Elettricità Futura ha trasmesso a Terna le proprie osservazioni in relazione al documento di consultazione del 28/04/2023 recante “Modifica alla disciplina di prima attuazione in ottemperanza alle Delibere ARERA 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel”.
In linea generale, Elettricità Futura accoglie positivamente le modifiche proposte da Terna a Disciplina e DTF, in quanto recepiscono e prevedono la messa a terra delle indicazioni fornite da ARERA nelle Delibere 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel con cui sono state approvate le modifiche al Codice di Rete e ai suoi allegati, ma con riferimento a queste ultime ne evidenzia anche le criticità e avanza alcune proposte per ridurne gli impatti sugli operatori.
Alcune delle considerazioni di dettaglio e proposte sono approfondite nella lettera trasmessa contestualmente a queste osservazioni.
Leggi il testo integrale delle osservazioni
Osservazioni generali
In linea generale, accogliamo positivamente le modifiche proposte da Terna a Disciplina e DTF, in quanto recepiscono e prevedono la messa a terra delle indicazioni fornite da ARERA nelle Delibere 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel con cui sono state approvate le modifiche al Codice di Rete e ai suoi allegati.
Riportiamo di seguito alcune considerazioni di dettaglio, richieste di chiarimento e delle proposte di miglioramento. Alcune di queste considerazioni e proposte sono riprese in maggior dettaglio nella comunicazione “Delibere ARERA 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel – Segnalazione criticità” trasmessa contestualmente alla presente risposta.
Osservazioni di dettaglio
Anticipo entrata in vigore delle modifiche alla Disciplina inerenti alla gestione del SOC
Le modifiche proposte per la gestione degli accumuli nell’ambito del Mercato della Capacità, in particolare nella gestione dello stato di carica e nella metodologia di calcolo della massima energia producibile sono sicuramente positive, ma entrerebbero in vigore solo dal 2024. Tuttavia, evidenziamo che già nel 2023 esistono degli impianti di accumulo in fase di delivery nel Capacity Market, e pertanto si richiede di applicare le modifiche fin da subito, per tutte le tecnologie a energia limitata abilitate a MSD, garantendo neutralità tecnologica. Per questo motivo, considerato che i parametri necessari per attuare la modifica proposta saranno recepiti già dal 1° luglio 2023 con l’entrata in vigore delle modifiche al Codice di Rete approvate dalle Delibera 98/2023/R/eel e 99/2023/R/eel, proponiamo che le modifiche alla DTF n.1 par. 1.1.1 relativa alla delivery 2024 (e anni successivi) sia estesa anche alla DTF 1 relativa alla delivery 2023, con effetto più rapido possibile.
Se quanto appena proposto non fosse fattibile, chiediamo che dal 1° luglio 2023 si applichi perlomeno la modifica in base al quale nella stima della massima energia producibile sono considerate solo le movimentazioni effettuate sui mercati energia da parte dell'operatore, neutralizzando quindi gli impatti delle movimentazioni di Terna stessa ed escludendo anche le movimentazioni MB del D-1 (h 17-24) che hanno impatto sulla massima energia producibile del giorno D.
Delibera 98/2023/R/eel e obbligo di riserva primaria
La Delibera 98/2022/R/eel ha 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.
La nuova previsione incide negativamente sulla redditività dei progetti per i quali gli operatori avevano assunto impegni nelle aste del Mercato della Capacità e del Progetto Pilota Fast Reserve. Al fine di evitare penalizzazioni economiche improprie, nelle more dell’avvio del mercato, le batterie qualificate nel Mercato della Capacità dovrebbero essere salvaguardate nel processo di nomina dall’impatto della riduzione di potenza ed energia disponibile.
Pertanto, chiediamo che si permetta la nomina come CDP validamente offerta anche sulla semi-banda di potenza resa disponibile per riserva primaria, poiché tale obbligo di riserva per le BESS è intervenuto (con, appunto, la Delibera 98/2023/R/eel e il nuovo Allegato A.79) successivamente rispetto al quadro regolatorio vigente al momento delle aste 2019 e 2022 del Mercato della Capacità. La capacità nominabile ai fini CM potrebbe essere inclusiva della semi-banda di potenza primaria resa disponibile.
