Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni in relazione al Documento di consultazione del 1 marzo 2023 relativo al Codice di Rete, Capitolo 7 - Identificazione macrozone libere da congestioni.
In generale, Elettricità Futura osserva che:
- al fine di un’adeguata comprensione delle diverse opzioni di aggregazione delle zone di mercato e i relativi effetti sugli sbilanciamenti, la proposta dovrebbe contenere un maggior numero di dati e simulazioni, anche per gli anni dal 2020 al 2022. Si auspica che queste informazioni aggiuntivi vengano fornite agli operatori a valle del DCO;
- in relazione alle 3 opzioni di metodologie proposte per l’identificazione dinamica di macrozone di mercato, si ritiene più valida l’opzione 1, in quanto risulta quella che riflette al meglio l’esistenza di una congestione;
- indipendentemente dall’opzione scelta, sarà fondamentale che Terna garantisca un adeguato livello di trasparenza informativa, mettendo a disposizione degli operatori in tempi rapidi le informazioni e le variabili che concorreranno all’identificazione delle macrozone di sbilanciamento;
- vengano chiarite le tempistiche di implementazione per il go-live della nuova metodologia di aggregazione delle zone, che si ritiene debba avvenire non prima del 2025, in concomitanza con l’avvio del nuovo TIDE.
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Osservazioni generali
Come prima osservazione evidenziamo che, al fine di un’adeguata comprensione delle diverse opzioni di aggregazione delle zone di mercato e i relativi effetti sugli sbilanciamenti, la proposta di metodologie sottoposta a consultazione dovrebbe essere stata corredata da un maggior numero di dati e simulazioni. Oltre alle informazioni contenute nelle slide riepilogative, sono infatti necessari anche simulazioni con un dettaglio sui prezzi di sbilanciamento che si formerebbero a seguito dell’aggregazione delle zone e il segno delle zone. Senza questi dati è risultato molto difficile verificare la robustezza e la validità delle diverse opzioni e i loro potenziali impatti. Inoltre, comprendiamo la scelta di effettuare le simulazioni sul 2019, ma per offrire risultati più coerenti con la situazione attuale del MSD le simulazioni avrebbero dovuto comunque riguardare anche gli anni dal 2020 al 2022 (con l’entrata in esercizio dell’XBID, del Capacity Market, delle piattaforme UE e del meccanismo di riduzione dei costi del dispacciamento ex. Delibera 597/2021/R/eel, le logiche di funzionamento dei mercati dell’energia e le dinamiche di approvvigionamento dei fabbisogni di bilanciamento sono evolute significativamente). Auspichiamo dunque che i dati e le simulazioni aggiuntivi vengano forniti agli operatori a valle del DCO, anche per il tramite di un webinar apposito.
Considerando quanto appena evidenziato, sebbene l’opzione 3 basata su aree statiche fissate pari alle zone di mercato avrebbe il vantaggio di essere la soluzione “standard” prevista nel Regolamento UE balancing e nella metodologia ACER e di più semplice implementazione e gestione, guardando alle 3 opzioni di metodologie proposte per l’identificazione dinamica di macrozone di mercato riteniamo più valida l’opzione 1, in quanto risulta quella che per costruzione, a livello teorico, riflette al meglio l’esistenza di una congestione (definita come limite fisico all’utilizzo di risorse più economiche disponibili in un’altra zona).
Indipendentemente dall’opzione scelta, sarà fondamentale che Terna garantisca un adeguato livello di trasparenza informativa, mettendo a disposizione degli operatori in tempi rapidi le informazioni e le variabili che concorreranno all’identificazione delle macrozone di sbilanciamento, anche a fini di analisi e simulazioni interne. In particolare, nel caso si optasse per l’opzione 1, sarebbe importante mettere a disposizione il dato sul fabbisogno di energia elettrica per il bilanciamento a salire/scendere dell’aggregato di zone di mercato. Dato che dovrebbe essere fornito da Terna agli operatori in due versioni:
- “provvisoria”, come fabbisogno di riserve a salire e a scendere (esplicitando in modo puntuale le quantità a salire e a scendere per i diversi servizi ancillari), prima del GCT della fase preliminare di MSD, entro le ore 16:00 del giorno D-1, in modo da fornire agli operatori un primo parametro utile a individuare la possibile configurazione di aggregazione dinamica delle zone prima della chiusura delle sessioni di mercato. È fondamentale che tale valore sia anche aggiornato e condiviso prima della chiusura di ciascuna sottofase del Mercato di Bilanciamento, in H-2, per consentire agli operatori di usufruire di un dato più accurato, prossimo al tempo reale, maggiormente indicativo delle effettive necessità di bilanciamento del sistema;
- “definitiva”, indicando l’effettivo fabbisogno di energia impiegato per la determinazione delle macrozone dinamiche di sbilanciamento (che ci sembra essere basato sulla formula di calcolo dello sbilanciamento dell’aggregato zonale di cui all’art. 39 della Delibera 111/06, cambiandone i segni) di fatto determinabile solo ex-post ma utile ai fini del monitoraggio.
Sempre nel caso in cui si scelga l’opzione 1, sarà necessario pubblicare anche le somme delle quantità in vendita, al netto della somma delle quantità in acquisto, accettate su MSD in H-2 e sul Mercato di Bilanciamento (MB), sulle piattaforme RR e aFRR a consuntivo, nelle zone di mercato appartenenti all'aggregato di zone di mercato considerata.
In aggiunta a ciò, è necessario pubblicare il valore del limite di transito di energia, calcolato come differenza tra il valore trasmesso dal GME ai fini della definizione degli esiti del MGP e la quota allocata per effetto dei programmi di immissione e prelievo in esito ai Mercati dell’Energia. Tale valore è già messo a disposizione a valle degli esiti del MGP e di ciascuna asta infra-giornaliera, rappresentando un dato disponibile e usufruibile ai fini del bidding per le successive aste dei mercati dell’energia; si richiede al GME di implementare un display che in tempo reale mostri il valore del limite di transito di energia residuo aggiornato a valle di ciascuna quantità accettata su XBID.
Inoltre, sarebbe interessante sapere se Terna ritiene plausibile, oppure ha già in programma, un eventuale aggiornamento della metodologia per l’aggregazione delle zone una volta che il collegamento Tyrrhenian Link entrerà in esercizio.
Chiediamo infine che Terna chiarisca le tempistiche di implementazione per il go-live della nuova metodologia di aggregazione delle zone, in quanto è un aspetto non esplicitato nel materiale sottoposto a consultazione. Go-live che, considerate le importanti evoluzioni già in corso nel sistema energetico (incremento della capacità di generazione da fonte rinnovabile non programmabile e maggiore partecipazione di tali risorse nel MSD, installazione di sistemi di accumulo e nuove regole di connessione e per la fornitura di servizi ancillari, progetti pilota per l’approvvigionamento di flessibilità su scala locale, sviluppo della rete etc…) riteniamo debba indubbiamente avvenire non prima del 2025, in concomitanza con l’avvio del nuovo TIDE. Data la forte discontinuità con il quadro attuale sarà necessario prevedere un congruo periodo di prove in bianco (almeno 6 mesi di fase di parallel run prima del go-live) e che l’avvio avvenga a inizio di un anno (non a metà anno o a metà mese).
