Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni in relazione al Documento di consultazione Terna del 23/12/2021.
L’Associazione accoglie positivamente la consultazione relativa, fondamentale nel processo di implementazione della nuova disciplina ARERA per l’erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento dell’elettricità prelevata per i consumi dei servizi ausiliari di generazione (SA) e dell’elettricità prelevata e successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo (SdA).
Tuttavia Elettricità Futura ritiene che la disciplina di cui alla Delibera ARERA 109/202/R/eel necessiti di ulteriori importanti chiarimenti.
Le osservazioni si riferiscono, quindi, oltre che al testo di cui all’Allegato A78 del Codice di rete di Terna (di seguito “Codice di rete”) posto in consultazione, anche all’impianto della Delibera 109/2021/R/eel, al suo perimetro di applicazione e alle sue modalità implementative. Per questo motivo, ARERA è inserita come ulteriore destinatario della presente risposta.
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Osservazioni generali
Accogliamo positivamente la presente consultazione relativa ad aspetti, gli algoritmi di misura per il calcolo dell’energia immessa negativa (EIN), fondamentali nel processo di implementazione della nuova disciplina prevista dalla Delibera ARERA 109/2021/R/eel per l’erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell’elettricità prelevata per i consumi dei servizi ausiliari di generazione (SA) e dell’elettricità prelevata e successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo (SdA).
Sottolineiamo tuttavia come vari punti soggetti alla disciplina di cui alla Delibera ARERA 109/202/R/eel necessitino di ulteriori importanti chiarimenti e specifica regolamentazione. Questi punti possono determinare criticità nell’implementazione della disciplina stessa e per il rispetto delle nuove tempistiche introdotte con la Delibera 560/2021/R/eel (1° gennaio 2023) inclusa la capacità degli operatori di procedere con una scelta avveduta entro il prossimo 30 giugno 2022 nel caso di configurazioni impiantistiche in esercizio.
Le osservazioni contenute nel presente documento contengono, quindi, oltre alle osservazioni in merito al testo di cui all’Allegato A78 del Codice di rete di Terna (di seguito “Codice di rete”) posto in consultazione, anche delle considerazioni relative all’impianto della Delibera 109/2021/R/eel, al suo perimetro di applicazione e alle modalità implementative che si ritiene necessario ancora in questa fase portare all’attenzione dell’autorità di regolazione. Per questo motivo, ARERA è inserita come ulteriore destinatario della presente risposta.
Rispetto a quanto previsto dalla Delibera 109/2021/R/eel e nel presente DCO, proponiamo una soluzione alternativa finalizzata a semplificare l’attività di programmazione e del calcolo dell’EIN per i servizi ausiliari.
La Delibera 109/2021/R/eel e la bozza di Allegato A.78 del Codice di rete non chiariscono se i prelievi afferenti ai servizi ausiliari di generazione saranno associati al POD dell’UP principale, quindi sommati al profilo di immissione della stessa, oppure se saranno trattati separatamente. Con particolare riferimento alle unità abilitate al MSD si sottolinea che i prelievi dei servizi ausiliari dalla rete dipendono spesso dalla programmazione degli impianti stessi in esito alle sessioni di MSD e MB e non possono quindi essere pianificati con opportune operazioni sui mercati dell’energia. Questo significa che, in caso di associazione di tali prelievi al POD dell’unità abilitata, questi verrebbero in molti casi valorizzati a sbilanciamento non potendo essere inseriti in un portafoglio più ampio. Si ritiene, inoltre, che quest’ultima soluzione richiederebbe un aggiornamento dei sistemi degli operatori e di Terna per poter prendere in considerazione le caratteristiche tecniche dei sistemi ausiliari ai fini delle movimentazioni degli impianti su MSD.