Infine, con l’entrata in vigore del mercato per la primaria (auspicabilmente a gennaio 2025) chiediamo la possibilità, per l’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.
Parametri tecnici e definizioni
È necessario chiarire cosa si intenda con il termine "energia massima che può essere immagazzinata", che viene citato nella proposta di modifica della DTF e anche in A60, e che appare diverso rispetto al parametro CUSd definito in A79 (che peraltro è valevole solo per gli accumuli elettrochimici).
Pertanto, si ritiene necessario inserire nella DTF un’apposita definizione cha chiarisca cosa si intende per "energia massima che può essere immagazzinata" per ciascuna delle tecnologie interessate (pompaggio, idro programmabili e accumuli elettrochimici) e una relativa procedura di comunicazione da parte dell’operatore. Con riferimento alle unità idro programmabili riteniamo necessario che sia meglio chiarito cosa si intenda per SOC percentuale.
Riteniamo necessario, inoltre, che sia confermato che la massima energia producibile giornaliera valevole per la verifica delle quantità validamente offerte ex art. 48 Disciplina CM (cfr DTF n.1, par.1.1.1) include l’energia dedicata alla fornitura del servizio di riserva primaria. Nel dettaglio si chiede di chiarire che (i) il SOC comunicato ai fini di MSD, sebbene al netto dell’energia riservata per la primaria, si muove nell’intervallo 0-100%, oppure (ii) che sia Terna a correggere il SOC comunicato dall’operatore per includere la banda di energia riservata per primaria. Proponiamo che tali aspetti siano esplicitati nel testo della DTF.
Cogliamo l’occasione per segnalare l’esigenza che sia chiarita la modalità di determinazione dell’energia dedicata alla riserva primaria per le batterie elettrochimiche che risulta necessaria già da luglio per effettuare le nuove comunicazioni dei parametri di energia descritti dall’A.60. Sarebbe opportuno confermare che tale energia sia pari a 60 minuti equivalenti[1] - e non 90 come potrebbe erroneamente sembrare ad una prima lettura del Cap.4 del CdR - applicati ad una potenza pari al 10%/1,5% della potenza massima coerentemente con il parametro Bfsm definito nell’allegato A79[2]. Tali chiarimenti potrebbero essere esplicitati nel testo della DTF. Proponiamo che tali aspetti siano esplicitati nel testo della DTF, o in apposite note a piè pagina.
[1] 30’ utilizzabili solo in condizioni di allerta/emergenza + 30’ da utilizzare e recuperare durante lo stato normale tramite Active SOC management finalizzato a garantire fornitura continuativa durante lo stato normale.
[2] In base a quanto indicato nella definizione di Mdfsm riportata nell’Allegato A.79 nel Continente la potenza che può essere richiesta è pari all’1,5% per 60 minuti in condizioni normali e pari al 10% per 30 minuti solo in condizioni critiche).
Procedura di nomina di accumuli ed impianti idro programmabili: integrazione DTF n.1
Per esplicitare le modalità di effettuazione della verifica delle quantità offerte rispetto alla massima energia producibile giornaliera suggeriamo di riformulare la DTF n.1 al fine di chiarire la procedura già oggi implementata e definire con chiarezza quale quantità è soggetta alla verifica del vincolo di capienza energetica prescritto dall’art. 48 della Disciplina.
Con l’attuale formulazione, infatti, sembra evincersi che la quantità offerta in MSD viene prima sottoposta alla verifica del rispetto della massima energia producibile (“minimo tra…”) e ciò che risulta da tale formula di minimo viene poi sommata al programma finale cumulato ridotto delle quantità nette accettate MSD ex-ante. Tale procedura, nei casi in cui il programma finale cumulato ridotto delle quantità nette accettate MSD ex-ante sia negativo, rischia di determinare un contributo nullo alla nomina dell’accumulo, anche nei casi in cui la massima energia producibile è superiore alle 4 heq alla massima potenza. Suggeriamo quindi di riformulare il par. 1.1.1. come segue, aggiungendo il passaggio in rosso per specificare il processo di calcolo delle quantità offerte su MGP/MI/MSD per unità di accumulo le quali, potendo avere programmi in prelievo, hanno delle peculiarità rispetto all'insieme generale delle unità abilitate:
per le unità abilitate, è pari alla somma del programma finale cumulato, ridotto delle quantità nette accettate su MSD ex-ante, e delle Quantità offerte a salire in MSD; per le unità non abilitate, è pari alla somma delle quantità offerte in MGP/MI (si veda per chiarimento l’equazione 2.bis). In entrambi i casi sono escluse le quantità oggetto di registrazione di programmi C.E.T. di immissione in esecuzione di vendite nette a termine registrate.
