Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni alla consultazione del 30/06/2022 sull’Allegato A.79 del Codice di Rete inerente i requisiti tecnici per la connessione degli accumuli elettrochimici alle reti di alta e altissima tensione.
Elettricità Futura ritiene che l’indirizzo secondo cui dovranno conformarsi alle disposizioni dell’Allegato A.79 tutti gli accumuli elettrochimici in esercizio al momento della sua pubblicazione post-approvazione da parte di ARERA è impraticabile per gli impianti che hanno già avviato l’iter autorizzativo, sono già autorizzati o che hanno già completato l’acquisto delle componenti principali per l’installazione, quali quelli contrattualizzati per il Progetto pilota Fast Reserve o il Mercato della Capacità. In caso contrario si stravolgerebbero gli iter di realizzazione degli stessi, mettendo gli operatori a forte rischio di penali o di risoluzione dei contratti già sottoscritti.
Elettricità Futura chiede quindi che Terna riveda il campo di applicazione dell’Allegato, indicando ad ARERA di escluderne gli impianti di accumulo per i quali i relativi titolari abbiano concluso un contratto finale e vincolante per l’acquisto dei macchinari di generazione principali entro i 6 mesi successivi alla data di pubblicazione dell’Allegato finale approvato da ARERA. In ogni caso, si richiede di escludere gli accumuli che saranno realizzati nell’ambito del Mercato della Capacità o del Progetto Pilota Fast Reserve già oggetto di aggiudicazione mediante nomina post-asta come CDP nuova, anche se aventi contratti di acquisto successivi.
Il documento fornisce inoltre osservazioni di dettaglio sui requisiti di abilitazione ai servizi MSD e modalità di selezione e remunerazione, le funzionalità richieste agli SdA, il monitoraggio della capacità energetica e la gestione dello stato di carica.
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Osservazioni generali
Innanzitutto, approfittiamo dell’occasione per ringraziare Terna del webinar e della disponibilità a un confronto “interattivo” dimostrata nel rispondere alle numerose domande e osservazioni ricevute. Questo tipo di incontri sono sempre molto utili e quindi è una pratica da ripetere il più spesso possibile.
Nel presente documento riportiamo alcune osservazioni di carattere generale (riprese e inserite comunque nel format excel messo a disposizione) sugli aspetti di maggiore rilievo riscontrati nell’Allegato A.79.
- Campo di applicazione: in occasione del webinar del 14 luglio è stato riferito che dovranno conformarsi alle disposizioni dell’Allegato A.79 tutti gli accumuli elettrochimici in esercizio al momento della sua pubblicazione post-approvazione da parte di ARERA. Riteniamo che tale indirizzo sia assolutamente impraticabile per quegli impianti che hanno già avviato l’iter autorizzativo, sono già autorizzati o che hanno già completato l’acquisto delle componenti principali per l’installazione, quali quelli contrattualizzati per il Progetto pilota Fast Reserve o il Mercato della Capacità. Prevedere l’applicazione dell’Allegato A.79 per quegli impianti si tradurrebbe in stravolgere gli iter di realizzazione degli stessi, in quanto sono impianti ingegnerizzati 2 anni/1 anno e mezzo fa che dovrebbero essere riadeguati in un tempo brevissimo, mettendo gli operatori a forte rischio di penali o di risoluzione dei contratti già sottoscritti.
Ciò in quanto l’Allegato A.79 propone molte capability diverse da quelle fin qui richieste dalla normativa indicata come riferimento da Terna per le batterie elettrochimiche in quanto mutuata dalla tecnologia inverter-based (Allegato A.68 CdR per il fotovoltaico) tra cui ad es. il black-start, l’inerzia sintetica, la diversa logica di verifica della capacità di regolazione reattiva.
Chiediamo quindi che Terna riveda il campo di applicazione indicando ad ARERA di escluderne gli impianti di accumulo per i quali i relativi titolari abbiano concluso un contratto finale e vincolante per l’acquisto dei macchinari di generazione principali entro i 6 mesi successivi alla data di pubblicazione dell’Allegato finale approvato da ARERA e, in ogni caso, gli accumuli che saranno realizzati nell’ambito del Mercato della Capacità o del Progetto Pilota Fast Reserve già oggetto di aggiudicazione mediante nomina post-asta come CDP nuova, anche se aventi contratti di acquisto successivi. L’approccio mutua anche quanto applicato da ARERA con il comunicato del 13 febbraio 2019 per la classificazione degli impianti di produzione di energia elettrica tra gli impianti di produzione esistenti ai sensi e per gli effetti del regolamento RfG – Requirements for Generators, prevedendo però un termine temporale di soli 6 mesi a garanzia di una rapida entrata in vigore della nuova normativa ma nel rispetto di iniziative in fase avanzata di sviluppo.
