Comma, le numerazioni di Sezioni, Articoli e Commi successivi slittano in avanti, a parità di contenuto; ad esempio, un nuovo comma inserito dopo l’1-4.3.1 sarà numerato 2-4.3.2 e il precedente 1-4.3.2 diventerà 2-4.3.3; anche i Commi successivi (immutati) slittano avanti di 1; in questo caso, per reperire una disposizione in una versione successiva del TIDE (la cui numerazione è “slittata”) è sufficiente ricercare il corrispondente titolo o titoletto

4. i due casi precedenti possono combinarsi: è aggiunta una nuova Sezione, Articolo o Comma ed è anche modificato il testo di un’altra Sezione, Articolo o Comma; anche in questo caso la corrispondenza tra le disposizioni può essere identificata tramite il titolo o titoletto.

Citazioni esterne

Per citare efficacemente il TIDE nei documenti esterni (ad esempio in norme, deliberazioni e contratti) si suggeriscono le seguenti regole di “buona pratica”.

Anzitutto è bene riferirsi ad una Sezione, Articolo o Comma utilizzando il generico termine Sezione e riportandone il numero completo, comprensivo del numero di revisione e del relativo titolo. Ad esempio, nella locuzione: “ ...come definito alla Sezione 2-4.3.3. del TIDE” è evidente il riferimento ad una definizione contenuta nella Sezione 4.3.3. della Revisione 2. È altresì evidente che la medesima definizione, così univocamente individuata, può essere facilmente reperita anche in una revisione successiva del TIDE, prescindendo dalla sua nuova numerazione, come precedentemente spiegato.

Si precisa anche che non è necessario aggiornare i riferimenti al TIDE contenuti in documenti esterni ad ogni cambiamento di numerazione del TIDE. Infatti, l’elemento essenziale della citazione è il suo argomento, normalmente rappresentato dal titolo o titoletto. Pertanto, tale riferimento esterno deve intendersi riferito alla Sezione di pari argomento, anche se il numero della Sezione è stato cambiato nella versione più recente. Questo, peraltro è in continuità col passato, visto che i soggetti regolati sono tenuti a conformarsi alle più recenti disposizioni, a prescindere dalla data in cui un provvedimento è stato riferito e recepito.

Al fine di eliminare ogni possibile dubbio e rendere ancora più chiari i riferimenti al TIDE, è buona norma citare, oltre al numero di Sezione (che, come precedentemente riportato, si riferisce a una Sezione, Articolo o Comma), anche l’argomento in forma sintetica: questo, come detto sopra, è tipicamente rappresentato dal suo titolo o titoletto, ma può anche essere una definizione, il nome di una variabile, la denominazione di un corrispettivo ecc... Ad esempio, costituiscono buone pratiche di citazione le seguenti:

... le UP appartenenti alla tipologia definita dal TIDE, alla Sezione 2–2.4.3 “Tipologie delle UP”, lettera b

↑

... il termine K F CR di cui al TIDE, Sezione 3–9.6.1 “Capacità delle unità di immis- sione e delle unità di prelievo”

... la banda complessivamente asservita ai servizi FCR e riserva ultra-rapida di frequenza

K↑FCR, definita dal TIDE, Sezione 3–9.6.1.

↑

Si noti come la prima citazione faccia riferimento inequivocabilmente ad una specifica di tipologia di UP, mentre le altre due siano modalità alternative di citare lo stesso termine K F CR: il luogo della sua definizione (Comma intitolato “Capacità delle unità di immissione e delle unità di prelievo”) o il suo nome (“banda complessivamente asservita ai servizi FCR e riserva ultra-rapida di frequenza”).

Riferimenti normativi

I riferimenti normativi sono indicati con un titolo breve seguito da un numero identificativo univoco tra parentesi quadre (ad esempio: Deliberazione 111/06 [36]): tale numero è un link attivo che rimanda ai riferimenti completi, riportati nella Parte IX “Riferimenti normativi” a pagina 345 e seguenti.

Link ipertestuali e Glossario

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

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

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

Acronimi

Gli acronimi utilizzati sono riportati nella forma estesa al primo utilizzo e, per comodità di lettura, sono elencati nella Parte VIII “Glossario, acronimi e variabili” a pagina 328. Il significato dell’acronimo può essere un termine esplicitato nel Glossario alla pagina 323 e seguenti, oppure può essere un termine definito all’interno del TIDE. In tal caso il link punta alla Sezione del TIDE che definisce tale termine.

Convenzione nella rappresentazione dei numeri

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

Convenzione nell’uso di congiunzioni logiche

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

Convenzione nella rappresentazione delle variabili e delle formule

−

Le variabili matematiche e le formule sono rappresentate in “corsivo matematico” (ad es: V = Va Vb). La nomenclatura delle variabili è descritta all’interno del testo, alla prima ricorrenza. L’elenco completo delle variabili utilizzate nel testo è anche riportato per maggiore comodità di consultazione, nella Parte VIII a pagina 341 e seguenti. La nomenclatura delle variabili segue le seguenti convenzioni di massima:

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

• l’apice contiene una specifica della variabile

• il pedice rappresenta un indice corrente.

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

(MGP) relativo alla zona di offerta z.

Q una Quantità generica

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

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

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

E un’Energia misurata

↑ ↓

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

Prg un Programma

S uno Sbilanciamento o un Saldo (in volume)

P un Prezzo unitario o un corrispettivo unitario

C un Corrispettivo (ossia un prezzo per una quantità)

T un Saldo (in denaro)

Operatori logici

Nel TIDE sono utilizzati i seguenti operatori logici:

| dove

∀ per ogni

̸ diverso da

∅ insieme vuoto

Convenzione nella rappresentazione degli orari

Gli orari, quando non diversamente specificato, sono riferiti al fuso orario italiano.

Convenzione nella rappresentazione degli importi monetari

Segue le regole del paragrafo 7.3.3 del “Manuale interistituzionale di convenzioni reda- zionali”, pubblicato dall’Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea e qui brevemente richiamate.

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

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

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

Parte I ‌

Oggetto e definizione di elementi funzionali alla disciplina

Sezione 3–1 ‌

Finalità e oggetto

Articolo 3–1.1 ‌

Finalità

Il TIDE:

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

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

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

Articolo 3–1.2 ‌

Oggetto

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

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

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

3. nell’attribuzione a TERNA, in qualità di concessionario per il servizio di dispaccia- mento ai sensi del Decreto Legislativo 79/99 [17] degli strumenti tecnici necessari ad assicurare l’esercizio del sistema elettrico in condizioni di sicurezza, attraverso l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali da effettuarsi, laddove possibile, con criteri di merito economico

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

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

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

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

nella modifica del profilo di generazione, di carico o entrambi al fine di modificare i flussi fisici sul sistema elettrico e ridurre una congestione fisica o di garantire altrimenti la sicurezza del sistema. Complementariamente si può quindi assumere che a livello europeo il dispacciamento consista nella definizione iniziale dei profili di generazione e carico prima di eventuali modifiche legate al ridispacciamento degli stessi. Tale definizione non è comunque presente in esplicito nel corpus normativo dell’UE, ma si può desumere dal documento Electricity Market Design Initiative: Impact Assessment (SWD/2016/0410 final) con il quale la Commissione Europea aveva accompagnato i lavori che hanno portato all’adozione del Regolamento (UE) 2019/943 [1] e nel quale l’intento di differenziare dispacciamento e ridispacciamento appariva in modo esplicito.

A livello nazionale, invece, con il termine dispacciamento si è storicamente inteso il servizio definito dal Decreto Legislativo 79/99 [17] come: l’attività diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinati degli impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari. Tale servizio include, quindi, sia il dispacciamento sia il ridispacciamento per come intesi a livello europeo.

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

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

disponibili. Sono quindi inevitabili scostamenti in tempo reale rispetto ai relativi programmi.

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

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

Sezione 3–2 ‌‌‌

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Articolo 3–2.1 ‌

Punti di connessione

3–2.1.1 Punti di connessione sul territorio nazionale

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

• punti esclusivamente di immissione a cui sono connesse esclusivamente UP

• punti esclusivamente di prelievo a cui sono connesse esclusivamente UC

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

3–2.1.2 Punti di interconnessione con l’estero

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

• punti di interconnessione associati al controllo degli scambi programmati

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

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

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

Articolo 3–2.2

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

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

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

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

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

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

Rispetto a quanto previsto con la Deliberazione 111/06 [36], non si fa più separato riferimento ai punti di immissione e ai punti di prelievo in quanto il sistema elettrico si è nel frattempo evoluto con la presenza sempre più frequente di cosiddetti punti misti tramite i quali possono avvenire sia immissioni sia prelievi. In particolare non sono rare situazioni in cui sotto il medesimo punto misto vi siano più UP, caratterizzate da fonti diverse (per esempio impianto di cogenerazione e impianto fotovoltaico) oltre che una UC: il TIDE tiene conto di queste situazioni riferendo le immissioni e i prelievi direttamente alle singole UP e UC, indipendentemente dal fatto che siano connesse a punti di connessione separati o allo stesso punto di con- nessione. Ciò è coerente con quanto attualmente previsto dalla regolazione vigente in materia di misura, secondo cui, qualora sotto un unico punto di connessione vi siano più UP, la misura dell’energia elettrica immessa è ripartita fra le singole UP.

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

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

2. scambio attraverso punti non associati al controllo automatico.

Nel caso 1, gli scambi di energia sono controllati automaticamente da TERNA con i TSO confinanti. Dal punto di vista commerciale la capacità di trasporto è attribuita tramite allocazione esplicita o tramite allocazione implicita nel rispetto del Regolamento (UE) 2015/1222 [2], del Regolamento (UE) 2016/1719 [3] e del Regolamento (UE) 2017/2195 [4]. In particolare sui confini con Francia, Austria, Slovenia e Grecia, che appartengono all’UE, l’allocazione esplicita è consentita solamente su base annuale e mensile, mentre per i confini con Svizzera e Montenegro,

che non appartengono alla UE, l’allocazione esplicita è per il momento l’unica possibile in tutti gli orizzonti temporali. Le importazioni e le esportazioni relative alla capacità allocata in modo esplicito sono riferite a specifiche unità virtuali distinte per ciascuna frontiera denominate UIE e UEE. Le importazioni e le esportazioni relative alla capacità allocata in modo implicito sono invece gestite come scambi di energia fra i Nominated Electricity Market Operators (NEMOs) per quanto riguarda MGP e Mercato Infragiornaliero (MI) e come scambi di energia fra i TSO per quanto riguarda le piattaforme di bilanciamento.

