Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni in relazione al DCO del 29/09/22 su partecipazione al MSD e regole di coordinamento MSD-Piattaforma aFRR, riportando le osservazioni di maggiore rilievo sui documenti del Codice di Rete oggetto della consultazione inerenti principalmente ai sistemi di accumulo. Sottolineando innanzitutto l’importanza delle tempistiche di recepimento delle modifiche al Codice di Rete ed entrata in vigore delle nuove disposizioni, le osservazioni generali sono suddivise per macrotema:
- Gestione Sistemi di Accumulo e programmazione unità
- Approvvigionamento riserva primaria e modalità applicazione ultime modifiche al Codice di Rete
- Approvvigionamento riserva secondaria e tempistiche go-live piattaforma aFRR
- Evoluzioni dell’Allegato A.60 – Tempo minimo di permanenza in servizio/fuori servizio impianti idroelettrici di generazione/pompaggio
Leggi il testo integrale delle osservazioni, che include le osservazioni di dettaglio oggetto dei quesiti della consultazione.
Osservazioni generali
Ringraziando Terna per la presente consultazione e per l’utile webinar illustrativo, riportiamo di seguito le osservazioni di maggiore rilievo sui documenti del Codice di Rete oggetto della presente consultazione inerenti principalmente ai sistemi di accumulo, suddividendole per macrotema.
In primis ci soffermiamo sul tema delle tempistiche di recepimento delle modifiche al Codice di Rete e dell’entrata in vigore delle nuove disposizioni, cui occorrerà prestare particolarmente attenzione e che proprio per questo motivo affrontiamo in più punti della risposta. Pur essendo già nota la necessità di introdurre queste modifiche per consentire la partecipazione del mercato italiano alle piattaforme Europee e considerato l’impatto operativo per gli operatori di mercato, è importante che Terna preveda congrue tempistiche di adeguamento. Per implementare alcune modifiche impiantistiche (ad esempio adeguare i sistemi per gestione della semibanda asimmetrica) è necessario coinvolgere e coordinarsi con fornitori esterni e ciò richiede un’attenta pianificazione dei tempi.
Gestione Sistemi di Accumulo e programmazione unità
Al fine di una gestione efficiente dei sistemi di accumulo (SdA) nel MSD, è necessario consentire agli operatori di trasmettere a Terna informazioni precise sulla disponibilità degli stessi. Chiediamo quindi che, ai fini della corretta programmazione delle unità, da parte degli operatori, ed esecuzione degli algoritmi per la selezione delle risorse per le fasi di programmazione di MSD e MB, da parte di Terna, si consenta agli operatori di dichiarare tra i dati tecnici del SdA la capacità energetica massima disponibile in immissione e prelievo, prevedendo due nuovi parametri tecnici tra i dati dell’impianto.
Tali parametri indicano la capacità massima di prelievo (determinabile ad accumulo completamente scarico) e di immissione (ipotesi di accumulo completamente carico) del dispositivo aggiornata nel periodo rilevante in cui avviene la selezione delle quantità MSD e dovrebbero essere rispettati da Terna per evitare la definizione di programmi non fattibili. Il set di parametri attualmente in uso per la gestione dei vincoli energetici dei pompaggi (ENE_MAX_A ed ENE_MAX_P) non è sufficiente a definire la fattibilità dei programmi in quanto si basa su controlli di tipo giornaliero che non sono in grado di individuare ed escludere infattibilità su singole ore de giorno. La programmazione in esito a MSD ed MB dovrebbe restituire per tutte le ore del giorno rimanenti degli esiti coerenti con i vincoli strutturali degli accumuli e con lo stato di programmazione stessa, limitando le quantità accettate a quanto effettivamente eseguibile.
Inoltre, come già segnalato nelle consultazioni sull’aggiornamento della disciplina del Mercato della Capacità, è opportuno riferirsi al parametro di capacità energetica in immissione per il calcolo delle quantità validamente offerte in MSD da un accumulo ai fini della nomina in quanto la disponibilità di energia e potenza dell’accumulo sono i parametri che ne misurano, fin dalla qualifica, il contributo di adeguatezza. In proposito, invece, l’attuale disciplina delle nomine del CM, vincola la validità delle quantità offerte a salire in MSD di una intera giornata allo stato di carica puntuale registrato in un orario preciso del giorno (ore 0:00 per il 2022/23, ore 8:00 per delivery 2024).
