Integrazione della disciplina regolatoria definita dalla deliberazione dell'Autorità 109/2021/R/eel

Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni ad ARERA in relazione al DCO 391/2022/R/eel del 4 agosto 2022, “Orientamenti in materia di integrazione della disciplina regolatoria definita dalla deliberazione dell'Autorità 109/2021/R/eel”. In generale, Elettricità Futura accoglie con favore la riforma prevista dalla deliberazione ARERA 109/2021, ritenendo la sua implementazione funzionale a una corretta trattazione tariffaria degli oneri di trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell'energia elettrica prelevata per i consumi relativi ai servizi ausiliari di generazione (SA) e nel caso dell'energia elettrica prelevata e successivamente re-immessa in rete dai SdA.

Tra i punti sollevati:

• preoccupazioni per l’impatto economico sugli operatori derivante dall’ulteriore rinvio a marzo 2023 della disciplina per la nuova tariffazione, a seguito degli aggiornamenti apportati dalla Delibera 285/2022/R/eel;
• accelerare il procedimento da parte del GdR funzionale alla redazione degli algoritmi e alla concessione dell’accesso al regime previsto dalla Delibera 109/2021/R/eel, per permettere l’accesso al nuovo regime dal 1/01/2023 per quelle configurazioni impiantistiche che non prevedono modifiche sostanziali e che già godono di perizia asseverata;

• prevedere la concessione dell’accesso al regime previsto dalla deliberazione 109/2021 da parte del GdR entro novembre 2022, per le richieste alla nuova regolazione (ex. Delibera 109/2021/R/eel e s.m.i.) inerenti SdA che hanno siglato con Terna contratti “Fast Reserve” con Periodo di Consegna dal 1° gennaio 2023;
• velocizzare la pubblicazione da parte di Terna degli aggiornamenti al Codice di rete per completare il nuovo regime regolatorio introdotto dalla Delibera 109/2021/R/eel.

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Osservazioni generali

Come ribadito nelle precedenti consultazioni, Elettricità Futura ha accolto con favore la riforma prevista dalla deliberazione ARERA 109/2021, ritenendo la sua implementazione funzionale a una corretta trattazione tariffaria degli oneri di trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell'energia elettrica prelevata per i consumi relativi ai servizi ausiliari di generazione (SA) e nel caso dell'energia elettrica prelevata e successivamente re-immessa in rete dai SdA (SdA).

Sottolineiamo però, che a seguito degli ultimi aggiornamenti regolatori apportati dalla Delibera 285/2022/R/eel le tempistiche per l’applicazione della nuova tariffazione è stata ulteriormente spostata rispetto ai termini già prorogati dalla Delibera 560/2021/R/eel. Tale proroga, che consiste nel rinvio dell’accesso alla disciplina da marzo 2023, provoca per il produttore un ritardo all’accesso al corretto regime tariffario, con conseguente impatto economico, di almeno due mesi.

Chiediamo che ARERA preveda di accelerare il procedimento da parte del Gestore di Rete (GdR) funzionale alla redazione degli algoritmi e alla concessione dell’accesso al regime previsto dalla Delibera 109/2021/R/eel, in modo da permettere l’accesso al nuovo regime sin dal 1° gennaio 2023 per quelle configurazioni impiantistiche che non prevedono modifiche sostanziali e che già godono di perizia asseverata.

Inoltre, riteniamo opportuno che le richieste di accesso alla nuova regolazione (ex. Delibera 109/2021/R/eel e s.m.i.) inerenti SdA che hanno siglato con Terna contratti “Fast Reserve” con Periodo di Consegna dal 1° gennaio 2023, ricevano la concessione dell’accesso al regime previsto dalla deliberazione 109/2021 da parte del GdR entro novembre 2022, in modo tale che il suddetto regime si applichi a partire dal 1° gennaio 2023.

Da ultimo, in aggiunta agli orientamenti proposti nel presente DCO, evidenziamo la necessità che Terna pubblichi rapidamente i necessari aggiornamenti al Codice di rete (es. Capitolo 7 del CdR e il Glossario) per completare il nuovo regime regolatorio introdotto dalla Delibera 109/2021/R/eel, come modificata dalla Delibera 285/2022/R/eel e permettere così agli operatori una valutazione degli effettivi impatti dello stesso.