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

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

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Articolo 3–2.3 ‌

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

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

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

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

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

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

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

Articolo 3–2.4

Mappatura delle UP

3–2.4.1 Identificazione delle UP

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

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

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

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

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

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

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

3–2.4.2 Informazioni rilevanti per le UP

Ciascuna UP è caratterizzata almeno dalle seguenti informazioni:

• il titolare ai sensi della Sezione 2.3

• la tipologia ai sensi della Sezione 2.4.3

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

• gli eventuali ulteriori vincoli tecnici

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

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

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

La mappatura delle UP è demandata a TERNA nell’ambito del Codice di Rete a partire dai gruppi di generazione presenti su GAUDÌ sulla base di una adeguata analisi tecnica.

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

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

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

In continuità con quanto previsto dalla Deliberazione 109/2021/R/eel [37] e dalla Deliberazione 285/2022/R/eel [38] i prelievi per l’alimentazione dei servizi ausi- liari di generazione possono essere contabilizzati all’interno delle UP e come tali valorizzati a prezzo zonale su MGP e esentati dal pagamento dei corrispettivi di dispacciamento, di trasmissione e distribuzione e delle componenti a coper- tura degli oneri di sistema di competenza dei prelievi. Tali prelievi, di fatto, costituiscono delle immissioni negative. A tal proposito, in continuità con la Delibe- razione 285/2022/R/eel [38] il TIDE prevede la creazione di specifiche UP dedicate esclusivamente ai servizi ausiliari di generazione.

I prelievi dei sistemi di accumulo destinati alla reimmissione in rete devono essere necessariamente inclusi nelle UP cui sono riferite le immissioni del sistema di accumulo, costituendo una immissione negativa. Ciò rappresenta una novità rispetto alla Deliberazione 109/2021/R/eel [37] che consentiva la contabilizzazione di detti prelievi dentro le UP solamente su istanza del gestore della UP. Con il TIDE l’istanza non è più necessaria, in quanto la contabilizzazione dentro le UP è l’unica possibile: il gestore della UP è comunque tenuto a presentare una certificazione asseverata per la determinazione della potenza destinata alla reimmissione in rete.

3–2.4.3 Tipologie delle UP

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

a. UP alimentate da fonti rinnovabili non programmabili

b. UP alimentate da fonti rinnovabili programmabili

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

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

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

f. UP per i servizi ausiliari

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

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

• il produttore responsabile per ciascuna UP appartenente ad una centrale ibrida di cui all’Articolo 2, lettera d), del Decreto Legislativo 387/03 [18] può richiedere a TERNA la classificazione in una delle tipologie alimentate da fonti rinnovabili qualora la producibilità imputabile alle fonti rinnovabili calcolata sulla base di stime a partire dai dati progettuali risulta pari almeno al 50% della producibilità complessiva; in assenza di tale richiesta o in caso in cui la richiesta abbia esito negativo, l’UP è considerata alimentata da fonti non rinnovabili

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

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

La classificazione delle UP in diverse tipologie è stata aggiornata rispetto a quanto previsto dalla Deliberazione 111/06 [36] per tenere conto dell’evoluzione della normativa nazionale in materia di impianti di produzione e delle nuove esigenze legate al dispacciamento e al relativo monitoraggio.

In particolare, rispetto alla Deliberazione 111/06 [36], la classificazione segue criteri esclusivamente tecnologici, evitando di differenziare le tipologie in funzione dello specifico regime commerciale o di incentivazione (come invece accadeva per le unità di produzione in ritiro dedicato, le UP in scambio sul posto e le UP con tariffa fissa onnicomprensiva o per le unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico) o in funzione della taglia (come invece accadeva con il concetto di rilevanza sopra i 10 MW). Permangono, quindi, solamente criteri legati alla tipologia di fonte, a loro volta legati alle priorità di dispacciamento attribuite a certe tipologie dal quadro legislativo nazionale. Si differenziano, quindi:

a) UP alimentate da fonti rinnovabili non programmabili

b) UP alimentate da fonti rinnovabili programmabili

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

d) UP di stoccaggio costituite da una risorsa di stoccaggio 210/2021

e) UP di stoccaggio non costituite da risorse di stoccaggio 210/2021 f) UP per i servizi ausiliari

g) UP diverse da quelle di cui ai punti precedenti (sostanzialmente UP fossili)

Non è necessario suddividere ulteriormente le UP fossili in tecnologie in quanto per le UAS è previsto lo unit bidding e, pertanto, la separazione delle transazioni sulle varie unità (e conseguentemente tecnologie) risulta automatica.

Le risorse di stoccaggio 210/2021, costituendo UP a se stanti, sono automaticamente classificate nella tipologia di cui alla lettera d..

Gli altri sistemi di accumulo, invece, possono rientrare sia nella tipologia di cui alla lettera e., qualora costituiscano UP a se stanti, sia in una delle altre tipologie qualora inserite in UP assieme ad altre sezioni o gruppi dello stesso impianto di produzione

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

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

3–2.4.4 Riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento per il primo anno di esercizio

Ai fini di ottenere per il primo anno di esercizio l’attribuzione della tipologia di cui alla lettera c. della Sezione 2.4.3 rilevante per l’ordine di priorità nel trattamento delle offerte di pari prezzo ai sensi delle Sezioni 13.3.7 e 13.5.9, il BRP richiede al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) la valutazione preliminare secondo le modalità di cui all’Articolo 7 del Decreto Ministeriale 5 settembre 2011 [30] evidenziando anche la data attesa di entrata in esercizio a partire dalla quale intende usufruire di tale ordine di priorità, dandone comunicazione anche a TERNA.

GSE trasmette gli esiti della valutazione preliminare al BRP e a TERNA. In caso di esito positivo della valutazione preliminare, all’UP è attribuita la tipologia di cui alla lettera

c. della Sezione 2.4.3 e l’ordine di priorità è riconosciuto al portafoglio zonale in cui è inclusa l’UP a decorrere dalla data di entrata in esercizio fino al termine dell’anno.

I BRP per i quali la valutazione preliminare ha avuto esito positivo sono tenuti a comuni- care immediatamente a GSE e a TERNA l’eventuale verificarsi di situazioni in cui l’UP, per cause sopravvenute, non sia in grado di rispettare le condizioni per la cogenerazione ad alto rendimento. Dal giorno successivo al ricevimento di tale dichiarazione, l’UP è riclassificata nella tipologia di cui alla lettera g. della Sezione 2.4.3 e l’ordine di priorità non è più riconosciuto.

3–2.4.5 Riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento per gli anni successivi al primo

L’attribuzione per gli anni successivi al primo ad una UP della tipologia di cui alla lettera

c. della Sezione 2.4.3 rilevante per l’ordine di priorità nel trattamento delle offerte di pari prezzo ai sensi delle Sezioni 13.3.7 e 13.5.9 è effettuata sulla base dei dati di esercizio a consuntivo riferiti all’anno precedente, come trasmessi a GSE secondo le modalità definite dal medesimo.

Nelle more delle verifiche a cura di GSE sulla documentazione a consuntivo dell’anno precedente, all’UP è confermata provvisoriamente l’attribuzione della tipologia di cui alla lettera c. della Sezione 2.4.3. In caso di verifica negativa, l’UP è riclassificata nella tipologia di cui alla lettera g. della Sezione 2.4.3 e l’ordine di priorità non è più riconosciuto.

I BRP delle UP della tipologia di cui alla lettera c. della Sezione 2.4.3 possono comunicare a GSE e a TERNA, entro 15 giorni dall’evento, l’eventuale verificarsi di situazioni in cui l’UP, per cause eccezionali e imprevedibili, non sia in grado di rispettare le condizioni per la cogenerazione ad alto rendimento. Dal giorno successivo al ricevimento di tale dichiarazione, all’UP è attribuita la tipologia di cui alla lettera g. della Sezione 2.4.3 l’ordine di priorità non è più riconosciuto.

3–2.4.6 Riconoscimento della cogenerazione ad alto rendimento per le UP che hanno perso tale qualifica

Il BRP di ciascuna UP che è stata riclassificata nella tipologia di cui alla lettera g. della Sezione 2.4.3 ai sensi delle Sezioni 2.4.4 e 2.4.5 che intende richiedere la riattribuzione alla propria UP della tipologia di cui alla lettera c. della Sezione 2.4.3 presenta richiesta a GSE, trasmettendo la documentazione tecnica attestante che, sulla base dei dati attesi per l’anno successivo, l’UP è in grado di soddisfare le condizioni per la cogenerazione ad alto rendimento.

GSE verifica la documentazione e comunica al BRP e TERNA gli esiti della verifica. In caso di esito positivo della verifica, all’UP è attribuita la tipologia di cui alla lettera c. della Sezione 2.4.3 e l’ordine di priorità è riconosciuto al portafoglio zonale in cui è inclusa l’UP dall’1 gennaio dell’anno successivo.

I BRP per i quali la verifica ha avuto esito positivo sono tenuti a comunicare immedia- tamente a GSE e a TERNA l’eventuale verificarsi di situazioni in cui l’UP, per cause sopravvenute, non sia in grado di rispettare le condizioni per la cogenerazione ad alto rendimento. Dal giorno successivo al ricevimento di tale dichiarazione, all’UP è attribuita la tipologia di cui alla lettera g. della Sezione 2.4.3 e l’ordine di priorità non è più riconosciuto.

3–2.4.7 Riconoscimento della qualifica di cogenerazione ad alto rendimento per periodi inferiori all’anno

Nei casi in cui ad una UP sia riconosciuta la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento per un un periodo inferiore all’anno ai sensi dell’Articolo 5, comma 2, del Decreto Ministeriale 5 settembre 2011 [30], all’UP è attribuita la tipologia cui alla lettera c. della Sezione 2.4.3 solamente per il periodo cui la qualifica di cogenerazione ad alto rendimento si riferisce. Per la parte restante dell’anno all’UP è attribuita la tipologia cui alla lettera

g. della Sezione 2.4.3.

Le condizioni per il riconoscimento della qualifica di cogenerazione ad alto rendi- mento sono analoghe a quelle previste dagli Articoli 56 e 57 della Deliberazione 111/06 [36]. In particolare, ai fini del dispacciamento, la qualifica è riconosciuta tramite l’inclusione nella specifica tipologia cogenerazione ad alto rendimento. Su MGP e MI, le offerte presentate con riferimento ai portafogli zonali che contengono UP di tale tipologia, sono accettate in via prioritaria rispetto a tutte le altre offerte presentate a parità di prezzo (cosiddetta priorità di dispacciamento). Per i dettagli in merito si rinvia alle Sezioni 13.3.7 e 13.5.9.