Nel capitolo viene inoltre specificato che “Eventuali limitazioni rispetto ai requisiti del presente documento, oppure applicazioni a strutture d’impianto diverse da quelle prese a riferimento, dovranno essere concordate con il Gestore in fase di richiesta di connessione di cui al capitolo 1A del [CdR] ed in ragione delle specificità del sito di installazione”. Riteniamo che Terna dovrebbe riportare esplicitamente all’interno dell’Allegato A.79 la possibilità di derogare alcuni requisiti (e.g. relativi ai trasformatori o ai limiti di funzionamento) in virtù delle specificità delle varie configurazioni. Più nel dettaglio, dovrebbe essere prevista esplicitamente una deroga per i requisiti che non possono essere rispettati per oggettivi problemi tecnico-economici. Ad esempio, nel caso in cui un impianto di accumulo stand-alone condivida il punto di connessione con un’unità di produzione esistente non potrebbero essere rispettati:
- il requisito riportato al paragrafo 6.1.1. relativo all’avvolgimento AT del trasformatore elevatore MT/AT (“l’avvolgimento AT del/dei trasformatore/i elevatore/i MT/AT dell’impianto di accumulo deve/devono essere dotato/i di un variatore di tensione sotto carico con regolatore automatico in grado di consentire, con più gradini, una variazione della tensione a vuoto compresa almeno tra ±12% della tensione nominale”);
- i limiti di funzionamento richiesti riguardo all’esercizio in parallelo con la rete AT in funzione della frequenza;
- il requisito LVRT/OVRT nel caso in cui l’impianto di generazione esistente fosse antecedente all’introduzione del rispetto di tale requisito.
Nel capitolo si specifica poi che “Agli impianti connessi a livelli di tensione inferiore ai 35 kV qualora gli stessi offrano servizi sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento si applicano i seguenti paragrafi del presente Allegato: 6.2, 6.3, 8.1, 8.5, 8.6, 8.7, 8.11, 9, 10.1, 10.3. Per i restanti requisiti trova applicazione quanto normato dalla norma CEI 0-16. Per queste tipologie la necessità dell’apparato UPDM e l’applicazione dei requisiti di regolazione della tensione sono da intendersi applicabili solo su richiesta del Gestore”. Evidenziamo che gli impianti di accumulo connessi con tensione inferiore a 35 kV sono connessi alle reti di distribuzione e sono già normati dalla norma CEI 0-16. Pertanto, una volta certificato l’accumulo ai sensi di tale norma, esso non può essere modificato per renderlo compliant ai paragrafi menzionati altrimenti perderebbe la certificazione CEI. Prima della trasmissione dell’Allegato ad ARERA per l’approvazione, a nostro avviso sarebbe corretto esaminare congiuntamente con il CEI l’Allegato A.79 in modo da verificare, ed eventualmente modificare/aggiornare la normativa vigente (0-16) per stabilire, la coerenza tra l’Allegato e le norme CEI così da evitare problemi di compliance come quello sopra segnalato.
- Definizioni: al fine di garantire la maggiore coerenza possibile tra la normativa in materia, la definizione di “Sistema di accumulo” contenuta nell’Allegato dovrebbe essere rimpiazzata da quella contenuta nelle norme CEI 0-16 e 0-21.
Sempre con riferimento al perimetro di applicazione dell’Allegato, nel documento le definizioni contemplano due configurazioni di impianti di accumulo: stand-alone o integrati a impianti ospitanti connessi in MT. Tuttavia, Terna dovrebbe integrare la definizione di impianto di accumulo presente nell’Allegato A.79 al fine di considerare tutte le configurazioni previste dalla Delibera 574/2014/R/eel. In particolare, riteniamo debba essere considerata anche la casistica di impianto di accumulo stand-alone (in quanto funzionalmente indipendente) che condivide il punto di connessione con un’altra unità di produzione; dovrebbe inoltre essere lasciata all’operatore la facoltà di definire una unità di produzione distinta in tutti i casi in cui l’accumulo definisce ed attua i piani di produzione in modo indipendente dall’impianto ospitante ed è distintamente misurabile (cfr. lettera b) del comma 4.1 della richiamata delibera (“[…] in presenza di altri gruppi di generazione su uno stesso punto di connessione alla rete, è lasciata agli utenti del dispacciamento, o ai produttori, la facoltà di definire una unità di produzione specifica per i sistemi di accumulo installati, separata dagli altri gruppi di generazione, o di considerare i predetti sistemi come uno dei gruppi di generazione che costituiscono l’unità di produzione”).
Inoltre, a nostro avviso è importante che prima della trasmissione ad ARERA per l’approvazione, Terna verifichi se le definizioni contenute nell’Allegato “dialogano” correttamente con le linee guida tecniche del GSE (dove viene fatto un distinguo più dettagliato tra impianti stand alone, integrati, etc…).