A oggi, il par. 4.3.3.5 del Codice di rete prevede che “a ciascuna UP rilevante dovrà essere associata una UC in corrispondenza della quale sono contabilizzati i consumi della UP quando la stessa si trovi nelle condizioni di prelevare energia elettrica dalla rete vale a dire quando tale unità si trovi in fase di avviamento, fermata o arresto prolungato con mantenimento in servizio di ausiliari, ovvero nei casi in cui i consumi di punti di prelievo siano separati dal punto di immissione.”
Per prevenire le criticità sopra illustrate e riconducibili a un’aggregazione sulla medesima UP delle immissioni dell’impianto di generazione e dell’energia immessa negativa dei relativi ausiliari, proponiamo che l’EIN dei prelievi ausiliari di ciascun impianto sia associata ad una UP ad hoc, separata dall’UP a cui tali sistemi si riferiscono, che sostituirebbe l’attuale UC. Tale modifica consentirebbe di aggregare tali UP dedicate ai servizi ausiliari in un unico punto di dispacciamento in immissione su base zonale per la programmazione e il settlement degli sbilanciamenti dei prelievi ausiliari della zona di un determinato UdD in immissione. Così facendo, programmazione e settlement degli sbilanciamenti avverrebbero in totale continuità operativa con quanto oggi previsto (programmazione aggregata degli ausiliari su un unico punto di dispacciamento in prelievo aggregato), e permetterebbero ugualmente l’obiettivo di valorizzare l’EIN con i nuovi criteri (applicazione del prezzo zonale e mancata applicazione dei corrispettivi di dispacciamento e oneri di trasporto/sistema).
Un ulteriore vantaggio di questa soluzione sarebbe quello di ridurre al minimo per l’UdD e il sistema gli impatti e gli oneri per implementare le nuove disposizioni. Infatti, GME, Terna ed UdD non dovrebbero aggiornare i margini di potenza di ogni UP da esso gestita per inserire un margine di potenza minima negativa e di definire un Registro dell’Unità di Produzione dinamico che tenga conto delle rampe tipiche dei transitori propri dei servizi ausiliari. Non sarebbe inoltre necessario rivedere l’algoritmo per il calcolo dell’energia immessa netta dell’UP. In questo modo, l’impatto sull’attività di programmazione, aggregazione delle misure e settlement risulterebbe minimo, riducendo i tempi di implementazione del nuovo regime e garantendo una continuità nei criteri e algoritmi di programmazione che ne garantisce performance in linea con quelle attuali.
Per quanto riguarda invece le 4 tipologie configurazioni impiantistiche adottate per elaborare gli algoritmi di calcolo dell’EIN, nella maggior parte delle varie sotto-tipologie viene adottato il principio di cui al par. 5 per i misuratori, il quale prevede che “Si assume che, oltre all’AdM al punto di scambio, degli N elementi presenti all’interno dell’impianto almeno N-1 siano dotati di AdM. Ciò in modo da consentire che l’N-esimo elemento possa essere misurato per differenza sulla base degli altri misuratori”, mentre in altre si deroga a tale principio. Pertanto, è necessario che a valle della presentazione delle istanze di partecipazione alla nuova regolazione prevista dalla Delibera 109/2021/R/eel il responsabile della misura indichi esplicitamente al titolare dell’UP la necessità o meno di installare AdM aggiuntivi a quelli già presenti sull’UP. In generale, occorre poi maggiore chiarezza su quali AdM sono obbligatori in ciascuna delle sotto-tipologie esaminate nell’Allegato, e quali invece sono integrativi e necessari al fine di poter aderire alla regolazione ex. Delibera 109/2021.
Ricordiamo inoltre che le configurazioni che potranno accedere alla nuova disciplina ex. Delibera 109/2021/R/eel sono numerose ed eterogenee e pertanto potrebbero non ricadere nelle varie tipologie indicate nel DCO, che rappresentano delle casistiche perlopiù generiche. Pertanto, sarà di fondamentale importanza avviare preventivamente una interlocuzione con Terna per una corretta definizione degli strumenti di misura e dell’algoritmo di calcolo.