Analogo ragionamento vale per gli impianti di generazione e pompaggio idroelettrici. Chiediamo quindi di introdurre nei parametri tecnici di energia giornaliera il parametro relativo all’energia minima di immissione, in aggiunta a quelli che già oggi Terna consente di dichiarare giornalmente, poi utilizzati nel processo di selezione delle offerte per MSD e MB, per consentire all’operatore di mappare quegli eventuali vincoli (previsti dalla Disciplina, o derivanti dalle concessioni) che portano all’esigenza di dover avere un’energia giornaliera minima in immissione o in assorbimento per il SdA.
Approvvigionamento riserva primaria e modalità applicazione ultime modifiche al Codice di Rete
Per quanto riguarda l’approvvigionamento del servizio di riserva primaria, riscontriamo che le modifiche proposte riprendono l’approccio adottato nella consultazione sull’Allegato A.79, ossia la previsione di un’obbligatorietà di fornitura del servizio da parte dei SdA. Come già espresso nella nostra risposta a tale DCO, proponiamo che per questo servizio, oltre ad una idonea remunerazione, venga previsto un meccanismo di selezione delle semibande di potenza basato su logiche di mercato, a partecipazione volontaria, al fine di massimizzare il contributo dei SdA nelle ore in cui la disponibilità di riserva è bassa e di favorire l’utilizzo in energia per altri servizi quando la disponibilità è alta. Questa soluzione dovrebbe poter esser valida per tutte le UP, ma a maggior ragione riteniamo importante evitare l’imposizione ai SdA contrattualizzati nel Progetto pilota Fast Reserve o nel Mercato della Capacità di una riserva obbligatoria in grado di limitarne la capacità di operare sui mercati dell’energia.
Un altro aspetto di grande rilievo riguarda le modalità, le tempistiche e il perimetro di applicazione che ARERA e Terna prevedranno per le nuove versioni degli Allegati A.17, A.68 e A.79, recentemente consultati. Ciò è di importanza cruciale in quanto, le modalità scelte per l’implementazione degli allegati, determineranno le modalità per il dispiegamento dei nuovi impianti FER e SdA.
Vista la rilevanza del tema, riportiamo nuovamente le nostre considerazioni espresse nella nostra risposta alla consultazione sull’Allegato A.79. Applicare le nuove disposizioni dell’Allegato A.79 a tutti gli accumuli elettrochimici in esercizio al momento della pubblicazione post-approvazione da parte di ARERA è a nostro avviso impraticabile. L’applicazione delle nuove disposizioni anche agli impianti già ingegnerizzati negli anni scorsi e 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) comporterebbe uno stravolgimento degli iter di realizzazione, mettendo gli operatori a forte rischio di penali o di risoluzione dei contratti già sottoscritti. È importante quindi che Terna indichi ad ARERA di escludere 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.
Approvvigionamento riserva secondaria e tempistiche go-live piattaforma aFRR
Relativamente alle proposte di evoluzione sulla riserva secondaria e all’introduzione di semibande asimmetriche, preme evidenziare che i sistemi implementati nelle Unità di Produzione (UP) già obbligatoriamente abilitate (impianti idro e termoelettrici rilevanti e programmabili che soddisfano i requisiti definiti nel Codice di rete di Terna) per la risposta al segnale di livello di Terna richiedono la selezione di semibande simmetriche. Il passaggio a semibande asimmetriche anche per queste UP, così come proposto da Terna, richiederebbe di implementare adeguamenti sulla gestione degli impianti e sul regolatore di frequenza/potenza, nonché un coordinamento con i fornitori. Pertanto, chiediamo di mantenere la selezione delle bande simmetriche per le UP già obbligatoriamente abilitate per le sole UP che hanno registrato semibande simmetriche su GAUDÌ. Tale simmetria potrebbe essere garantita da Terna nella fase del processo di conversione.