Articolo 3–2.5 ‌

Mappatura delle UC

3–2.5.1 Identificazione delle UC

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

L’anagrafica delle UC è da tempo un compito attribuito al SII che raccoglie tutti i dati tecnici e i relativi dati di misura, rendendoli disponibili ai soggetti che ne hanno titolo. Ai fini del TIDE si ritiene opportuno avvalersi di tale mappatura, che è già esaustiva, e non prevedere duplicati.

3–2.5.2 Tipologie delle UC

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

h. UC nella titolarità di clienti finali riforniti nel servizio di salvaguardia

i. UC diverse da quelle di cui al punto precedente

Il comma 4.13 del Testo Integrato Vendita (TIV) prevede che i contratti di dispac- ciamento relativi ai clienti finali riforniti in salvaguardia debbano rimanere distinti dai contratti di dispacciamento relativi agli altri clienti finali nella responsabilità del medesimo BRP.

Il TIDE recepisce questa previsione, introducendo anche per le UC specifiche tipologie finalizzate a distinguere i clienti finali riforniti nel servizio di salvaguardia dagli altri clienti finali.

Non è necessario, invece, prevedere una specifica tipologia per i clienti finali riforniti nel servizio di maggior tutela, in quanto essi sono comunque inseriti nel contratto di dispacciamento dell’Acquirente Unico (AU) e, quindi, per costruzione, differenziati dagli altri clienti finali.

Infine si ricorda che non ci sono previsioni di separazione dei contratti di dispac- ciamento fra mercato libero e servizio a tutele graduali, per questo motivo non è introdotta una tipologia di UC dedicata a questo servizio.

Articolo 3–2.6 ‌

Mappatura delle UI e delle UE

3–2.6.1 Identificazione delle UI e delle UE

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

3–2.6.2 Informazioni rilevanti per le UI e delle UE

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

• il titolare ai sensi della Sezione 2.3

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

• gli eventuali ulteriori vincoli tecnici

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

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

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

Articolo 3–2.7

Costituzione delle UIE e delle UEE

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

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

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

Articolo 3–2.8 ‌

Pubblicazione dei criteri di identificazione

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

Non è necessario chiedere a TERNA di pubblicare i criteri relativi alle UC, in quanto per essi vale la mappatura definita nel SII.

Articolo 3–2.9 ‌

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

3–2.9.1 Criteri generali per la determinazione della capacità delle risorse

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

3–2.9.2 Capacità delle UP

TERNA nel Codice di Rete definisce le modalità con cui è determinata la capacità in

immissione KImax di ciascuna UP ai fini del dispacciamento nel rispetto delle seguenti

condizioni:

• fatte salve le comunicazioni di cui ai punti successivi, KImax è pari alla potenza

attiva massima definita ai sensi del Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA) e contenuta su GAUDÌ

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

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

Imax up

è determinato applicando alla potenza massima definita ai sensi del TICA e

contenuta su GAUDÌ la curva di modulazione convenzionale di cui alla Sezione 2.9.3

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

La capacità in prelievo KWmax di ciascuna UP ai fini del dispacciamento è pari alla

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

3–2.9.3 Curva di modulazione convenzionale per fonte solare

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

La curva di modulazione:

• è differenziata su base geografica

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

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

Le UP possono prelevare energia:

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

• destinata all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione.

Per le unità oggi abilitate al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento, l’aggiornamento sulla disponibilità ai fini della determinazione della potenza massi-

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

è invece attualmente previsto alcun tipo di aggiornamento.

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

• a cura del BRP che fornisce il nuovo valore di KImax in base all’effettivo

stato di disponibilità dell’UP

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

3–2.9.4 Capacità delle UC

La capacità in prelievo KWmax di ciascuna UC ai fini del dispacciamento è pari alla potenza disponibile caricata sul SII ai sensi dell’Allegato A alla Deliberazione 628/2015/R/eel [39]. Le UC non hanno capacità in immissione.

Rispetto a quanto previsto con la Deliberazione 111/06 [36], il TIDE introdu- ce una capacità massima di prelievo per ciascuna UC al fine di garantire una programmazione coerente con l’effettiva potenza prelevabile da ciascuna unità.

In particolare si ritiene opportuno utilizzare la potenza disponibile in prelievo come caricata sul SII. Ciò, peraltro, incentiva ad aggiornare tale dato all’occorrenza, allineando le informazioni che rilevano ai fini dell’esercizio della connessione (che sono riflesse usualmente nel dato della potenza disponibile) con quelle che rilevano ai fini del dispacciamento.

L’informazione disponibile sul SII sarà trasferita a TERNA secondo modalità definite nella convenzione fra TERNA e Gestore del SII di cui alla Sezione 4.5.

3–2.9.5 Capacità delle UI e delle UE

La capacità in immissione KImax di ciascuna UI ai fini del dispacciamento è pari alla

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

La capacità in prelievo KWmax di ciascuna UE ai fini del dispacciamento è pari alla

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

3–2.9.6 Capacità delle UIE e delle UEE

uie

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

uee

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

Sezione 3–3 ‌

Contratti

Articolo 3–3.1 ‌

Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione

3–3.1.1 Stipula dei contratti

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

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

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

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

3–3.1.2 Balance Responsible Party (BRP)

Il soggetto che stipula il contratto di dispacciamento:

• assume la qualifica di BRP

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

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

Ciascun BRP stipula:

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

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

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

Il contratto di dispacciamento in immissione include tutte le risorse che rientrano nelle unità di immissione e nelle unità di scambio con l’estero unitamente alle UCS che hanno valenza di immissione e prelievo, mentre il contratto di dispacciamento include tutte le risorse che rientrano nelle unità di prelievo, unitamente alle UCP che hanno valenza di solo prelievo

3–3.1.3 Interposizione di terzi

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

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

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

3–3.1.4 Obblighi di interposizione di terzi

I clienti finali riforniti nell’ambito dei servizi di vendita dell’energia elettrica di ultima istanza di cui al TIV diversi dal servizio di maggior tutela delegano la firma del contratto di dispacciamento e la firma del contratto per il servizio di trasmissione e distribuzione di energia elettrica al relativo esercente del servizio.

I clienti finali ricompresi nel servizio di maggior tutela:

• delegano la firma del contratto di dispacciamento all’AU

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

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

3–3.1.5 Mancata stipula dei contratti di dispacciamento e di trasporto

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

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

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

Articolo 3–3.2 ‌

Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

3–3.2.1 Stipula del contratto

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

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

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

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

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

3–3.2.2 Balancing Service Provider (BSP)

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

• assume la qualifica di BSP

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

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

3–3.2.3 Interposizione di terzi

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

Non è possibile delegare la firma del contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali al GSE e all’AU. Questi soggetti non possono, pertanto, assumere la qualifica di BSP.

Per i servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento la stipula del contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali è sempre obbligatoria in quanto detti servizi possono essere erogati esclusivamente per il tramite dei BSP. Si rinvia alle Sezioni 14 e 15 per ulteriori dettagli.

Per i servizi ancillari non relativi alla frequenza e il servizio di modulazione straordinaria la situazione è più variegata.

I servizi ancillari non relativi alla frequenza sono, infatti, erogati obbligatoriamente da tutte le UP, UC, UI e UE qualificate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.6. TERNA assicura nell’ambito del ridispacciamento che sia presente in servizio un numero adeguato di tali risorse. Non si tratta, quindi, di un approvvigionamento esplicito, ma di una copertura implicita del fabbisogno tramite ridispacciamento. Non è quindi necessario prevedere la stipula di uno specifico contratto, in quanto la movimentazione, se necessaria, può avvenire nell’ambito del ridispacciamento per il quale la stipula del contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali è obbligatoria. In deroga alla verifica implicita nell’ambito del ridispacciamento TERNA può prevedere anche procedure di approvvigionamento a termine ai sensi della Sezione 15.4 con stipula di contratti specifici direttamente con i BSP. In questo caso i titolari delle risorse connesse al sistema elettrico che intendono partecipare a dette procedure di approvvigionamento a termine sono tenuti a stipulare, direttamente o per il tramite di terzi, il contratto per l’erogazione dei

servizi ancillari nazionali globali per acquisire la qualifica di BSP, in analogia a quanto previsto per gli altri servizi ancillari nazionali globali offerti dal BSP. Infine sempre con riferimento ai servizi ancillari non relativi alla frequenza, TERNA può prevedere corrispettivi forfettari a copertura delle perdite di energia attiva sostenute per l’erogazione di tali servizi: in questo caso, dato che i corrispettivi sono erogati ai BSP, la stipula del contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali è obbligatoria.

Il servizio di modulazione straordinaria è anch’esso erogato da tutte le UP, UC, UI e UE qualificate per detto servizio. TERNA si approvvigiona alternativamente tramite procedure di mercato o asservimento obbligatorio. Nel primo caso TERNA specifica nel Codice di Rete se i contratti sono stipulati direttamente con titolare delle risorse connesse al sistema elettrico oppure se sono stipulati con i BSP. In quest’ultimo caso la stipula del contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali diventa obbligatoria.

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

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

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

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

Infine, in continuità con quanto previsto dai progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41], GSE e AU sono esclusi dalla qualifica di BSP. I clienti finali e le UP nella responsabilità di tali soggetti devono, pertanto, delegare un soggetto diverso come BSP qualora intendano erogare i servizi ancillari nazionali globali.

Articolo 3–3.3 ‌

Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica

3–3.3.1 Stipula del contratto

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

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

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

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

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

3–3.3.2 Operatore di mercato

Il soggetto che stipula il contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica:

• assume la qualifica di operatore di mercato

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

Il GME assume la qualifica di operatore di mercato qualificato.

Con il TIDE cambia l’accezione di operatore di mercato. Se con la Deliberazione 111/06 [36] il concetto riguardava tutti i soggetti abilitati alla registrazione di acquisti e vendite a termine, ora la qualifica viene attribuita esclusivamente ai soggetti che hanno sottoscritto il contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica, ossia che sono abilitati a presentare offerte su tutte le piattaforme a termine gestite da GME stesso, nonchè su MPE. Tali soggetti possono essere BRP, BSP oppure soggetti terzi che operano esclusivamente sulle piattaforme di GME.

3–3.3.3 Delega a terzi

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

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

Tutti gli altri soggetti stipulano il contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica direttamente con il GME.