Occorre quindi sottolineare che, se a valle della presentazione delle istanze di partecipazione alla nuova regolazione prevista dalla Delibera 109/2021/R/eel venga richiesto dal responsabile della misura di installare AdM ulteriori rispetto a quelle già presenti sull’UP, si potrebbe avere una dilatazione significativa delle tempistiche necessarie per poter adeguare l’impianto.
È necessario che alle UP esistenti che già oggi accedono al regime di esenzione dal pagamento dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema (componenti tariffarie A e UC) di cui all’art. 16 del TIT che presentino istanza di accesso alla nuova disciplina ex. Delibera 109/2021/R/eel entro le tempistiche definite dalla Delibera stessa, venga garantito l’accesso alla nuova regolazione senza richiedere adeguamenti impiantistici, in quanto le misure necessarie alla determinazione dell’EIN sono già nella disponibilità dei diversi soggetti oggi coinvolti nell’applicazione del regime di esenzione di cui all’art. 16 del TIT.
Nel caso in cui vengano comunque richiesti adeguamenti impiantistici necessari per poter accedere alla nuova disciplina di cui alla Delibera 109/2021/R/eel, riteniamo necessario garantire un periodo di tempo congruo per effettuare tali adeguamenti. Se il tempo necessario per realizzare gli adeguamenti impiantistici richiesti rendesse impossibile un loro completamento entro il 1° gennaio 2023, l’applicazione del nuovo regime regolatorio dovrebbe comunque essere garantita per i consumi associati ai prelievi dei servizi ausiliari di centrale già certificati da perizia asseverata nell’ambito del precedente regime di esenzione garantito dall’applicazione di cui all’art. 16 del TIT.
Osservazioni di dettaglio
Perimetro e applicazione dell’energia calcolata in Appendice A per il PCE
Chiediamo che nell’Appendice A siano dettagliati sia il perimetro che l’applicazione dell’energia calcolata per il punto di connessione equivalente (PCE). Coerentemente con la proposta illustrata nel paragrafo precedente, tale saldo deve costituire l’EIN complessiva di più servizi ausiliari afferenti al medesimo impianto. Relativamente, invece, alle UP alle quali sono associate le sezioni di generazione e/o i sistemi di accumulo, l’EIN dovrebbe essere imputata specificamente a tali UP senza effettuare l’aggregazione con i servizi ausiliari.
Configurazioni impianti
Riteniamo utile che, tra le varie configurazioni possibili della “Tipologia A) Impianto di produzione e/o accumulo”, si espliciti se gli algoritmi identificati per la configurazione A.2 sono applicabili anche a impianti caratterizzati da UP composte da 1 SA e 1 UP situate a valle del punto di misura.
Prelievi dei servizi ausiliari di generazione per gli impianti che accedono a meccanismi di incentivazione
Per gli impianti che godono e/o possono accedere ad un sistema di incentivazione da parte del GSE per il cui calcolo sia necessaria la misura dell’energia immessa in rete nel mese considerato, è fondamentale che il nuovo quadro regolatorio introdotto con la Delibera 109/2021/R/eel ed i relativi algoritmi implementativi non comportino la riduzione del volume di energia incentivata e non causino la riduzione del volume di GO spettanti ai medesimi impianti. Pertanto, la soluzione proposta di associare l’EIN dei servizi ausiliari di generazione ad un UP separata potrebbe efficacemente risolvere anche questa problematica.
Prelievi dei servizi ausiliari connessi alla rete in un punto (POD) distinto rispetto al punto di connessione dell’impianto di generazione
Nel secondo bullet point del paragrafo “Assunzioni”, a pag. 7 dell’allegato A.78, viene evidenziato che i prelievi dei servizi ausiliari diversi dal Punto di scambio effettuati tramite linee di emergenza in MT saranno presi in considerazione solo se tele-leggibili, con la conseguenza che alcuni prelievi non tele-letti potrebbero non beneficiare del nuovo regime.