In alternativa, chiediamo che Terna inizi l’implementazione e la fase di test dell’asimmetria a valle della pubblicazione della versione aggiornata del Codice di rete, prevedendo, però, che la fase di parallelo prosegua per tutto il 2023. Più nel dettaglio, riteniamo opportuno che Terna:
- pubblichi la versione aggiornata del Codice di Rete e inizi l’implementazione delle semibande asimmetriche tramite una fase di parallel run in cui Terna possa iniziare a modificare le sue logiche di gestione e in cui, contemporaneamente, gli operatori possano iniziare ad avviare le interlocuzioni con i fornitori e ad implementare gli adeguamenti necessari. In questa fase, Terna e gli operatori dovrebbero anche testare le funzionalità della Piattaforma aFRR;
- proceda con il go-live della Piattaforma aFRR entro luglio 2023, così come previsto dalla Delibera 46/2022/R/eel, e mantenga, contestualmente, la fase di parallel run dell’asimmetria di cui al precedente alinea. In tal modo, le attivazioni su PICASSO potrebbero anche essere asimmetriche (solo a salire/solo a scendere), ma la selezione e condivisione delle quantità sulla Piattaforma da parte di Terna rimarrebbe simmetrica per quelle UP che hanno registrato semibande simmetriche su GAUDÌ;
- termini la fase di parallel run a gennaio 2024. Solamente a partire da tale momento, la selezione e condivisione delle richiamate quantità potrebbe essere asimmetrica per le UP in oggetto.
Inoltre, è essenziale che Terna garantisca che la selezione delle quantità da condividere sulla Piattaforma aFRR segua una logica esclusivamente di ordine di merito economico. Attualmente, infatti, si verificano casi in cui le semibande di una certa UP, seppur offerte a prezzo più competitivo, vengono selezionate solo parzialmente. Riteniamo necessario, invece, che, qualora offerte a prezzo più competitivo, le semibande (così come eventualmente corrette durante il processo di calcolo delle quantità di cui al paragrafo 7.3 dell’Allegato A.23) siano interamente selezionate e condivise sulla Piattaforma aFRR da Terna. Qualora tale selezione totale non potesse essere garantita per ragioni di sicurezza del sistema elettrico, Terna dovrebbe assicurare piena trasparenza sui motivi e i vincoli che hanno comportato tale riduzione.
Chiediamo che le UP attualmente non obbligatoriamente abilitate al servizio di riserva secondaria di potenza possano richiederne l’abilitazione facoltativamente (e non siano, dunque, obbligatoriamente abilitate). Infatti, per la fornitura del servizio sarebbero necessari importanti adeguamenti e l’installazione di apparecchiature anche onerose. Inoltre, alcune UP idroelettriche potrebbero non essere tecnicamente in grado di fornire il servizio assicurando la sicurezza della medesima UP, a seconda delle caratteristiche impiantistiche degli impianti.
In conclusione, data la complessità delle innovazioni necessarie al prossimo go-live sia della piattaforma PICASSO che della piattaforma MARI nel mercato italiano, chiediamo che Terna organizzi un seminario tecnico, in modo da consentire agli operatori di comprenderne al meglio il funzionamento.
Come per quanto richiesto in merito alla piattaforma aFRR, un periodo adeguato di tempo per prove in bianco e adeguamento dei sistemi sarà necessario anche in vista dell’entrata in esercizio della piattaforma MARI sul mercato italiano.
Evoluzioni dell’Allegato A.60 – Tempo minimo di permanenza in servizio/fuori servizio impianti idroelettrici di generazione/pompaggio
Avanziamo infine una proposta di integrazione dell’Allegato A.60 che, sebbene non riguardi direttamente gli interventi del presente DCO, è di estremo rilievo (il tema è già stato sottoposto all’attenzione di Terna da singoli operatori) e che quindi potrebbe essere recepito nella versione aggiornata dell’Allegato in esito alla consultazione. In particolare, chiediamo che, analogamente a quanto previsto per gli impianti termoelettrici e in ottica di minimizzazione degli sbilanciamenti, nell’Allegato A.60 si preveda anche per gli impianti idroelettrici di generazione e pompaggio la possibilità per l’UdD di definire:
- un tempo minimo di permanenza in servizio in assetto di prelievo dalla rete;
- un tempo minimo di permanenza fuori servizio, necessario per effettuare le operazioni di cambio assetto (passaggio da assetto in prelievo ad assetto in immissione e viceversa).
Osservazioni di dettaglio
Capitolo 4
Par. 4.3.2.1 – Criteri di raggruppamento delle sezioni costituite solo da gruppi di generazione per la definizione delle Unità di produzione
Relativamente al seguente passaggio “[..] per gli impianti cogenerativi, la sezione deve essere autonoma e indipendente anche dal punto di vista del ciclo termico a monte e a valle del motore primo termoelettrico [..]”, chiediamo di specificare cosa si intende per “autonoma e indipendente”.