I BRP e i BSP possono appoggiarsi ad un operatore di mercato terzo. Gli operatori di mercato non BSP e non BRP devono partecipare direttamente.

Articolo 3–3.4 ‌

Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia

3–3.4.1 Stipula del contratto

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

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

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

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

Non si prevedono operatori della PCE che non siano anche operatori di mercato o BRP.

3–3.4.2 Operatore PCE

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

• acquisisce la qualifica di operatore della PCE

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

3–3.4.3 Delega a terzi

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sezione 3–4 ‌

Regole del mercato

Articolo 3–4.1 ‌

Regole per il dispacciamento

3–4.1.1 Regole di dispacciamento e Codice di Rete

TERNA inserisce le regole per il dispacciamento di cui all’Articolo 3.6 del Decreto Legislativo 79/99 [17] nel Codice di Rete, in coerenza con quanto previsto al riguardo dall’Articolo 1, comma 4, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [31].

Le regole di dispacciamento sono aggiornate da TERNA direttamente o su proposta degli utenti del sistema o del Comitato di Consultazione istituito ai sensi dell’Articolo 1, comma 4, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [31] e sono sottoposte all’approvazione dell’Autorità e del Ministero, ognuno per le parti di propria competenza, secondo la procedura di cui all’Articolo 63 della Deliberazione 250/04 [42], come declinata nel Codice di Rete.

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

Si ricorda altresì che TERNA predispone un apposito regolamento per la gestio- ne delle congestioni sulle interconnessioni come disciplinato dalla Deliberazione ARG/elt 162/11 [43].

Articolo 3–4.2 ‌

Disciplina del mercato dell’energia elettrica

Ai sensi dell’Articolo 5.1 del Decreto Legislativo 79/99 [17], il GME predispone il TIDME in cui sono riportate le regole di accesso e di funzionamento del mercato dell’energia elettrica. Ai sensi del medesimo Articolo, il TIDME è approvato dal Ministero, sentita l’Autorità.‌

Articolo 3–4.3 ‌

Regolamento della Piattaforma per Conti Energia

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

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

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

Articolo 3–4.4 ‌

Convenzione tra TERNA e GME

3–4.4.1 Contenuto della convenzione

TERNA e GME attraverso una o più convenzioni disciplinano:

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

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

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

3–4.4.2 Approvazione della convenzione

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

Per l’approvazione del Codice di Rete il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 [31] prevede esplicitamente il silenzio assenso da parte dell’Autorità e del Ministero decorsi i 90 giorni dall’invio delle relative proposte. Tale termine è stato ridotto a 45 giorni in sede di approvazione della prima versione del codice stesso.

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

Articolo 3–4.5

Convenzione tra TERNA e Gestore del SII

3–4.5.1 Contenuto della convenzione

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

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

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

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

3–4.5.2 Approvazione della convenzione

Sezione 3–5 ‌

Modello zonale della rete rilevante

Articolo 3–5.1 ‌

Finalità del modello zonale

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

Articolo 3–5.2

Aggiornamento del modello zonale

L’aggiornamento del modello zonale prevede le seguenti attività:

• una analisi preliminare di cui alla Sezione 5.3

• la revisione formale di cui alla Sezione 5.4.

Articolo 3–5.3 ‌

Analisi preliminare

L’analisi preliminare è finalizzata a:

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

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

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

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

L’analisi preliminare è svolta da TERNA:

• su propria iniziativa sulla base delle evidenze del rapporto di cui alla Sezione 28.2.3 oppure

• su specifica richiesta da parte dell’Autorità.

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

• contestualmente al rapporto di cui alla Sezione 28.2.3 in caso di analisi preliminare svolta da TERNA di propria iniziativa

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

Articolo 3–5.4 ‌

Revisione formale

La revisione formale:

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

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

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

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

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

Articolo 3–5.5

Approvazione del modello zonale

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

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

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

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

L’Italia ha da sempre adottato un modello zonale per il mercato elettrico nazionale. Tale modello risultava inizialmente regolato sulla base di disposizioni nazionali contenute nella Deliberazione 111/06 [36] e nel Codice di Rete. Con l’adozione del Regolamento (UE) 2015/1222 [2] l’utilizzo di una rappresentazione zonale è diventato la norma a livello europeo e sono stati introdotti criteri e procedure spe- cifiche per l’aggiornamento del modello zonale. Tali criteri sono stati ulteriormente modificati con il Regolamento (UE) 2019/943 [1] che, all’Articolo 14, ha introdotto ulteriori elementi di armonizzazione per la definizione delle zone.

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

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

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

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

• approvazione da parte delle competenti autorità a livello nazionale.

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

L’approvazione del modello zonale compete all’Autorità, in quanto responsabile per la definizione delle condizioni tecniche ed economiche del servizio di dispacciamento ai sensi della Legge 481/95 [19] e del Decreto legislativo 1 giugno 2011 n.93 [20]. A tal proposito l’Autorità ha fissato un termine di sei mesi di tempo per l’approvazione dal ricevimento della proposta da parte di XXXXX.

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

[44] e Deliberazione 386/2018/R/eel [45].

Parte II ‌

Servizi ancillari nazionali

Sezione 3–6 ‌

Servizi ancillari nazionali globali

Articolo 3–6.1 ‌

Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali

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

1. servizi ancillari per il bilanciamento:

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

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

(d) riserva ultrarapida di frequenza

2. servizi ancillari non relativi alla frequenza

3. servizio di modulazione straordinaria.

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

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

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

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

A livello nazionale oltre ai servizi per il bilanciamento e ai servizi ancillari non relativi alla frequenza è utilizzato anche il servizio di modulazione straordinaria, finalizzato a modificare istantaneamente o con preavviso i profili di generazione e

carico delle risorse qualificate. Si tratta di un servizio al confine fra il funzionamento ordinario del sistema (stato normale come definito ai sensi dell’Articolo 18(1) del Regolamento (UE) 2017/1485 [6]) e il funzionamento in condizioni perturbate (stati di allerta o di emergenza come definiti rispettivamente dagli Articoli 18(2) e 18(3) del Regolamento (UE) 2017/1485 [6]): tale servizio, infatti, è attivato dopo tutte le altre risorse per prevenire l’aggravamento di una situazione emergenziale e favorire il ripristino delle condizioni ordinarie. Esso può essere, quindi, annoverato fra i servizi ancillari della Direttiva (UE) 2019/944 [5] in quanto necessario per l’esercizio del sistema elettrico.‌

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

Rispetto alla Deliberazione 111/06 [36], nei servizi ancillari nazionali non è più incluso il servizio di risoluzione delle congestioni: con l’adozione del Regolamento (UE) 2019/943 [1] esso, infatti, viene ricompreso nell’ambito del ridispacciamento in quanto servizio finalizzato a correggere i profili di immissione e prelievo per modificare i flussi fisici sulla rete.

I servizi ancillari nazionali si distinguono in:

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

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

In particolare il bilanciamento costituisce esclusivamente un servizio ancillare nazionale globale in quanto tale attività è di competenza esclusiva di TERNA in coerenza con la convenzione per il servizio di dispacciamento di cui al Decreto Legislativo 79/99 [17].

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

Articolo 3–6.2

Servizi ancillari per il bilanciamento

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

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

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

3–6.2.1 Riserva per il contenimento della frequenza (Frequency Containment Reserve) (FCR)

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

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

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

La FCR:

• prevede l’attivazione sulla base delle deviazioni di frequenza riscontrate nel

punto di connessione della risorsa stessa

• prevede la risposta nel minor tempo possibile senza ritardi intenzionali e con un ritardo massimo consentito di 2 secondi

• è erogata proporzionalmente alla deviazione di frequenza sulla base di un coef- ficiente di statismo dipendente dalla tecnologia (prestazioni medie maggiori per gli impianti idroelettrici rispetto a quelli termoelettrici)

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

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

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

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

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

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

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

I TSO della regione hanno sfruttato la facoltà dell’Articolo 154(2) introducendo specifici requisiti in merito ai sistemi di rilevazione della frequenza in locale e in

merito alle risorse con ridotta disponibilità di energia. L’Autorità ha approvato questi requisiti con la Deliberazione 54/2021/R/eel [46].

Si evidenzia che nell’ambito della FCR rientrano anche le risposte in sovra e sottofrequenza previste dal Codice di Rete in coerenza con il Regolamento (UE) 2016/631 [7].

3–6.2.2 Riserva per il ripristino della frequenza (Frequency Restoration Reserve) (FRR)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’Italia, ad eccezione della Sardegna, costituisce un unico Load Frequency Control block incluso nell’area sincrona Continental Europe. I criteri per il dimensionamento della FRR e per la sua ripartizione in aFRR e mFRR sono riportati nel LFC Block Operational Agreement predisposto da TERNA per il Load Frequency Control block Italia, come approvato dall’Autorità con la Deliberazione 202/2020/R/eel [47]. Per la Sardegna il fabbisogno è definito tramite criteri specifici.

3–6.2.3 Riserva di sostituzione (Replacement Reserve) (RR)

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

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

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

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

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

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

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

Come già per la FRR, i criteri per il dimensionamento della RR sono riportati nel LFC Block Operational Agreement predisposto da TERNA per il Load Fre- quency Control block Italia, come approvato dall’Autorità con la Deliberazione 202/2020/R/eel [47]. Per la Sardegna il fabbisogno è definito tramite criteri specifici.

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3–6.2.4 Riserva ultrarapida di frequenza

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

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

La riserva ultra-rapida di frequenza è il cosiddetto servizio di riserva primaria di frequenza veloce con il quale sono attivate risorse in grado di rispondere alle variazioni di frequenza con prestazioni più rapide rispetto alla FCR.

Tale servizio non è normato a livello europeo, ma è lasciato alla discrezionalità dei singoli TSO. A livello nazionale esso è stato introdotto per la prima volta a livello nazionale nell’ambito del progetto pilota riserva ultra-rapida avviato da TERNA nell’ambito della Deliberazione 300/2017/R/eel [41], prevedendo prestazioni più performanti rispetto alla FCR, quale tempo di attivazione di 300 ms e tempo di piena attivazione di 1 secondo; inoltre è stata prevista la riduzione automatica della potenza erogata dopo un tempo massimo di 30 secondi.