In generale, per tutti i prelievi ausiliari di generazione certificati da perizia asseverata, indipendentemente dal livello di tensione del punto di connessione e dalla gestione dei punti di misura (tele-letti o meno), è necessario che sia garantita una continuità dell’esenzione. In assenza di tale revisione, alcuni prelievi ausiliari, visto il venir meno dell’art. 16 del TIT, sarebbero assimilati a consumi finali, determinando una discriminazione ingiustificata.
Impianti in conservazione
In continuità con l’attuale regime, chiediamo che anche a seguito dell’abrogazione a decorrere dal 1° gennaio 2023 dell’articolo 16 del TIT i prelievi dei servizi ausiliari di generazione degli impianti di produzione posti in conservazione che non partecipano al mercato, previa inclusione nella perizia asseverata, possano godere del nuovo regime introdotto con la Delibera 109/2021/R/eel. Proponiamo quindi che anche i prelievi ausiliari di ciascun impianto di produzione posto in conservazione siano associati ad una UP ad hoc, con la possibilità di aggregare tali UP su base zonale come descritto nelle osservazioni generali.
Osservazioni specifiche relative all’applicazione del nuovo regime regolatorio ad utenze facenti parte di SDC
Con riferimento alle modalità di applicazione dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema (componenti tariffarie A e UC) alle utenze degli SDC, la Delibera 109/2021/R/eel prevede che il TISDC venga aggiornato come segue “[…] l’energia elettrica complessivamente prelevata dalla rete con obbligo di connessione di terzi tramite i punti di interconnessione e i punti indiretti di interconnessione con la rete del SDC è calcolata utilizzando i medesimi criteri di cui al comma 15.4.” (i.e. nuovo comma 21.7), ossia non vengono considerati come prelievi ai fini del calcolo dei corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema (componenti tariffarie A e UC) riferibili alle utenze del SDC i prelievi associati all’alimentazione dei servizi ausiliari di generazione e all’alimentazione di sistemi di accumulo ai fini della successiva re-immissione in rete.
Il nuovo impianto regolatorio di cui alla Delibera 109/2021/R/eel modificando le modalità di contabilizzazione dei prelievi associati al consumo dei servizi ausiliari di generazione e degli accumuli (se qualificati come EIN) ai fini della fatturazione e del settlement, avrà un impatto sul calcolo della componente in quota energia del corrispettivo unitario per il servizio di trasmissione (corrispettivo CTRe di cui all’articolo 14 del TIT). La Delibera 109/2021/R/eel, tuttavia, non esplicita in modo chiaro se i nuovi principi di determinazione dei prelievi da parte di un SDC sul punto di interconnessione con la RTN si applicheranno anche al calcolo della potenza prelevata dalla RTN cui si applica la componente CTRp di cui all’articolo 14 del TIT.
In analogia con quanto previsto per la CTRe, chiediamo conferma che la nuova modalità di calcolo dei prelievi da una Rete Interna di Utenza (o SDC) si applichino anche al calcolo della potenza prelevata a cui è associata la componente CTRp.
Infine, considerando le modifiche riportate nella Delibera 109/2021/R/eel e in base a quanto precisato nell’Allegato A.78 al Codice di rete oggetto della presente consultazione, chiediamo conferma che l’applicazione degli algoritmi di calcolo dell’energia immessa negativa non abbia ad oggetto il punto di interconnessione tra una Rete Interna di Utenza o un generico Sistema di Distribuzione Chiuso e la RTN, bensì si effettui sulle utenze rilevanti connesse alla RIU (o SDC) stessa.
Osservazioni specifiche relative all’individuazione delle perdite di rete
Nel paragrafo 6 caso C.2 e caso D.2 vengono riportate, rispettivamente nelle equazioni C.4 e D.10, le formule per il calcolo delle perdite associate ai Sistemi di Accumulo (SdA). L’applicazione delle stesse così formulate produce sempre la generazione di quantità negative (al più nulle). Chiediamo quindi conferma che le stesse verranno modificate, sostituendo nelle equazioni l’operatore algebrico “max” all’operatore algebrico “min”.