Par. 4.3.2.1 bis – Criteri di raggruppamento delle sezioni costituite da soli sistemi di accumulo o da sistemi di accumulo e altri gruppi di generazione per la definizione delle Unità di produzione
Per quanto riguarda la lettera b), “Impianto costituto da sezioni alimentate da fonti rinnovabili e da sezioni alimentate da sistemi di accumulo”, chiediamo che si espliciti il valore della potenza abilitata in MSD nel caso in cui l’UP sia costituita da SdA e gruppo di generazione alimentato da FER, sia che l’UP sia obbligatoriamente o volontariamente abilitata.
Nella lettera c) invece si cita “L’UdD ha facoltà di raggruppare in un’unica UP l’insieme delle sezioni, purché il sistema di accumulo sia interamente asservito al gruppo di generazione”. Chiediamo di specificare cosa si intende con la terminologia “interamente asservito”. In particolare, non è chiaro se il sistema di accumulo potrà essere operato anche qualora il gruppo di generazione (e.g. impianto termoelettrico) fosse spento. In caso venisse confermato che con impianto termoelettrico spento la batteria non possa erogare alcun servizio, riteniamo che ciò sia limitante per il gestore di rete in quanto si ridurrebbe il numero di risorse disponibili.
Par. 4.3.2.7 c) – Modalità di comunicazione di variazioni temporanee dei dati tecnici e di indisponibilità al servizio di dispacciamento di unità abilitate
Relativamente alla comunicazione di “indisponibilità al servizio di dispacciamento”, chiediamo di chiarire le modalità con cui sarà effettuata tale comunicazione.
Paragrafo 4.4.2.3 – Obblighi di fornitura (riserva primaria)
Il DCO conferma in pieno il modello vigente di approvvigionamento della primaria su base obbligatoria tramite riserva di potenza amministrata e lo estende anche agli accumuli elettrochimici. Ribadiamo a riguardo l’opportunità che Terna introduca un sistema di approvvigionamento di mercato con remunerazione in potenza (riserva) ed energia (attivazione) come previsto dal TIDE. Le quantità di potenza e di energia dedicate a tale servizio dovrebbero emergere invece in esito a meccanismi di mercato basati sulla negoziazione della potenza dedicata al servizio (€/MW) sul modello della FCR cooperation europea, con una valorizzazione a prezzo MGP dell’energia netta fornita per l’erogazione del servizio. Questo approccio consente all’operatore di remunerare il costo-opportunità associato alla fornitura nei diversi periodi temporali (costo legato alla rinuncia all’offerta di energia e/o di altri servizi remunerati) e di migliorare l’efficienza del sistema approvvigionando in ciascuna ora la riserva primaria effettivamente necessaria tramite un processo concorrenziale. L’approccio andrebbe implementato per tutte le UP abilitate al servizio, incluse quelle che oggi sono obbligate alla fornitura e per le quali si potrebbe prevedere un obbligo di offerta al posto dell’attuale vincolo di riserva.
L’estensione proposta dell’obbligo di riserva primaria appare infine del tutto inapplicabile retroattivamente alle batterie aggiudicatarie di contratti nel Mercato della Capacità e nel Progetto pilota Fast Reserve. Oltre al vincolo giuridico di non retroattività, l’imposizione di un vincolo di riserva ridurrebbe la capacità di adempimento del contratto di approvvigionamento di capacità e la potenzialità di cumulo di altri ricavi dai mercati dell’energia e dei servizi, con danno complessivo alla sostenibilità dell’investimento. Per i progetti partecipanti al Capacity Market, infatti, la CDP qualificata non contempla una semi-banda di riserva primaria rispetto alla potenza netta d’impianto, proprio in quanto tale obbligo non era prescritto per le BESS.
Nelle more dell’avvio di tale nuovo mercato dedicato alla riserva primaria, si potrebbe prevedere per le batterie elettrochimiche una partecipazione con le modalità vigenti (semi-banda fissa ex ante – ai valori minimi individuati ex. Allegato A.15 – e remunerazione energy-based secondo quanto previsto da Delibera ARERA 231/13 vigente), purché sia sempre lasciata alla volontà dell’operatore la scelta di decidere se partecipare, almeno su base mensile, in modo da poter tenere in considerazione le altre opportunità di mercato ed i vincoli di fornitura legati agli altri contratti.
