Elettricità Futura ha trasmesso le proprie osservazioni alla Consultazione Unareti 212/2023/R/eel del 23 maggio 2023 in relazione al progetto Pilota MiNDFlex.
Data la scelta effettuata di utilizzare la piattaforma sviluppata da Areti e GME nell’ambito del progetto RomeFlex, alcune delle osservazioni riguardano la documentazione messa a disposizione da Areti, a cui Unareti rimanda.
In via preliminare, Elettricità Futura auspica che in futuro siano proposte regole convergenti, sia per quanto riguarda la struttura di mercato, sia per ciò che concerne le specifiche tecniche richieste agli strumenti di campo, alle piattaforme di mercato e alle piattaforme BSP utilizzate dai diversi operatori.
Considerata la previsione di avviare le prime aste da ottobre 2023, Elettricità Futura rappresa la necessità di definire in tempi brevi il meccanismo in consultazione, per procedere quanto prima allo sviluppo e all’implementazione dei sistemi operativi coinvolti, nonché all’individuazione degli asset da proporre per la partecipazione al progetto.
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Osservazioni generali
Accogliamo positivamente l’opportunità offerta dalla consultazione di Unareti di segnalare le proprie osservazioni e richieste di chiarimento in merito al progetto Pilota MiNDFlex. Data la scelta effettuata da Unareti di utilizzare la piattaforma sviluppata da Areti e GME nell’ambito del progetto RomeFlex, alcune delle osservazioni riguardano la documentazione messa a disposizione da Areti e a cui Unareti rimanda nel regolamento e nella relazione tecnica del progetto pilota MiNDFlex.
Apprezziamo che ci sia stato un coordinamento tra i due DSO, ma riteniamo negativo che sia mancato un allineamento anche con il principale distributore italiano. Auspichiamo che in futuro siano proposte delle regole convergenti, sia per quanto riguarda la struttura di mercato, sia per quello che concerne le specifiche tecniche richieste agli strumenti di campo, alle piattaforme di mercato e alle piattaforme BSP utilizzate dai diversi operatori.
Premesso quanto sopra, considerate le tempistiche rese note nel corso dell’incontro del 7 giugno e, quindi, la previsione di avviare le prime aste a partire dal mese di ottobre 2023, rappresentiamo la necessità di una definizione in tempi brevi del meccanismo in consultazione, al fine di poter procedere quanto prima allo sviluppo e all’implementazione dei sistemi operativi coinvolti, nonché all’individuazione degli asset da proporre ai fini della partecipazione al progetto.
Osservazioni di dettaglio
Regolamento – Capitolo 3
- Lo schema di Regolamento MINDFlex prevede che per poter essere qualificata all’erogazione di servizi ancillari locali una risorsa debba rispettare i requisiti di cui all’Articolo 2 del Regolamento RomeFlex. Quest’ultimo prevede tra le altre cose che la risorsa debba essere dotata del cosiddetto PGUI (Power Grid User Interface). A riguardo, riteniamo che l'installazione di tale dispositivo non dovrebbe essere condizione necessaria per la partecipazione ai progetti pilota di flessibilità. In particolare, per quanto riguarda le infrastrutture di ricarica di veicoli elettrici, non comprendiamo la necessità di installazione del PGUI considerato che alcune colonnine dotate di una infrastruttura software possono fornire autonomamente servizi di ricarica senza alcun bisogno di dispositivo.
In ogni caso auspichiamo che si fornisca un'analisi di mercato rispetto ai possibili costi di un'apparecchiatura simile al PGUI che, superata la fase pilota, gli operatori dovranno reperire autonomamente. Quest'analisi può servire anche per valutare la corretta remunerazione volta a coprire almeno i costi sostenuti dall’operatore. Chiediamo inoltre di chiarire se i PGUI verranno messi a disposizione dal DSO anche a valle della fase di sperimentazione per le nuove utenze che vorranno fornire servizi di flessibilità. Inoltre, riteniamo opportuno precisare se il PGUI sia da considerarsi come strumento che effettua una retroazione sugli asset flessibili oppure se si tratti di un misuratore che registra e certifica i dati tecnici e di misura.