Osservazioni di dettaglio

S1. Si condividono le modalità di calcolo della PEIN, nonché le modalità di determinazione dei valori delle penali, anche per le casistiche più complesse e/o con più punti di connessione?

Coerentemente con la possibilità accordata da ARERA di utilizzare le certificazioni da perizie asseverate già esistenti ed in linea con quanto regolamentato dalla Disciplina Vigente, suggeriamo di mantenere l’attuale approccio per le verifiche di superamento del 110% della potenza dichiarata in fase di perizia, considerando per le suddette verifiche lo stesso perimetro incluso nella perizia stessa (e.g. un intero impianto con sottese diverse UP rilevanti che condividono lo stesso punto di connessione alla rete) e non obbligatoriamente a livello di singola UP_SA. Tale possibilità dovrebbe essere prevista per le sole configurazioni impiantistiche “semplici” come quelle descritte nella tipologia “A” dell’Allegato A.78 al Codice di Rete. Difatti, in assenza di Unità di consumo con prelievi per usi finali dell’energia, tutte le quantità di energia assorbite al Punto di connessione sono certamente associate a prelievi di energia propedeutici alla successiva re-immissione in rete.

Per le configurazioni rientranti nelle tipologie B, C e D dell’Allegato A.78 è, invece, fondamentale distinguere puntualmente l’energia assorbita dai SA e dai SdA, funzionale alla successiva re-immissione in rete, dai consumi per usi finali propri delle unità di consumo sottostanti il punto di connessione, per cui risulta necessario realizzare le verifiche di superamento del 110% della potenza dichiarata in fase di perizia a livello di singola UP_SA/UP_SdA.

I prelievi associati ai SA e ai SdA che vorranno godere degli esoneri previsti dalla nuova regolazione dovranno essere gestiti tramite un contratto di dispacciamento in immissione associato ad un punto di dispacciamento in immissione UP_{SA_}V (aggregato di più UP_SA nella titolarità di un unico utente del dispacciamento, appartenenti alla medesima zona di mercato ed alla stessa tipologia). In determinate configurazioni impiantistiche sarà necessario, in base a quanto previsto dall’Allegato A.78 del Codice di Rete, creare una UP_SA a livello del punto di connessione principale dell’UP, da cui l’energia prodotta viene immessa in rete, e una o più UP_SA quanti sono i punti di connessione destinati al prelievo dei SA non interconnessi circuitalmente con il punto di connessione dell’impianto di generazione.

Riteniamo necessario che, nella configurazione sopra indicata, a livello del punto di connessione dell’impianto alla rete i due volumi di energia immessa (positivi e negativi), istante per istante, vengano sommati algebricamente, in continuità con l’attuale approccio. Nei quarti d’ora in cui l’impianto immette in rete, l’EIN associata all’UP_SA costituita al punto di connessione principale dell’impianto sarà quindi pari a 0, mentre potrà essere contabilizzata dell’EIN sulle altre UP_SA associate ai POD non connessi circuitalmente con il principale.

Infine, riportiamo qui di seguito alcune richieste di chiarimento sulle modalità di calcolo della penale e l’applicazione della stessa. In particolare, chiediamo che si chiarisca:

1. se ai fini del calcolo della EIN e relativa PEIN la potenza prelevata dalla rete e destinata ai SdA per la re-immissione in rete e quella destinata ai relativi SA (condizionatori etc…) vengono considerate separatamente oppure i SA vengono considerati inglobati nel SdA (unico punto di misura al punto di connessione);
2. su quale quota di energia/potenza si applicano le eventuali penali (sull’intero volume di energia elettrica misurato o a partire dal superamento della soglia del 10% della potenza dichiarata);
3. come effettuare il calcolo di EIN/PEIN nel caso di impianto ibrido (es. PV + SdA) le cui batterie vengono caricate sia dalla rete che dall’impianto rinnovabile associato;
4. se tra le penali applicabili sono presenti anche i corrispettivi di dispacciamento che, in base alla regolazione vigente, vengono già applicati ai SA, confermando che in caso di superamento della soglia del 10% della potenza dichiarata è da escludere il rischio di pagare due volte i corrispettivi sopra citati (una volta come penale ed una volta come corrispettivi di dispacciamento che Terna applica comunemente ai punti di prelievo);
5. dettagliandoli, set informativo, tempistiche e modalità di comunicazione da parte del GdR a Terna dell’esito della verifica dell’eventuale superamento della soglia.