In ogni caso, infine, l’obbligo del 10% di riserva in Sardegna dovrà essere rivisto in funzione dell’entrata in esercizio del Thyrrenian Link che comporterà, come riconosciuto dalla stessa Terna nel Rapporto di Adeguatezza 2021, una riduzione del fabbisogno.
Nel paragrafo è poi previsto che “Gli UdD delle risorse ad energia limitata, con riferimento a ciascun periodo orario in cui dette risorse sono disponibili al dispacciamento, devono, in linea con l’art. 156 del Regolamento (UE) 2017/1485: quando il SEN si trova nello stato normale di funzionamento, garantire l’attivazione proporzionale all’errore di frequenza secondo A.79 senza limiti di tempo”.
Evidenziamo come la richiesta di mantenere bande di potenza per tempo illimitato è molto sfidante. A oggi, infatti, non sono ancora state definite modalità e tempistiche per garantire il ripristino energetico in caso di esaurimento della capacità energetica dei SdA, a differenza del Progetto pilota Fast Reserve, dove ciò è già stato definito. Chiediamo quindi che le disposizioni sul ripristino energetico siano sufficientemente flessibili in modo da garantire agli operatori una gestione ottimale dello stato di carica del SdA e che, in ogni caso, vengano rese note agli operatori con adeguato preavviso.
Chiediamo inoltre di specificare:
- come sarà valorizzata l’energia scambiata con la rete al fine di ripristinare la capacità energetica riservata al servizio di regolazione primaria di frequenza;
- se l’impianto di accumulo debba fornire il servizio di riserva primaria di frequenza anche in assenza di un programma di mercato (PVI = 0);
- se i margini di riserva di energia (sia per stato normale di funzionamento che per deviazioni di frequenza compresi tra 50 mHz e 200 mHz) sono da considerarsi in modo additivo o sovrapponibili: ad esempio, se un impianto di accumulo operante ad un punto di funzionamento pari al 98,5% Pn e con 30’ equivalenti di energia (30’ x 1,5% x Pn) riservati per il servizio di primaria, sia considerato ottemperante agli obblighi di riserva di energia (sia in stato normale di funzionamento sia non in stato normale di funzionamento);
- con adeguato preavviso, quale sia il valore massimo dei parametri BFSMo e BFSMu che le batterie devono garantire.
Segnaliamo inoltre che non viene preso in considerazione il caso di un’UP costruita sia da SdA che da altri gruppi di generazione (ad esempio impianto FV + SdA). Chiediamo quindi che si specifichi se, per tale configurazione, è possibile offrire la semibanda totale dell’UP solo con i SdA elettrochimici o con gli altri gruppi di generazione e si confermi se per questa configurazione la riserva primaria complessiva può essere ripartita tra i gruppi di generazione che costituiscono l’UP.
Paragrafo 4.9.5.1 - Determinazione delle quantità riservate, accettate e degli intervalli di fattibilità
Con riferimento all’integrazione “Gli UdD delle unità abilitate costituite da risorse ad energia limitata devono garantire per ciascun periodo orario H un margine di energia […] avendo cura di aggiornare coerentemente i valori delle potenze massime in produzione e in assorbimento” concordiamo con la gestione delle unità nel rispetto degli intervalli di fattibilità e delle quantità riservate/accettate, garantendo un margine di energia. Evidenziamo però che ciò richiede che anche Terna rispetti i margini di energia a programma al momento della selezione delle quantità necessarie per MSD e MB, rendendo la selezione coerente con i parametri dei SdA (incusi i nuovi parametri di capacità energetica in immissione e prelievo proposti nelle osservazioni generali) e con i margini energetici risultanti dalla programmazione dei periodi precedenti.
Non concordiamo invece con l’orientamento di garantire il rispetto degli intervalli di fattibilità e delle quantità riservate/accettate per il tramite della modifica dei dati di potenza degli impianti. Il dato di potenza, così come il dato di capacità energetica, è un dato prettamente tecnico, relativo all’impianto e quindi non modificabile. Intervenire con la modifica di tale parametro non produce altro che limitazioni nell’utilizzo delle unità e delle relative movimentazioni sui mercati.
Paragrafo 4.10.3 bis – Comunicazione degli esiti del processo di conversione ai fini della partecipazione alla Piattaforma aFRR
Chiediamo di chiarire con quale granularità verrà effettuata la comunicazione delle quantità accettate su aFRR e se sia prevista o meno la pubblicazione di ulteriori file XML oltre a quelli già pubblicati (esiti MSD/XBID/RR).
