Elettricità Futura ha trasmesso una lettera ad ARERA in relazione alle Delibere 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel, avanzando alcune richieste e proposte per limitare i forti impatti che le modifiche introdotte da queste norme hanno sugli impianti fotovoltaici, eolici e sui sistemi di accumulo di prossima installazione, in particolar modo per gli accumuli che dovrebbero entrare in esercizio nell’ambito del Mercato della Capacità.
In particolare, la Delibera ARERA 99/2023/R/eel, modificando retroattivamente i requisiti per impianti per i quali erano già state presentate le domande di connessione, ha posto gli operatori di fronte alla necessità di rivedere gli ordini con i fornitori, con maggiori costi di sviluppo e ritardi nell’entrata in esercizio. Elettricità Futura chiede quindi maggiore flessibilità sull’applicazione delle nuove disposizioni e la previsione di meccanismi premiali per coprire gli extra-costi necessari per adeguare gli impianti.
La Delibera ARERA 98/2023/eel, estendendo il vincolo di riserva primaria alle UP elettrochimiche (BESS) maggiori di 10 MW, incide negativamente sulla redditività dei progetti per i quali gli operatori avevano assunto decisioni di investimento nelle aste di Capacity Market e Fast Reserve. Al fine di ridurre al minimo il periodo di applicazione del nuovo obbligo, Elettricità Futura chiede che sia data esecuzione al percorso definito con il TIDE e, nelle more dell’avvio di tale mercato, si adottino meccanismi di deroga e flessibilità.
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Il settore degli accumuli elettrochimici (BESS) di dimensioni rilevanti sta sperimentato una crescita significativa trainata dall’assegnazione di contratti a termine (Mercato della Capacità progetto Pilota Fast Reserve), nonché dall’aspettativa di poter valorizzare l’elevata flessibilità di tali dispositivi nei mercati spot.
A livello di sistema, si prevede l’entrata in esercizio tra il 2023 e la fine del 2024 di nuova capacità di accumulo elettrochimico quantificabile in 7,9 GWh di capacità energetica con la presenza di ca. 20 operatori di mercato.
Le recenti Delibere 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel hanno introdotto alcune previsioni che rischiano di determinare serie ripercussioni sulla sostenibilità di tali iniziative con impatto negativo sulla fiducia degli investitori verso un settore di primaria importanza per la transizione energetica.
La Delibera ARERA 99/2023/R/eel recante l’approvazione dell’Allegato A.79 al Codice di rete Terna, ha modificato retroattivamente i requisiti per impianti per i quali erano già state presentate le domande di connessione ed emessi gli ordini per i macchinari principali sulla base della normativa tecnica previgente. Il provvedimento pone dunque gli operatori di fronte alla necessità di rivedere gli ordini con i fornitori, con maggiori costi di sviluppo e ritardi nell’entrata in esercizio. Alcuni impianti in fase di più avanzata realizzazione inoltre potrebbero non essere più tecnicamente adeguabili, considerato anche il carattere innovativo di talune prescrizioni (es. black-start[1], inerzia sintetica, funzioni evolute di regolazione della tensione, ecc.).
[1] La richiesta, ad esempio, di implementare la funzionalità di black-start per tutte le batterie elettrochimiche di taglia superiore a 20 MW rappresenta una misura asimmetrica che svantaggia tale tecnologia a scapito delle altre per le quali, sulla base della regolazione vigente, a meno dell’inclusione puntuale di un impianto nel Piano di Riaccensione e Rialimentazione con funzionalità di centrale di prima riaccensione, detta capacità non è richiesta.
Al fine di evitare ritardi nell’entrata in esercizio dovuti all’implementazione dell’Allegato A.79, la possibilità di completare gli adeguamenti alle prescrizioni maggiormente impattanti durante i 18 mesi della fase di esercizio provvisorio (c.d. “ION”) - attualmente limitata alle entrate in esercizio entro il 17 marzo 2024 - andrebbe quantomeno estesa agli impianti che entrano in esercizio entro dicembre 2024. Per gli impianti di cui si prevede il completamento dopo il 17 marzo 2024, infatti, l’entrata in esercizio è attualmente subordinata al pieno adeguamento all’ A79. Altrettanto importante è che sia garantita, fin dalla fase ION, la partecipazione al MSD per poter onorare a pieno gli impegni assunti nel Capacity market.
Opportune deroghe andrebbero invece previste per gli impianti non più adeguabili tenuto conto degli interventi e costi da sostenere.
Inoltre, al fine di ridurre l’impatto economico dei suddetti adeguamenti, che gravano in maniera asimmetrica sulle batterie elettrochimiche di grande taglia, sarebbe necessario che ARERA, in continuità con una lunga serie di precedenti[2], garantisse la copertura dei maggiori costi impiantistici. Sarebbe inoltre opportuno prevedere forme di compensazione anche per la minore remunerazione e maggiori penalità economiche nei contratti di Capacity Market e Fast Reserve, ascrivibili ai possibili ritardi nell’ingresso in esercizio riconducibili ai nuovi requisiti di connessione.