S2. Si condividono gli orientamenti in materia di individuazione del soggetto che applica la penale, del soggetto che paga le penali e delle modalità con cui è determinato il loro valore?

Nessuna risposta.

S3. Si condivide che la durata dell’intervallo temporale per la quantificazione dell’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva re-immissione in rete di cui al punto 5. della deliberazione 109/2021/R/eel sia posta pari al giorno e che conseguentemente il calcolo del coefficiente di partizione cp avvenga su base giornaliera?

Non concordiamo con la proposta di ridurre da mensile a giornaliera la durata dell’intervallo temporale per la quantificazione dell’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva re-immissione in rete di cui al punto 5 della Delibera 109/2021/R/eel. Questo porterebbe a valorizzare la componente EIN prelevata da rete dal SdA al fine della successiva immissione (ex. formule C.1, C.4 e C.5 dell’Allegato A.78 di Terna) soltanto per la quota parte dei prelievi del SdA (dal punto di scambio con la rete) che, nell’arco della singola giornata, vengono re-immessi in rete dall’accumulo.

S4. Per quali motivi sarebbe eventualmente più opportuno non modificare l’attuale durata mensile dell’intervallo temporale per la quantificazione dell’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva re-immissione in rete?

La determinazione di un intervallo temporale pari al giorno per la quantificazione dell’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva re-immissione in rete, potrebbe i) limitare le possibilità di presentazione delle offerte sui mercati (dell’energia o dei servizi ancillari) relative a sistemi di accumuli installati in siti in cui sono presenti anche unità di consumo (UC); ii) non consentire di sfruttare appieno la flessibilità associata ai SdA.

Inoltre, evidenziamo che la proposta di ARERA “indirizzerebbe” la gestione della capacità di stoccaggio (e i relativi cicli di carica/scarica) in una logica esclusivamente giornaliera, al fine di ottenere il massimo beneficio dall’esonero delle componenti di trasporto, distribuzione e dispacciamento spettante all’“energia immessa negativa”.

Riportiamo di seguito un esempio che analizza una specifica dinamica che potrebbe interessare una configurazione in cui è presente un accumulo e una UC:

• Giorno 1: Supponiamo che all’inizio della giornata il SdA risulti completamente scarico, per poi arrivare ad essere completamente carico grazie al prelievo di energia dalla rete entro le ore 12.

Supponiamo inoltre che, nel corso delle successive 12 ore, metà della capacità totale dell’accumulo venga rilasciata esclusivamente per alimentare l’UC presente nel sito. In questo caso, non essendoci energia immessa in rete dall’accumulo, la componente EIN prelevata da rete dal SdA al fine della successiva immissione risulterà pari a zero.

• Giorno 2: Se nel corso della giornata successiva l’accumulo è chiamato esclusivamente a rilasciare la restante metà della capacità totale immettendola in rete, anche in questo caso la componente EIN prelevata da rete dal SdA al fine della successiva immissione risulterà pari a zero (poiché non si registrano prelievi di energia del SdA da rete nel corso delle 24 ore).

Al contrario, in una logica di gestione della durata dell’intervallo temporale per la quantificazione dell’energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva re-immissione in rete che sia più ampia di quella giornaliera, una quota rilevante dell’energia prelevata da rete dal SdA (nel giorno 1) sarebbe considerata all’interno della componente EIN prelevata da rete dallo stesso SdA per successiva immissione (erogata nel giorno 2).

S5. Si condividono le disposizioni regolatorie previste nel caso di installazione/sostituzione di AdM ai fini della rilevazione oraria dei dati di misura dell’energia elettrica?

Rispetto alla procedura di sostituzione delle AdM chiediamo di chiarire se le condizioni tecniche di erogazione del servizio di sostituzione delle AdM saranno applicate esclusivamente ai DSO oppure anche ai gestori di SDC (equiparati ad imprese di distribuzione concessionarie).

S6. Si ritiene condivisibile la previsione di installare misuratori GME nelle aree in cui non sia ancora possibile attivare il trattamento orario per gli smart meter 2G o si ritiene preferibile prevedere che l’accesso alla disciplina di cui alla deliberazione 109/2021/R/eel per le configurazioni ricadenti in tali aree avvenga solo a seguito della messa a regime della cabina MT/BT che alimenta lo smart meter 2G da installare?

Nessuna risposta.