Allegato A.23
Paragrafo 7.3.5 – Limitazioni per gradiente
Segnaliamo anche che il termine citato al paragrafo 7.3.5 dell’Allegato A.23 ed espresso in MW/s, non risulta essere al momento presente nell’elenco dei dati tecnici caratteristici su GAUDÌ. Pertanto, chiediamo di chiarire quali saranno i principi e le modalità attraverso i quali dovrà essere valorizzato tale gradiente.
Paragrafo 7.3.9 – Analisi di sicurezza
L’approccio individuato per garantire la sicurezza della rete penalizza gli impianti della macrozona SUD e in particolare quelli della Sicilia che rischiano di rimanere tagliati fuori dal mercato aFRR. Per quanto si comprenda la ratio di tale approccio, determinata dalla struttura della rete elettrica, chiediamo di valutare ulteriori soluzioni che garantiscano un equilibrio nella concorrenza degli impianti. In ogni caso si chiede a TERNA di pubblicare in tempo utile prima della scadenza della presentazione delle offerte aFRR i margini di transito infrazonali disponibili.
Paragrafo 7.4 – Determinazione dei blocchi di potenza ai fini della partecipazione alla piattaforma aFRR
Chiediamo che si chiarisca la motivazione alla base della scelta di dividere la semibanda in 3 gradini, in quanto non si trova riscontro di questa peculiarità nella disciplina sul progetto PICASSO.
Paragrafo 7.5 – Determinazione e condivisione delle quantità e dei relativi prezzi sulla piattaforma aFRR
Nel paragrafo è previsto che la selezione delle offerte di riserva secondaria vengono selezionate da Terna “fino a concorrenza del fabbisogno di riserva secondaria a salire (scendere) di cui all’Allegato A.22”. Riteniamo che il fabbisogno complessivo di riserva secondaria dovrebbe contemplare anche la potenzialità di export dell’Italia che può essere gestita tramite accordi di system operation. In caso contrario, l’aFRR in Italia diventerà un mercato caratterizzato da una concorrenza esclusivamente in import e dall’impossibilità di esportare riserva all’estero.
Compatibilità degli obblighi per la partecipazione alla piattaforma aFRR con il vincolo di rampa
Evidenziamo come le richiamate tempistiche di comunicazione della selezione della semibanda di riserva secondaria a salire (a scendere) a valle del processo di conversione delle offerte ai fini della partecipazione alla Piattaforma aFRR non sono compatibili con la linearizzazione del programma vincolante in potenza richiesto dal vincolo di rampa di cui al paragrafo 2.2.1.1 bis dell’Allegato A.25. Difatti, l’UP abilitata di tipo termoelettrico dovrebbe iniziare la linearizzazione all’inizio dell’ultimo quarto d’ora dell’ora H-1, cioè 5 minuti prima della comunicazione della selezione da parte di Terna per il primo quarto d’ora dell’ora H. Tale incoerenza, in alcuni casi particolari caratterizzati da importanti variazioni in potenza del programma vincolante (quali, ad esempio, i periodi di cambi assetto), potrebbe comportare sia l’incapacità dell’UP abilitata di rispettare l’eventuale attivazione della semibanda in tempo reale, sia il verificarsi di variazioni di potenza significative (in opposizione all’obiettivo del vincolo di rampa, i.e. evitare elevate variazioni di potenza tra due periodi rilevanti).
Inoltre, facciamo notare che nel paragrafo 7.3.1 dell’Allegato A.23 si fa riferimento al fatto che, per ciascuna unità abilitata, la quantità che può essere complessivamente condivisa, sarà calcolata a partire dal Programma Finale Cumulato eventualmente incrementato/decrementato delle quantità accettate in vendita/acquisto sulla Piattaforma RR. Dato che tale programma ha carattere orario, mentre le quantità aFRR accettate verrebbero applicate al Piano Vincolante quart’orario (cioè il programma per il quale trovano applicazioni le richiamate disposizioni dell’Allegato A.25), potrebbero verificarsi delle situazioni in cui le quantità aFRR accettate potrebbero non essere garantite. Chiediamo pertanto di chiarire come si intendono affrontare queste casistiche.