- Requisiti di abilitazione ai servizi MSD e modalità di selezione e remunerazione: prendiamo atto che nell’Allegato A.79 oggetto di consultazione si è deciso per il momento di non inserire dei dettagli sui requisiti di abilitazione degli impianti di accumulo ai servizi MSD e soprattutto su come tali servizi saranno selezionati e remunerati, delegandoli invece a una seconda consultazione ipotizzata per settembre. Evidenziamo che questi aspetti sono assolutamente fondamentali per gli operatori per poter avere una visione chiara e completa dell’assetto regolatorio relativo ai SdA e, di conseguenza, esprimere osservazioni e commenti certi e precisi. A nostro avviso è estremamente importante che le disposizioni contenute nell’Allegato A.79 (eventualmente integrato con la seconda consultazione, oppure accompagnato da un altro Allegato al CdR) non impattino negativamente sulle aspettative di remunerazione dei dispositivi di accumulo elettrochimico, ad esempio, evitando di inserire delle prescrizioni di esercizio “amministrate”. Occorre infatti che il presente Allegato disciplini il funzionamento dei SdA elettrochimici in modo da permettere di esprimere efficientemente il loro forte potenziale nel fornire numerosi servizi di flessibilità al sistema la cui effettiva attivazione deve essere affidata ai meccanismi di mercato per favorire nei diversi periodi temporali l’allocazione dell’energia limitata di tali dispositivi sugli impieghi a maggior valore per il sistema.
Pertanto, chiediamo che per tutti i servizi di sistema menzionati nell’Allegato A.79 che hanno un impatto sulle potenzialità dei SdA e che rappresentano delle novità rispetto al quadro regolatorio precedente venga previsto un meccanismo di selezione basato sul mercato, così da dare all’operatore la possibilità di esprimere al meglio il costo opportunità di tali servizi.
A tal proposito, in particolare non è condivisibile la proposta di prevedere una semi-banda di default dedicata alla riserva primaria secondo le logiche attualmente applicate per obbligo di fornitura agli impianti termoelettrici e idroelettrici programmabili rilevanti. Questa previsione sottrarrebbe per tutta la vita utile dell’impianto un quantitativo di potenza ed energia (stante il vincolo di riserva Tminler e l’esigenza di coprire il servizio in stato normale del sistema da tutti gli altri usi di mercato), a scapito innanzitutto della funzione primaria di integrazione delle rinnovabili nel sistema (time-shift). Per gli impianti contrattualizzati nel Mercato della Capacità ciò sarebbe ancor meno praticabile in quanto la CDP qualificata negoziabile nelle aste è stata calcolata da Terna senza considerare alcun vincolo di primaria, non essendo al tempo previsto e una eventuale applicazione retroattiva sarebbe in contrasto con i contratti già sottoscritti. Analoghe considerazioni valgono per le Fast Reserve Units.
- Funzionalità richieste agli impianti di accumulo: sia nell’Allegato che nel webinar sono stati trattati i vari servizi ancillari che possono essere forniti dai SdA. A nostro avviso alcuni di essi sono esaminati solo superficialmente e quindi necessitano di maggiori approfondimenti e dettagli, in primis i servizi di black start e di inerzia sintetica. Per il primo, infatti, viene indicato che l’impianto “deve essere in grado di energizzare una porzione di rete fino ad una centrale di produzione remota”, ma ciò sembra poco coerente o comunque deve essere esplicitato meglio. Per l’inerzia sintetica invece non sono dettagliati dei parametri “di base”, come il tempo di reazione dell’impianto, che sono fondamentali per la progettazione e il dimensionamento dell’hardware di controllo dello stesso.
- Monitoraggio della capacità energetica e gestione dello stato di carica: sebbene l’Allegato A.79 tocchi solo in modo molto limitato i temi di mercato, riteniamo che alcune prescrizioni tecniche sono abilitanti per la partecipazione delle BESS al mercato in vista di un pieno utilizzo del loro potenziale di flessibilità.
Innanzitutto la definizione di un parametro di capacità utile del sistema quale il CUS proposto potrà essere utilizzato, unitamente ai dati sullo stato di carica, ai fini della gestione su MSD degli accumuli di tipo elettrochimico, di quelli idroelettrici e, in generale, delle risorse con vincolo di energia. Come segnalato inoltre nelle risposte dell’Associazione alle consultazioni sul Mercato della Capacità, tale parametro è necessario anche per una ottimale partecipazione e utilizzo degli accumuli in tale mercato: la capacità utile potenziale – e non invece il SOC effettivo in un dato momento, come attualmente previsto nella Disciplina CM – appare infatti un più corretto indicatore del contributo di adeguatezza che l’accumulo può fornire, evitando al contempo la forzatura dei programmi che comporta una disottimizzazione del dispacciamento, con i conseguenti incrementi di costi per la gestione del sistema. Rinviando alla consultazione annunciata per il prossimo autunno sugli aspetti di mercato, rileviamo qui che ai fini dell’A.79 il CUS andrebbe distinto nel verso in carica ed in quello in scarica prevedendo due distinte definizioni e di misurare tale grandezza nel primo punto di controllo disponibile che escluda i servizi ausiliari sulla base di una proposta del produttore basata sull'architettura di ciascun impianto, ciò al fine di ridurre possibili errori di stima riconducibili agli assorbimenti dei servizi ausiliari migliorando ulteriormente l’accuratezza della grandezza proposta.
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