Per le unità idroelettriche di sola produzione programmabili (non fluenti), le unità di pompaggio, e le unità di accumulo di altra tipologia, la è definita come la somma dei seguenti contributi:
- Contributo mercati energia = MAX (0; programma finale cumulato [Pfc], ridotto delle quantità nette accettate su MSD ex-ante [Qacc MSD ex ante] e ridotto delle quantità oggetto di registrazione di programmi C.E.T. di immissione in esecuzione di vendite nette a termine registrate [BIL]) =
MAX (0; Pfc – Qacc MSD ex ante – BIL)
MIN (Pfc – Qacc MSD ex ante – BIL + Qoff MSD; Qoff MSD; K x Massima Energia Producibile*]
Con K =
- 1/4 in caso unità di pompaggio, elettrochimiche e unità di accumulo di altra tipologia
- 1/12 in caso di impianti idroelettrici di sola produzione.
La massima energia producibile giornaliera è pari al prodotto tra il massimo valore dei SOC (Stato di Carica in valore percentuale) - comunicati per il giorno di flusso di riferimento e aggiornati da Terna a livello orario per tener conto delle sole movimentazioni effettuate sui mercati dell’energia, comprese le quantità scambiate su X-BID, ed aventi effetto sul SOC dell’ora in esame - e l’energia massima che può essere immagazzinata nella medesima UP, comprensiva della semi-banda di regolazione primaria, così come dichiarati dall’operatore sui Sistemi comandi web - SCweb per il giorno di flusso in esame.
Con riferimento al massimo valore dei SOC a livello orario citato nel passaggio precedente, si chiede di confermare che l’approccio proposto sia finalizzato a considerare ai fini della presente verifica un profilo di SOC teorico che escluda per ciascuna ora l’effetto di tutte le movimentazioni MSD dalle 17:00 del D-1 sino all’ora considerata, indipendentemente dal fatto che i valori di SOC comunicati dall’operatore per le sottofasi MSD successive alla prima incorporeranno automaticamente gli effetti delle movimentazioni MSD precedenti al termine di invio dei dati tecnici per la sottofase in esame. Si chiede inoltre di specificare, analogamente a quanto fatto per il dato tecnico di ENE_0_MAX _P nell’allegato A22, come proceda Terna a calcolare i valori di SOC ai fini MSD in caso di mancata comunicazione del dato aggiornato da parte dell’operatore.
Interventi di adeguamento sugli impianti di accumulo e ottemperanza Delibera 99/2023/R/eel
Relativamente alle innovazioni proposte nei nuovi art. 51.1 bis e 67.1 ter, è positiva l’integrazione secondo cui viene consentito agli operatori di eseguire interventi di adeguamento sui propri impianti di accumulo, con esenzione di parte del corrispettivo variabile orario, con una durata massima di tre settimane.
Dato il carattere innovativo di alcune prescrizioni (black-start, inerzia sintetica, funzioni evolute di regolazione della tensione), lo stato di avanzata realizzazione di numerosi impianti e la necessità di rivedere i contratti già stipulati con i fornitori, il numero delle tre settimane per impianto potrebbe non essere sufficiente e quindi chiediamo che venga esteso fino a un massimo 4 settimane. Inoltre, tenendo conto che gli interventi di adeguamento vengono spesso effettuati non sull’intero impianto, ma solo su sezioni di esso, in interventi parziali e asincroni, chiediamo di considerare come riferimento le quattro settimane non per l’intera potenza d’impianto (es. nomina di 100 MW per quattro settimane), ma per le singole percentuali di potenza d’impianto (es. nomina di 50 MW per quattro settimane, successiva nomina di 50 MW per ulteriori quattro settimane).