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

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

Articolo 3–6.3 ‌

Servizi ancillari non relativi alla frequenza

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

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

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

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

4. il servizio di rifiuto di carico

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

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

I requisiti tecnici per la fornitura dei servizi ancillari non relativi alla frequenza sono definiti da TERNA nel Codice di Rete in accordo, laddove applicabili, con le disposizioni di cui al Regolamento (UE) 2017/1485 [6] e al Regolamento (UE) 2017/2196 [8].

La Direttiva (UE) 2019/944 [5] nel definire i servizi ancillari non relativi alla frequenza fa esplicito riferimento all’inerzia per la stabilità della rete locale. Si tratta di un servizio diverso dall’inerzia del sistema rilevante ai fini delle dinamiche della frequenza: quest’ultima, infatti, rappresenta una capacità intrinseca del sistema che, se ritenuta scarsa, deve essere adeguatamente compensata tramite appositi servizi per il bilanciamento, quali, ad esempio, il riserva ultra-rapida di frequenza.

Rientrano, invece, nella stabilità locale le misure per la mitigazione delle oscillazioni dinamiche e il rifiuto di carico che sono comunque esplicitati come servizio ancillare non relativo alla frequenza specifico data la loro rilevanza a livello nazionale.

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

Articolo 3–6.4

Servizio di modulazione straordinaria

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

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

• modulazione straordinaria istantanea a salire

• modulazione straordinaria istantanea a scendere

• modulazione straordinaria lenta senza preavviso a salire

• modulazione straordinaria lenta senza preavviso a scendere

• modulazione straordinaria con preavviso a salire

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

• l’inclusione dei dispositivi automatici di modulazione nei sistemi previsti dal piano di difesa del sistema elettrico predisposto ai sensi del Regolamento (UE) 2017/2196 [8]

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

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

Con il TIDE detti servizi sono raggruppati nel servizio di modulazione straordinario avente requisiti tecnici definiti in ottica di neutralità tecnologica. In altre parole a questo servizio possono concorrere in modo indifferente sia il carico sia la produzione

rinnovabile sia tutte le altre risorse che hanno i requisiti previsti da TERNA.

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

• modulazione straordinaria istantanea a salire (che assorbe il servizio di interrompibilità istantanea ad oggi fornito esclusivamente dalle UC ma che potrebbe essere fornito anche da altre risorse)

• modulazione straordinaria istantanea a scendere (che assorbe il servizio di modulazione rapida per i sistemi di accumulo nonchè i servizi di telescatto)

• modulazione straordinaria lenta senza preavviso a salire (che potrebbe prevedere l’utilizzo di flessibilità dei processi industriali)

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

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

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

Articolo 3–6.5 ‌

Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali

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

Il perimetro di erogazione può essere alternativamente:

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

2. zonale, coincidente con una zona di offerta z

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

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

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

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

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

Con il TIDE i servizi sono approvvigionati esclusivamente su base nodale oppure su base zonale o multizonale. Sono pertanto superati i perimetri di erogazione di carattere cittadino o provinciale che erano alla base dei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41] in favore di perimetri di erogazione nodali (un nodo della rete rilevante o insieme di nodi limitrofi), zonali coincidente con una zona di offerta o multizonale coincidente con più zone di offerta.

I perimetri hanno quindi valenza tendenzialmente statica: essi possono essere variati solamente a seguito di modifiche dei nodi della rete rilevante o a seguito di revisione della configurazione zonale. Solo i perimetri multizonali potrebbero essere rivisti più spesso, qualora dovessero mutare le esigenze di aggregazione delle zone di offerta per uno specifico servizio ancillare.

Per i servizi relativi al bilanciamento i perimetri di erogazione sono necessariamente zonali o multizonali, in coerenza con la natura zonale (o per Load Frequency Control Area) delle piattaforme di bilanciamento.

Per la RR, la definizione di perimetri di erogazione di tipo zonale appare comunque la più probabile in coerenza con quanto oggi previsto nel Codice di Rete in materia di fabbisogno di riserva terziaria. Non si esclude la possibilità di perimetri multizonali (per esempio distinguendo Continente, Sicilia e Sardegna), ma tale valutazione rimane di competenza di TERNA.

Per quanto riguarda la FRR si evidenzia quanto segue.

La mFRR dovrebbe avere perimetri di erogazione zonali in continuità con l’attuale approvvigionamento della riserva terziaria di cui la mFRR è un sottoinsieme. Anche in questo caso è competenza di TERNA valutare eventuali perimetri multizonali.

La aFRR dovrebbe avere, invece, perimetri di erogazione multizonali, in coerenza con l’erogazione di detto servizio separatamente per l’aggregato Italia Continentale e Sicilia (che costituisce il Load Frequency Control block di competenza di TERNA all’interno dell’area sincrona Europa Continentale) e la Sardegna (che rappresenta un’area sincrona a sè stante connessa in corrente continua con il resto del sistema

elettrico). Rimane comunque facoltà di TERNA di ipotizzare perimetri zonali, per assicurare una distribuzione uniforme sul territorio nazionale delle risorse abilitate all’erogazione del servizio.

Per la FCR e la riserva ultra-rapida di frequenza valgono le stesse considerazioni della aFRR.

Nulla viene invece detto per i servizi ancillari non relativi alla frequenza, in quanto il relativo perimetro dipende dalle effettive esigenze del sistema. In particolare alcuni di questi servizi (punti 2, 1, 3 della Sezione 6.3) sono approvvigionati indirettamente sull’Integrated Scheduling Process attraverso il ridispacciamento delle UAS. Essi, data la natura intrinsecamente nodale dell’Integrated Scheduling Process, sarebbero quindi caratterizzati da perimetri di erogazione nodali.

Altri servizi ancillari non relativi alla frequenza sono invece richiesti da TERNA a specifiche risorse presenti sul sistema, così come previsto per il servizio di modulazione straordinaria. Detti servizi possono avere valenza nodale o zonale a seconda delle specifiche condizioni per cui sono attivati. Per tale motivo si lascia ampia flessibilità a TERNA nella definizione del relativo perimetro di erogazione.

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

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

Articolo 3–6.6 ‌

Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali

TERNA:

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

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

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

• prevede l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza di cui ai punti 4, 5 e 6 della Sezione 6.3 da parte di tutte le UP e UC qualificate per detti servizi ai sensi della Sezione 8.6 in coerenza con i principi di cui al Regolamento (UE) 2017/2196 [8]

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

I servizi relativi al black start e alla capacità di funzionamento in isola nonchè i servizi per lo smorzamento delle oscillazioni tramite dispositivi PSS rientrano negli obblighi di servizio pubblico per la difesa e la riaccensione del sistema elettrico e sono regolati in coerenza con i principi generali previsti dall’ordinamento europeo, segnatamente dal Regolamento (UE) 2017/2196 [8].

Sezione 3–7 ‌

Servizi ancillari nazionali locali

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

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

Parte III ‌

Aggregazioni rilevanti

Sezione 3–8 ‌

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

Articolo 3–8.1 ‌

Erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento

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

• U sta per unità

• A sta per abilitata

• V sta per virtuale (ossia aggregata)

• S sta per singolarmente (ossia non aggregata)

• N sta per nodale

• Z sta per zonale

• P sta per programmabile

• C sta per commerciale

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

(=non Abilitate).

Nel TIDE l’aggettivo virtuale deve essere inteso con il significato di aggregato, in coerenza con l’accezione introdotta con la Deliberazione 300/2017/R/eel [41]: in questo caso, quindi, con il termine virtuale si intende una unità non riconducibile ad una specifica UP o UC, ma un insieme di UP e UC aggregate fra loro.

Ciò differisce dal significato usualmente attribuito al termine virtuale in letteratura: in tale ambito, infatti, la parola virtuale indica unità prive di sottostante fisico, ossia introdotte con lo scopo di effettuare transazioni senza alcun sottostante fisico.

In Italia le unità prive di sottostante fisico non erano ammesse dalla regolazione prevista con la Deliberazione 111/06 [36]: con il TIDE, esse vengono introdotte con l’aggettivo “commerciali”, come chiarito nella Sezione 10.3.2.

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

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

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

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

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

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

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

• non possono essere erogati dalle UIE e UEE.

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

Ai fini dell’erogazione dei servizi per il bilanciamento e del ridispacciamento è possibile aggregare risorse se intercambiabili fra di loro, ossia se ai fini dell’erogazione del servizio attivare una risorsa è equivalente ad attivarne un’altra. A titolo di esempio è quindi possibile:

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

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

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

L’aggregazione non rileva per i servizi ancillari non relativi alla frequenza e il servizio di modulazione straordinaria in quanto detti servizi, in continuità con

quanto previsto dal Codice di Rete e con i servizi di interrompibilità del carico, modulazione della produzione eolica e distacco della produzione rinnovabile con procedura RIGEDI, sono erogati direttamente dalle UP, UC, UI e UE e risorse di emergenza appositamente qualificate.

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

Articolo 3–8.2 ‌

Unità Abilitata Singolarmente (UAS)

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

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

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

Le UAS sono costituite esclusivamente da singole UP o singole UC sul territorio nazionale. Si precisa, comunque, che a differenza della regolazione antecedente il TIDE, le UAS includono sia le UP e le UC per le quali l’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali con valenza nodale è obbligatoria, sia le UP e le UC che scelgono di abilitarsi in modo singolo (ad esempio le UVAM di cui ai progetti pilota ai sensi della Deliberazione 300/2017/R/eel [41] costituite da una sola unità).

Articolo 3–8.3 ‌

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

3–8.3.1 Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN)

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

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

• che non costituiscono singolarmente una UAS

• diverse dagli impianti essenziali per la sicurezza del sistema

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

• gestite da un unico BSP.

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

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

Di seguito si riportano alcuni esempi possibili di UVAN derivanti dall’esperienza con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41]:

• aggregato di UP e UC direttamente connesse allo stesso nodo della rete rilevante; tipicamente almeno una UP è alimentata da fonte programmabi- le in modo da favorire la controllabilità dell’aggregato, fondamentale per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali; il caso include anche la configurazione con UC connesse allo stesso punto di connessione delle UP (tipico il caso dei data center installati presso gli impianti idroelettrici)

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

fonte programmabile; il caso include anche la configurazione con più UP in parallelo

• aggregato di UP e UC connesse alla rete di un DSO e riconducibili allo stesso nodo della rete rilevante o ad un insieme di nodi limitrofi della rete rilevante rientranti nel medesimo perimetro di erogazione nodale; in questo ultimo caso l’UVAN è abbinata al nodo della rete rilevante cui è riferito il perimetro di erogazione.