Gestione settlement
Secondo quanto illustrato, ogni 4 secondi è effettuato un ciclo di ottimizzazione della piattaforma aFRR e, per ogni ciclo, è calcolato un prezzo marginale. A oggi il settlement è svolto su base quartoraria. Chiediamo quindi di chiarire come queste due tempistiche si intersecheranno tra loro ai fini della gestione del settlement TSO-BSP.
Tempistiche relative alla Piattaforma aFRR
In relazione alla comunicazione degli esiti del processo di conversione ai fini della partecipazione alla Piattaforma aFRR (paragrafo 4.10.3bis del Capitolo 4), chiediamo di specificare le tempistiche di pubblicazione delle semibande di riserva secondaria a salire e a scendere selezionate da Terna per ciascuna unità abilitata nella titolarità dell’UdD e per ogni periodo quart’orario. Non è chiaro, infatti, se la comunicazione sarà contestuale all’invio alla Piattaforma aFRR delle offerte da parte di Terna (i.e. 10 minuti prima del tempo reale ai sensi dell’articolo 9(1) dell’Implementation Framework della Piattaforma aFRR[1]).
Inoltre, al fine di avere un quadro completo relativo alla partecipazione alla Piattaforma aFRR, è necessario conoscere fin da subito il termine di presentazione delle offerte per la medesima Piattaforma che verrà definito dal GME nelle Disposizioni Tecniche di Funzionamento (DTF). Da quanto emerso durante il webinar tenuto da Terna in data 19 ottobre, sembrerebbe che il termine di presentazione delle offerte sia il medesimo previsto dall’Implementation Framework (i.e. 25 minuti prima dell’inizio del quarto d’ora di riferimento). Chiediamo di confermare tale interpretazione.
Gestione comunicazioni UdD – Terna per la Piattaforma aFRR
Sarebbe anche opportuno e utile che Terna prevedesse l’istituzione di un canale preferenziale per le comunicazioni relative alla Piattaforma aFRR, almeno nella fase di test con gli operatori, al fine di velocizzare la risoluzione di eventuali problemi che gli operatori potrebbero riscontrare.
Altro
Evidenziamo la necessità che l’Allegato A.15 al Codice di rete venga aggiornato in coerenza con le modifiche proposte al paragrafo 4.4.3.2 del Capitolo 4 in relazione alla definizione della quantità minima di semibanda di riserva secondaria.
PV Affiorante
Cogliamo, infine, l’occasione della revisione di tanti documenti del Codice di rete per richiedere l’introduzione, all’interno del Codice di rete, del cosiddetto PV Affiorante (PVAFF). In particolare, Terna dovrebbe specificarne la definizione nel Glossario e le modalità di determinazione nel Codici di rete. Inoltre, come già ribadito in diverse sedi, il PVAFF dovrebbe essere la somma di tutti i risultati (MSD-XBID-RR) disponibili in un dato momento, mentre attualmente esso contiene solo i risultati MSD definitivi rendendo di fatto l’informazione non utile per il dispacciamento delle unità termoelettriche ed obbligando gli operatori ad organizzarsi per ricreare un PV unico da utilizzare per la fase di attuazione. In questo modo si espone il sistema elettrico a possibili problemi causati da un disallineamento tra il calcolo dell’operatore e quanto considerato da Terna. Chiediamo quindi che Terna metta a disposizione sulla piattaforma GDR il programma PVAFF opportunamente aggiornato, in modo che sintetizzi effettivamente i risultati emersi a valle dei diversi mercati considerati (MSD-XBID-RR).
Slide presentate al webinar del 19/10
Slide 25 – Processo di conversione e determinazione di quantità e prezzi aFRR
Nella slide sono illustrati due esempi di creazione dei blocchi di offerta su aFRR. Chiediamo di chiarire come, in caso di un prezzo medio identico, quale sarà il criterio di priorità che Terna utilizzerà per l’ordinamento delle offerte ricevute (si fa riferimento alla tabella di sx, Up2 e Up3 per le quali, nonostante le quantità e i prezzi siano differenti, il prezzo medio è identico)? Si terrà conto delle tempistiche di trasmissione delle offerte?
Slide 28 – Regolazione delle partite economiche nel caso standard (2/2)
Con riferimento all’esempio 3, non comprendiamo come sia possibile che la quantità attivata sia superiore a quella accettata e chiediamo un chiarimento.
[1] Annex 1 alla Decisione ACER n.02/2020.