[2] Cfr. Del. 324/2020 in materia di servizi di rialimentazione e riaccensione, nonché delibera Arera 44/2021 in materia di adeguamento alle prescrizioni in materia di difesa del sistema elettrico per installazione dei Power System Stabilizer
Le suddette richieste sono motivate anche dal fatto che le nuove prescrizioni vanno ad incidere negativamente sulla redditività dei progetti per i quali gli operatori aveva assunto decisioni di investimento partecipando alle aste di Capacity Market e Fast Reserve e sottoscrivendo i relativi contratti pluriennali, sulla base di un quadro regolatorio che non prevedeva tali requisiti.
Tra l’altro, la Delibera ARERA 99/2023/R/eel ha approvato anche le nuove versioni degli Allegati A.17 e A.68 al Codice di rete Terna, inerenti “Condizioni generali di connessione alle reti AT e Sistemi di protezione regolazione e controllo” per impianti eolici e fotovoltaici. Anche per tali tipologie di impianti si riscontrano maggiori costi di realizzazione e ritardi nell’entrata in esercizio del tutto paragonabili a quelli sopra descritti per gli accumuli elettrochimici. Chiediamo dunque, per impianti di produzione eolici e fotovoltaici per i quali risultino presentate le domande di connessione ed emessi gli ordini dei macchinari entro il 17 marzo 2023, di definire specifici meccanismi premiali per la copertura dei maggiori costi relativi alle ulteriori implementazioni individuate negli Allegati al Codice di Rete approvati da ARERA con deliberazione 99/2023/R/eel.
La Delibera ARERA 98/2023/eel ha invece esteso dal 1° luglio 2023 il vincolo di riserva primaria alle UP elettrochimiche (BESS) maggiori di 10 MW, fino ad oggi applicato solo agli impianti termoelettrici e idroelettrici programmabili e rilevanti. Tale modifica riduce la potenza negoziabile sui mercati elettrici e l’energia disponibile per la selezione delle BESS in MSD, peggiorando la capacità di utilizzare e remunerare tali impianti nel mercato spot e di adempiere al Capacity Market.
Anche in questo caso, la nuova previsione va ad incidere negativamente sulla redditività dei progetti per i quali gli operatori avevano assunto decisioni di investimento nelle aste di Capacity Market e Fast Reserve. Essa si pone inoltre in controtendenza rispetto agli orientamenti precedentemente espressi da ARERA che avevano indicato chiaramente[3] l’intenzione di passare ad un approvvigionamento del servizio a mercato, in linea con le procedure più diffuse a livello europeo (c.d. FCR cooperation).
[3] Cfr DCO TIDE 2019 e Bozza di Articolato
Al fine di ridurre al minimo il periodo di applicazione del nuovo obbligo, è necessario che ARERA confermi e dia esecuzione al percorso definito con il TIDE, introducendo entro l’1 gennaio 2025 un segmento di mercato di breve termine per selezionare la capacità dedicata a tale servizio, in linea con i fabbisogni di sistema, consentendo all’operatore di valorizzarne il costo-opportunità ed al sistema di co-ottimizzare l’uso delle risorse per le diverse finalità del dispacciamento con un aumento complessivo dell’efficienza. Eventuali ritardi nel processo di implementazione di tale mercato, determineranno il sottoutilizzo di tali impianti a danno del sistema e degli operatori che dovranno dunque richiedere opportune compensazioni.
Infine, per evitare penalizzazioni economiche improprie, nelle more dell’avvio di tale mercato, le batterie nominate nel Capacity Market dovrebbero essere salvaguardate nel processo di nomina dall’impatto della riduzione di potenza ed energia disponibile. La semi-banda minima di riserva primaria dovrebbe essere a tal fine considerata nel calcolo della potenza disponibile per la nomina nel contratto di approvvigionamento di capacità; tale previsione dovrebbe essere integrata nel set di aggiornamenti della disciplina del Mercato della Capacità che Terna il 28 aprile scorso ha posto in consultazione per ottemperare alla Delibera ARERA 98/2023/R/eel.
Infine, con l’entrata in vigore del mercato per la primaria, si dovrebbe permettere all’operatore di mettere a disposizione, a livello di mercato secondario della capacità, anche la porzione di capacità non considerata nel calcolo della CDP per le aste (per qualsiasi tipologia di unità) ma poi effettivamente disponibile in quanto non asservita alla fornitura della semibanda di riserva primaria per scelta dell’operatore.
Al fine di dare certezza agli operatori in merito agli aspetti sopra evidenziati, chiediamo di introdurre urgentemente gli opportuni correttivi alla regolazione.
Ringraziando anticipatamente per l’attenzione che potrete dedicarci, porgiamo i nostri migliori saluti.