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

Come previsto dall’Articolo 6 della Deliberazione 247/2023/R/eel [49], le UP costituite da una risorsa di stoccaggio 210/2021 (tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3) sono tenute a partecipare all’Integrated Scheduling Process (che nell’ambito TIDE sostituisce l’MSD citato dalla Deliberazione 247/2023/R/eel [49], singolarmente o in aggregato, nel rispetto di specifici vincoli di offerta. Per monitorare il rispetto di questi vincoli occorre che le offerte presentate sull’Integrated Scheduling Process siano esplicitamente riconducibili a tali risorse: ciò si ottiene prevedendo che dette UP possano partecipare all’Integrated Scheduling Process come UAS oppure aggregate esclusivamente fra di loro in UVAN.

Gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema non possono essere inclusi nelle UVAN: essi, infatti, se abilitati, devono partecipare al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento nel rispetto di specifici vincoli di offerta: ciò è possibile solamente se si prevede una partecipazione singola come UAS.

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

Nelle UVAN possono infine coesistere unità gestite da più BRP, in continui- tà con quanto previsto nell’ambito dei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41].

3–8.3.2 Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ)

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

• localizzate in una zona di offerta z

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

• diverse dagli impianti essenziali per la sicurezza del sistema

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

• gestite da un unico BSP.

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

Le Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ) rappresentano gli aggregati per i servizi ancillari nazionali globali con valenza zonale. Esse costituiscono l’evoluzione delle Unità Virtuali Abilitate Miste di tipo A introdotte con i progetti pilota nell’ambito della Deliberazione 300/2017/R/eel [41]. Esse possono includere solo UP, solo UC oppure sia UP che UC. L’unico requisito è la capacità di erogare in modo aggregato servizi ancillari nazionali globali aventi un perimetro di erogazione zonale. A tal proposito si precisa che le UVAZ non possono essere abilitate all’erogazione di servizi ancillari nazionali globali aventi perimetro di erogazione nodale: per questi servizi l’aggregato di UP e UC deve qualificarsi come UVAN.

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

Le UVAZ non possono includere UP costituite da una risorsa di stoccaggio 210/2021: tali UP, infatti, sono tenute alla partecipazione all’Integrated Scheduling Process ai sensi dell’Articlo 6 della Deliberazione 247/2023/R/eel [49] e, pertanto, devono necessariamente qualificarsi come UAS o aggregate nelle UVAN a loro dedicate.

Le UVAZ non possono includere le UIE e le UEE in quanto queste ultime riguardano

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

Una volta qualificate, le UVAZ sono gestite con procedure semplificate, del tutto simili a quelle in essere nei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41]: per ulteriori dettagli si rinvia alle Sezioni 19 e 22.3.

Volendo raffrontare il TIDE con le unità abilitate e le unità virtuali di cui alle precedenti versioni del dispacciamento (Deliberazione 111/06 [36] e Deliberazione 300/2017/R/eel [41]):

• l’unità abilitata prevista dalla Deliberazione 111/06 [36] diventa indicativa- mente una UAS (anche se, tuttavia, la platea delle UAS potrebbe cambiare rispetto all’insieme delle unità abilitate ex Deliberazione 111/06 [36], per effetto sia di scelte legate alle abilitazioni obbligatorie disposte da TERNA (si veda la Sezione 8.5 sia di abilitazioni richieste a carattere volontario)

• ai fini dell’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e alle movimentazioni nell’ambito del ridispacciamento è possibile inserire nella stessa UVA sia UP sia UC in continuità con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41]

• le unità rilevanti che si erano abilitate a titolo volontario nell’ambito del pro- getto pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41] possono qualificarsi come UAS se rispettano i requisiti per l’abilitazione; ciò vale sia per le unità singole partecipanti al progetto UVAM sia le unità singole che hanno aderito al progetto UPR di cui alla Deliberazione 383/2018/R/eel [50]

• le unità virtuali caratterizzate dalla compresenza di più UP o UC introdotte con i progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41] evolvono in UVAN o UVAZ a seconda che siano o meno movimentabili nell’ambito del ridispacciamento

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

Infine rispetto a quanto ipotizzato nel Documento per la Consultazione 322/2019/R/eel [51]:

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

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

Articolo 3–8.4 ‌

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

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

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

• consente l’abilitazione o la qualifica indipendentemente dalla tecnologia (principio di neutralità tecnologica)

• prevede, ove possibile, l’abilitazione o la qualifica asimmetrica per servizi ancillari nazionali globali o ridispacciamento a salire o per servizi ancillari nazionali globali o ridispacciamento a scendere

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

Articolo 3–8.5 ‌

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

3–8.5.1 Requisiti per l’abilitazione

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

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

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

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

• le eventuali condizioni in base alle quali una UP o UC debba obbligatoriamente essere abilitata, consentendo al BSP di scegliere fra abilitazione singola come UAS o in aggregato come UVAN

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

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

Le UP incluse in una UVAN, qualora assoggettate ai regimi di essenzialità di cui alla Deliberazione 111/06 [36], sono escluse dalla UVAN in cui erano state precedentemente inserite per il periodo di applicazione dei citati regimi. In caso di abilitazione obbligatoria ai sensi del Codice di Rete, dette UP sono automaticamente qualificate come UAS per il periodo di applicazione dei citati regimi.

3–8.5.2 Procedura per l’abilitazione

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

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

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

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

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

TERNA può prevedere l’obbligatorietà della abilitazione per le UP e le UC che soddisfano le condizioni riportate nel Codice di Rete ai sensi della Sezione 8.5.1: rimane comunque diritto del BSP optare fra abilitazione singola come UAS, o in aggregato come UVAN. L’abilitazione obbligatoria deve, infatti, essere intesa come necessità che una specifica UP

o UC si abiliti su base nodale, ossia che su un dato nodo della rete vi sia la possibilità di attivare il ridispacciamento.

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

In caso di aggregati (UVAN e UVAZ) ai fini della abilitazione rileva il comportamen- to complessivo dell’unità virtuale, indipendentemente da come essa sia composta, ossia da quali UP e UC vi partecipino o dalla loro specifica tecnologia. Ciò im- plementa da un lato il concetto di reserve providing group previsto dal quadro regolatorio europeo come aggregato di singole risorse sotto il controllo di unico BSP e dall’altro garantisce la neutralità tecnologica intesa come applicazione dei medesimi requisiti tecnici a tutte le risorse.

In particolare, per quanto riguarda l’erogazione della FCR, i TSO dell’area sincrona Europa Continentale (di cui fa parte l’Italia) hanno previsto (si veda la Deliberazione 54/2021/R/eel [46]) che i reserve providing groups si dotino alternativamente di:

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

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

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

che abbia effetti analoghi ad un sistema decentralizzato.

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

L’abilitazione a carattere nodale (a scelta del BSP come UAS o in aggregato come UVAN) potrebbe essere obbligatoria per tutte le UP e le UC che soddisfano determinati criteri individuati da TERNA. In continuità con l’approccio della Deliberazione 111/06 [36] ciò potrebbe riguardare tutte le UP già oggi oggetto di abilitazione obbligatoria a Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD). TERNA potrà comunque definire criteri ulteriori, finalizzati a estendere o ridurre la platea delle unità sottoposte a abilitazione obbligatoria in funzione delle esigenze del sistema elettrico. I criteri, in quanto inclusi nel Codice di Rete, saranno co- munque sottoposti a consultazione pubblica da parte di TERNA e all’approvazione dell’Autorità.

L’abilitazione come UAS o dentro una UVAN è obbligatoria per le risorse di stoccaggio 210/2021: ai sensi della Deliberazione 247/2023/R/eel [49] tali risorse devono, infatti, necessariamente partecipare al Integrated Scheduling Process e, pertanto, deve abilitarsi in una unità avente carattere nodale.

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

Infine per i prodotti standard di bilanciamento l’abilitazione nazionale deve essere coerente con i requisiti previsti a livello europeo.

Articolo 3–8.6 ‌

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

3–8.6.1 Requisiti per la qualifica

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

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

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

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

3–8.6.2 Procedura per la qualifica

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

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

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

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

Le UP, UC, UI e UE qualificate per l’erogazione dei servizi ancillari non relativi alla frequenza e del servizio di modulazione straordinaria possono essere altresì abilitate all’erogazione dei servizi ancillari per il bilanciamento e per il ridispacciamento sia in modo indipendente come UAS sia nell’ambito di aggregati UVAN e UVAZ.

Articolo 3–8.7 ‌

Verifiche a cura dei DSO

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

Il DSO:

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

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

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

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

Il DSO ha un ruolo ispirato ad una logica a semaforo: in caso in cui l’abilitazione o la qualifica di una UP o una UC creino problemi all’esercizio in sicurezza della propria rete di distribuzione, il DSO può prevedere in sede di richiesta di abilitazione o qualifica limitazioni alle movimentazioni di dette UP e UC comunicandole a TERNA che informa il relativo BSP o titolare. Ciò si pone in continuità con quanto già previsto fin dalle origini nei progetti pilota di cui alla Deliberazione 300/2017/R/eel [41].

In coerenza con la logica a semaforo dinamica che sarà oggetto delle modalità sperimentali di coordinamento TSO-DSO, il TIDE prevede a regime anche la

possibilità per il DSO di inserire limitazioni alle movimentazioni delle UP, UC, UI e UE con riferimento alle varie sessioni del mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento. Questa funzionalità troverà comunque applicazione solamente al termine della relativa sperimentazione, come chiarito nella Sezione 30.

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

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

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

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

Gli aggregati sono estesi anche alle UI e alle UE.

Articolo 3–8.8 ‌

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

3–8.8.1 Capacità delle UAS

Per le UAS, la capacità di immissione KIMSDMB

e la capacità di prelievo KWMSDMB

rilevanti ai fini della partecipazione al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento sono identiche alle capacità di immissione e di prelievo ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare, definite come indicato nella Sezione 9.6.1.

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

e di prelievo si fa riferimento alla Sezione 9.6.1.

Ciò implica che sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento le UAS mettono a disposizione l’intera capacità, al netto delle bande riservate per la FCR e per la riserva ultra-rapida di frequenza

3–8.8.2 Capacità delle UVAN e delle UVAZ

La capacità di immissione KIMSDMB

e la capacità di prelievo KWMSDMB

di ciascuna

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

TERNA determina la capacità modulante a salire e a scendere tenendo conto di tutti i servizi di bilanciamento per cui la singola unità è abilitata, inclusi i servizi di FCR e riserva ultra-rapida di frequenza. Ai fini della determinazione della capacità rilevante per la partecipazione al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento occorre dedurre la capacità asservita ai servizi di FCR e riserva ultra-rapida di frequenza, in quanto approvvigionati con procedure dedicate.

Articolo 3–8.9 ‌

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

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

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

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

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

Sezione 3–9 ‌

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

Articolo 3–9.1 ‌

Tipologia di aggregati

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

• in modo autonomo qualora siano:

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

∗ UAS di immissione

∗ UAS di prelievo

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

∗ UnAP di immissione

∗ UnAP di prelievo

– Unità di Importazione Estere per gli scambi programmati (UIE) e Unità di Esportazione Estere per gli scambi programmati (UEE) di cui alla Sezione 2.7

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

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

∗ UVN di immissione

∗ UVN di prelievo

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

∗ UVZ di immissione

∗ UVZ di prelievo

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

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

• unità di immissione ossia:

– UAS di immissione

– UnAP di immissione

– UVN di immissione

– UVZ di immissione

• unità di prelievo ossia:

– UAS di prelievo

– UNaP di prelievo

– UVN di prelievo

– UVZ di prelievo

• unità di scambio con l’estero ossia:

– UVI

– UVE

– UIE

– UEE

Il diritto e l’impegno a immettere e prelevare sono associati a risorse aventi un sottostante fisico, siano esse UP, UC, UI o UE oppure diritti di trasmissione sottostanti alle UIE e UEE.

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

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

Per quanto riguarda invece la distinzione ulteriore tra unità di immissione e unità di prelievo, essa risulta necessaria perché in Italia il dispacciamento in immissione è regolato in modo diverso dal dispacciamento in prelievo, in quanto sono diverse le modalità di remunerazione sul mercato dell’energia elettrica.

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Articolo 3–9.2

UAS ai fini del diritto a immettere e prelevare

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

• le UAS di immissione, composte da una sola UP

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

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

Articolo 3–9.3

Unità non Abilitata da Programmare (UnAP)

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

• connessa o riconducibile ad un nodo n della rete rilevante

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

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

Le UnAP si distinguono in:

• UnAP di immissione, composte da una sola UP,

• UnAP di prelievo, composte da una sola UC.

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

Le UnAP di fatto sono UP non qualificate come UAS o non rientranti nelle UVAN per le quali TERNA può necessitare di un programma esplicito da utilizzare come input a mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento. Ciò si verifica ogni

qualvolta il BRP responsabile per queste unità possa definire il programma delle medesime con elementi di carattere discrezionale. Il tema riguarda sicuramente le UP alimentate da fonti programmabili, ma può essere esteso anche alle UP non programmabili, ad esempio nei casi in cui dette UP risultassero tagliate in esito al mercato dell’energia elettrica (in tal caso sarebbe il BRP a identificare quali UP far produrre e quali UP lasciare spente).‌

Le UP costituite da una risorsa di stoccaggio 210/2021 non possono essere UnAP in quanto esse devono essere necessariamente partecipare al mercato per il bilanciamen- to e il ridispacciamento ai sensi dell’Articolo 6 della Deliberazione 247/2023/R/eel

[49] e quindi devono costituire una UAS o essere incluse in una UVAN.

Gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema devono partecipare a MPE nel rispetto di specifici vincoli di offerta: l’unica possibilità è pertanto una partecipa- zione come singola unità. Per tali motivi detti impianti costituiscono delle UAS oppure devono essere identificati come UnAP. In particolare gli impianti inseriti nelle modalità alternative sono necessariamente delle UAS (con partecipazione come singola unità al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento), mentre gli impianti in regime ordinario o ammessi al reintegro dei costi possono essere alternativamente delle UAS (nel qual caso sono soggette a vincoli di offerta anche sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento) oppure delle UnAP (nel qual caso valgono i soli vincoli di offerta su MPE).

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

TERNA ha ampia flessibilità nell’identificare i criteri per l’individuazione delle UnAP, consentendo anche di tenere in considerazione valutazioni puntuali sui singoli nodi, nonchè di identificare la significatività della programmazione al ve- rificarsi di specifiche condizioni. Ad esempio una UP alimentata da fonte eolica di grande taglia potrebbe essere classificata come UnAP, ma TERNA potrebbe ritenere il suo programma significativo solamente in presenza di offerte parzialmente accettate su MPE. In tutti gli altri casi, invece, XXXXX potrebbe utilizzare ai fini dell’ottimizzazione sull’Integrated Scheduling Process le proprie previsioni di producibilità attesa.

Il concetto di UnAP implementa a livello nazionale la previsione dell’Articolo 46(1)(d) del Regolamento (UE) 2017/1485 [6] che prevede, per i sistemi basati sul modello central dispatch che le UP inviino al TSO i dati necessari per la definizione del relativo programma di immissione (cosiddetti dati di schedule).

Articolo 3–9.4

Unità Virtuali non Abilitate (UVnA)

3–9.4.1 Unità Virtuali Nodali (UVN)

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

Le UVN si distinguono in

• UVN di immissione, costituite esclusivamente da UP:

– incluse nella medesima UVAN

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.4.3

• UVN di prelievo, costituite esclusivamente da UC:

– incluse nella medesima UVAN

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.5.2.

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

A ciascuna UVN di prelievo è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.5.2 relativa alle UC che la costituiscono.

le UVN sono, quindi, sottoinsiemi delle UVAN, dove la suddivisione avviene per ciascun BRP e per ciascuna tipologia di UP o UC.

All’interno delle UVN occorre tenere separati immissioni e prelievi: sono quindi identificate le UVN di immissione e le UVN di prelievo. Inoltre in ciascuna UVN di immissione possono rientrare solamente UP appartenenti ad una data tipologia. Analoga considerazione vale anche per le UVN di prelievo.

Particolare è il caso delle UVN incluse nelle UVAN caratterizzate da sole UP costituite da una risorsa di stoccaggio 210/2021: in questo caso tutte le UVN sono della tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3 e l’unica differenziazione riguarda il BRP.

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

3–9.4.2 Unità Virtuali Zonali (UVZ)

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

Le UVZ si distinguono in:

• UVZ di immissione, costituite esclusivamente da UP:

– localizzate in una zona di offerta z

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

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.4.3

• UVZ di prelievo, costituite esclusivamente da UC:

– localizzate in una zona di offerta z

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

– gestite da un unico BRP

– appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.5.2.

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

A ciascuna UVZ di prelievo è attribuita la tipologia di cui alla Sezione 2.5.2 relativa alle UC che la costituiscono.

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

2.4.3 senza alcuna UP sottesa.

L’Unità Virtuale Zonale di prelievo è unica per ciascuna tecnologia, per ciascun BRP e per ciascuna zona di offerta. Qualora tutte le UC nella responsabilità di un BRP in una zona di offerta z costituiscano singolarmente delle UAS o siano incluse in una UVAN o costituiscano singolarmente una UnAP, al BRP è comunque attribuita nella zona di offerta z una Unità Virtuale Zonale (UVZ) di prelievo relativa alla tipologia di cui al punto i. della Sezione 2.5.2 senza alcuna UC sottesa.

L’abilitazione all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali è a carattere volontario (fatti salvi eventuali obblighi per specifiche UAS di cui alla Sezione 8.5) per cui in una zona di offerta un BRP può essere responsabile sia di UP e UC classificate come UAS o incluse nelle UVAN o incluse nelle UVAZ, sia di UP e UC non rientranti in nessuno dei suddetti insiemi.

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

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

3–9.4.3 Unità Virtuale di Importazione (UVI)

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

• localizzate in una zona di offerta z

• gestite da un unico BRP.

3–9.4.4 Unità Virtuale di Esportazione (UVE)

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

• localizzate in una zona di offerta z

• gestite da un unico BRP.

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

Volendo raffrontare il TIDE con i punti di dispacciamento di cui alla Deliberazione 111/06 [36]:

≥

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

• viene introdotto il concetto di UnAP che mantiene la significatività ai fini della programmazione

• la significatività della programmazione è estesa anche alle UC, in continuità con il concetto di UC rilevante previsto dalla Deliberazione 111/06 [36], ma mai attuato nel Codice di Rete

• è mantenuta la classificazione per tipologia delle unità di immissione; tale classificazione è infatti funzionale alla gestione della priorità di dispacciamento

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

Infine rispetto a quanto ipotizzato nel Documento per la Consultazione 322/2019/R/eel [51]:

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

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

Articolo 3–9.5 ‌

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

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

• BRP competente per ciascuna UP come risultante da GAUDÌ

• BRP competente per ciascuna UC come risultante dal SII

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• delle UC ai sensi della Deliberazione 487/2015/R/eel [52]

• delle UP ai sensi del Codice di Rete

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

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

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

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

Articolo 3–9.6 ‌

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

3–9.6.1 Capacità delle unità di immissione e delle unità di prelievo

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

u u

u e di ciascuna unità di prelievo u ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare sono definite come segue:

KW = max 0 , Σ KWmax + Σ KWmax − K ↓FCR!

KI = max 0 , Σ KImax − K ↑FCR!

up∈u

dove:

u up

up∈u

uc u

uc∈u

K↑FCR K↓FCR

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

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

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

3–9.6.2 Capacità delle unità di scambio con l’estero

La capacità di immissione KI

e la capacità di prelievo KW

di ciascuna UVI e UVE u ai

fini del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare è definita come segue:

ui∈u

KI = max 0 , Σ KImax − K ↑FCR!

KW = max 0 , Σ KWmax − K ↓FCR!

ue∈u

dove:‌

ui ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UI ui incluse nell’unità u ue ∈ u la sommatoria è estesa a tutte le UE ue incluse nell’unità u

3–9.6.3 Ripartizione della capacità per UVAN e UVAZ

Ai fini della determinazione della banda a salire K↑FCR e della banda a scendere K↓FCR

relative a ciascuna unità, i BSP devono ripartire fra le varie UVN, UVZ, UVI e UVE la banda in MW complessivamente asservita per ciascuna UVAN o UVAZ ai servizi FCR e riserva ultra-rapida di frequenza come risultante dalle procedure di cui alla Sezione 15.2.

La capacità ai fini del diritto a immettere e a prelevare è da intendersi al netto della capacità asservita alla FCR o alla riserva ultra-rapida di frequenza. Nel nettare questo contributo possono risultare capacità di immissione o di prelievo negative (tipico è il caso di una unità di prelievo che sarebbe priva per sua natura di capacità di immissione, ma che si ritrova ad averne una negativa qualora eroghi FCR o riserva ultra-rapida di frequenza). Le formule, imponendo un limite minimo a 0, evitano queste situazioni.

Siccome la capacità relativa alla FCR o alla riserva ultra-rapida di frequenza è attribuita alle UVAN e alle UVAZ, i BSP devono ripartire tale capacità fra le UVN, le UVZ, le UVI e le UVE al fine di poter consentire la corretta determinazione della capacità di immissione e di prelievo delle unità di immissione, unità di prelievo e unità di scambio con l’estero.

Si evidenzia, infine, che la capacità di immissione e di prelievo sono aggiornate ogni qual volta viene modificata la banda asservita FCR o alla riserva ultra-rapida di frequenza: ciò può avvenire su base giornaliera, in funzione delle modalità di approvvigionamento di tali riserve ai sensi della Sezione 15.2.

Articolo 3–9.7 ‌

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

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

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

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

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

Articolo 3–9.8

Diligenza, perizia, prudenza e previdenza

3–9.8.1 Comportamento del BRP

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

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

• definire le nomine sulla piattaforma di nomina di cui alla Sezione 17.2 per ciascuna UnAP, ciascuna UVZ diversa dalle UVZ di immissione della tipologia di cui alla lettera a. della Sezione 2.4.3 e dalle UVZ di prelievo di cui alla lettera i. della Sezione 2.5.2, ciascuna UVI e ciascuna UVE di cui è responsabile coerentemente con le migliori stime sulle immissioni e i prelievi di tali unità.

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

3–9.8.2 Comportamento del BSP

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

3–9.8.3 Mancato rispetto dei principi di diligenza, perizia, prudenza e previdenza

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

Il BRP è il soggetto responsabile per la programmazione delle unità non abilitate all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali, ossia delle UnAP, delle UVZ, delle UVI e delle UVE. Tuttavia, come evidenziato nella Sezione 17.2 il BRP programma direttamente solamente le UVZ di immissione diverse dalla tipologia di cui alla lettera a. della Sezione 2.4.3, in quanto le altre UVZ svolgono il ruolo di saldo rispetto alla posizione netta del BRP in esito a MPE. Di conseguenza il BRP ha un obbligo di diligenza puntuale sulla programmazione solamente per alcune UVZ. A tal proposito si segnala che le UVZ escluse dall’obbligo di diligenza

puntuale sono quelle caratterizzate dalla maggiore volatilità in termini di immissioni e prelievi.

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

Il BSP, invece, è responsabile della programmazione puntuale delle unità abilitate all’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali, ossia delle UAS e delle UVN. Tale programma rileva comunque per l’attribuzione del diritto e dell’impegno a immettere e a prelevare per il relativo BRP, ma esso è determinato dal BSP in quanto stato di partenza per le movimentazioni disposte per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento come chiarito nella Sezione 14.5.3

Sezione 3–10 ‌

Aggregazioni ai fini della partecipazione ai mercati dell’energia

Articolo 3–10.1 ‌

Portafogli zonali

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

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

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

I portafogli zonali fisici rappresentano l’elemento rispetto al quale sono effettuate le transazioni su MPE con riferimento alle UP, UC, UI, UE, UIE e UEE. Essi sono definiti in continuità con la logica unit bidding storicamente adottata a livello nazionale su MGP. Si hanno quindi:

• portafogli zonali fisici distinti per ciascuna UAS

• portafogli zonali fisici aggregati per le UnAP (ad eccezione degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema), le UVN e le UVZ, purchè della stessa tipologia

• portafogli zonali fisici specifici per le unità di scambio con l’estero. Inoltre si distinguono:

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

• portafogli zonali fisici di prelievo legati alle unità di prelievo per le quali è prevista su MGP la valorizzazione a prezzo zonale con applicazione della componente compensativa rispetto al PUN Index GME di cui alla Sezione 23.3.

Sono poi introdotti dei portafogli zonali commerciali per la gestione delle transazioni relative alle UCP e per la gestione dei contratti standard di time shifting di cui alla Deliberazione 247/2023/R/eel [49] associati alle UCS.

Rispetto a quanto previsto dalla Deliberazione 111/06 [36] ai fini di MPE:

• il concetto di unità è sostituito dal concetto di portafoglio zonale; si tratta solamente di una modifica terminologica, finalizzata a tenere separati i riferi- menti delle transazioni sul mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento (le unità) e ai fini della programmazione dai riferimenti delle transazioni su MPE (i portafogli zonali)

• rimane la possibilità di aggregare insieme le UVN e le UVZ (che nel complesso rappresentano le unità non rilevanti e le unità rilevanti che non sono state abilitate come UAS o identificate come UnAP)

• è mantenuta la differenziazione per tecnologia ai fini della gestione della priorità di dispacciamento, nonchè per facilitare l’eventuale applicazione di meccanismi di decoupling del prezzo dell’energia fra fonti rinnovabili e fonti non rinnovabili in coerenza con il dibattito in corso a livello europeo.

I portafogli zonali rimangono uguali nel passaggio da MGP a MI: la logica unit bidding per le UAS e la differenziazione per tecnologia per le UnAP, le UVN e le UVZ, permane, quindi, anche su Cross Border Intraday (XBID) e ciò rappresenta una novità rispetto alla soluzione in essere dal 21 settembre 2021 che prevedeva la facoltà di aggregare UP in modo indipendente dalla tecnologia e dall’abilitazione al mercato per il bilanciamento e il ridispacciamento. I BRP possono comunque beneficiare della flessibilità nella fase di programmazione che, come chiarito nella Sezione 17, risulta svincolata dall’esito puntuale delle transazioni relative a ciascun portafoglio zonale, prevedendo un solo vincolo sulla posizione netta di ciascun BRP in ciascuna zona di offerta.

Articolo 3–10.2 ‌

Portafogli zonali fisici

3–10.2.1 Classificazione dei portafogli zonali fisici

I portafogli zonali fisici possono essere:

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

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

3–10.2.2 Creazione dei portafogli zonali fisici di immissione

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

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

Con riferimento alle UAS di immissione della tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3, GME attribuisce un portafoglio zonale fisico di immissione limitatamente alla capacità non asservita alla disciplina di cui alla Deliberazione 247/2023/R/eel [49], in quanto per la parte rimanente della capacità dette UAS partecipano a MET e a MPE per il tramite dei contratti standard di time shifting di cui alle UCS.

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

• un portafoglio zonale fisico di immissione può contenere alternativamente:

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

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

– una unità di scambio con l’estero localizzata nella medesima zona di offerta

• per le UVN di immissione della tipologia di cui alla lettera d. della Sezione 2.4.3, il portafoglio zonale fisico di immissione è relativo alla quota di capacità non asservita alla disciplina di cui alla Deliberazione 247/2023/R/eel [49].

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

3–10.2.3 Creazione dei portafogli zonali fisici di prelievo

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

Con riferimento alle UnAP di prelievo, alle UVN di prelievo e alle UVZ di prelievo, i BRP (direttamente o per il tramite degli operatori di mercato da essi delegati ai sensi della Sezione 3.3.3) richiedono a GME la costituzione di uno o più portafogli zonali fisici di prelievo, ognuno composto da una o più unità di prelievo appartenenti alla medesima tipologia di cui alla Sezione 2.5.2 localizzate nella medesima zona di offerta.

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

3–10.2.4 Portafogli zonali fisici di default

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

La composizione dei portafogli zonali, nel rispetto della suddivisione per tecnologia, è lasciata ai BRP che possono procedere con la massima flessibilità.

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

La composizione dei portafogli zonali assicura di fatto che ciascun impianto es- senziale per la sicurezza del sistema costituisca un portafoglio zonale a sè stante (condizione necessaria per assicurare il rispetto da parte del BRP dei relativi vincoli di offerta ): detti impianti infatti costituiscono delle UAS oppure rispettano i criteri per essere UnAP. Nel caso delle UAS l’unit bidding è obbligatorio, mentre nel caso delle UnAP in teoria sarebbe possibile procedere all’aggregazione in portafogli zonali con altre unità, tuttavia tale facoltà non è concessa alle UnAP coincidenti con gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema che costituiscono necessariamente portafogli zonali a se stanti.

Articolo 3–10.3 ‌

Portafogli zonali commerciali

3–10.3.1 Classificazione dei portafogli zonali commerciali

I portafogli zonali commerciali possono essere:

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

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

3–10.3.2 Unità Commerciali di Prelievo (UCP)

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

Document Metadata

Table of Contents

Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE‌

Document Metadata

Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico TIDE‌

Indice‌

Versioni e organizzazione del TIDE‌‌

Versione attuale

Aggiornamenti precedenti

Organizzazione del documento

Parte I‌

Oggetto e definizione di elementi funzionali alla disciplina

Finalità e oggetto

Finalità

Oggetto

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

Punti di connessione

Immissioni e prelievi nel sistema elettrico

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

Mappatura delle UP

Mappatura delle UC

Mappatura delle UI e delle UE

Costituzione delle UIE e delle UEE

Pubblicazione dei criteri di identificazione

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

Contratti

Contratto di dispacciamento e contratto di trasmissione e distribuzione

Contratto per l’erogazione dei servizi ancillari nazionali globali

Contratto di adesione al mercato dell’energia elettrica

Contratto di adesione alla Piattaforma per Conti Energia

Regole del mercato

Regole per il dispacciamento

Disciplina del mercato dell’energia elettrica

Regolamento della Piattaforma per Conti Energia

Convenzione tra TERNA e GME

Convenzione tra TERNA e Gestore del SII

Modello zonale della rete rilevante

Finalità del modello zonale

Aggiornamento del modello zonale

Analisi preliminare

Revisione formale

Approvazione del modello zonale

Parte II‌

Servizi ancillari nazionali

Classificazione dei Servizi ancillari nazionali globali

Servizio di modulazione straordinaria

Perimetri per i servizi ancillari nazionali globali

Modalità di approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali

Parte III‌

Aggregazioni rilevanti

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

Erogazione dei servizi ancillari nazionali globali e del ridispacciamento

Unità Abilitata Singolarmente (UAS)

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

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

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

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

Verifiche a cura dei DSO

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

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

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

Tipologia di aggregati

Unità non Abilitata da Programmare (UnAP)

Unità Virtuali non Abilitate (UVnA)

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

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

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

Diligenza, perizia, prudenza e previdenza

Aggregazioni ai fini della partecipazione ai mercati dell’energia

Portafogli zonali

Portafogli zonali fisici

Portafogli zonali commerciali

Document Metadata

Indice ‌

Versioni e organizzazione del TIDE ‌‌

Parte I ‌

Parte II ‌

Parte III ‌