In generale, occorre che vengano poste in consultazione anche le specifiche tecniche e funzionali attese per il dispositivo PGUI, affinché il BSP possa proporre l’utilizzo e la certificazione di dispositivi PGUI differenti da quelli forniti dal distributore, come previsto da Regolamento. Inoltre, chiediamo che vengano posti in consultazione anche eventuali protocolli applicativi o schemi di trasmissione relativi alla comunicazione dei PGUI con i sistemi applicativi del DSO, affinché possano essere recepiti da PGUI differenti da quelli forniti dal distributore. Tale richiesta ci sembra coerente con quanto espresso dall’Autorità nella delibera 352/2021 in cui si demandava ai DSO di “valutare le specifiche dei dispositivi che devono essere installati presso le utenze (siano esse di produzione o di consumo) affinché sia possibile l’erogazione del servizio e la verifica delle prestazioni effettivamente rese, anche tenendo conto di quanto già contenuto o in corso di sviluppo nelle Norme CEI”.
In merito alla proposta di consentire la partecipazione al meccanismo alle sole risorse distribuite caratterizzate da potenze modulabili in prelievo e/o una potenza modulabile in immissione maggiori o uguali a 20 kW e collegate ad un POD con potenza contrattuale non inferiore a 50 kW, riteniamo che tale previsione potrebbe avere l’effetto di restringere fortemente la platea delle risorse partecipanti. La definizione di tali soglie, infatti, escluderebbe dalla partecipazione al progetto l’intera categoria dei clienti residenziali, nonché di gran parte dei condomini e PMI, residuando la partecipazione dei soli impianti di produzione e dei veicoli elettrici con potenza elevata. In questo modo si rinuncerebbe al potenziale contributo in termini di flessibilità che tali risorse potrebbero mettere a supporto della gestione della rete di distribuzione. Considerato infatti che nella Delibera 352/2021/R/eel l’Autorità stabilisce che: “i DSO definiscono clausole non discriminatorie che consentano la più ampia partecipazione possibile", proponiamo di allineare i requisiti minimi proposti da Unareti ai requisiti elencati nello Schema di Regolamento Areti-GME per il progetto pilota RomeFlex.
Nonostante siano note le ragioni che hanno determinato la previsione di una soglia minima di potenza più elevata rispetto a quanto previsto nell’ambito dell’analogo Progetto RomeFlex, riteniamo comunque opportuno prevedere una estensione del perimetro di partecipazione al Progetto in consultazione.
- L'articolo 18 comma 6 dello Schema di Regolamento esplicita che il servizio fornito da un Aggregato Dinamico si intenderà correttamente eseguito se tale Aggregato avrà erogato almeno il 60% del servizio richiesto. Tale quantità viene calcolata come la sommatoria del servizio fornito dalle singole Risorse Distribuite che abbiano erogato almeno il 60% del servizio, in termini di apporto della singola Risorsa Distribuita. Tale dinamica rischia di penalizzare la flessibilità di gestione dell'aggregato da parte del BSP (andando a rendere meno significativo il ruolo stesso dell'aggregato). Proponiamo la seguente riformulazione dell'Articolo 18 comma 6: "Come meglio specificato in seguito, qualora il BSP abbia offerto un servizio attraverso un Aggregato Dinamico, ossia attraverso più di una Risorsa Distribuita, il servizio si intenderà correttamente eseguito se l’Aggregato Dinamico nel suo insieme avrà erogato almeno il 60% del servizio richiesto, calcolato come sommatoria del servizio fornito dalle singole Risorse Distribuite afferenti l’Aggregato Dinamico". Tale formulazione escluderebbe i vincoli imposti a livello di singola Risorsa Distribuita.
Relazione Tecnica – Capitolo 4
- Chiediamo di specificare meglio quale sia stata la modalità di stima dell’evoluzione del carico elettrico: all’interno della Relazione Tecnica, paragrafo 4.2, prima si menziona il Piano di Sviluppo 2021 Unareti, coerente con gli scenari di sviluppo previsti dal PNIEC, e poco dopo si cita il “Documento di Descrizione degli Scenari (DDS) 2022” e l’aumento del carico elettrico dovuto alle pompe di calore.
Relazione Tecnica – Capitolo 4.2
- Considerato che l’approccio adottato per l’identificazione dei servizi ancillari necessari per la rete in esame tiene conto dell’orizzonte temporale al 2030, riteniamo utile conoscere i dati della stima di crescita del fabbisogno di flessibilità nel periodo intermedio evidenziando nel dettaglio tutte le informazioni rilevanti come, a titolo di esempio, i dettagli sulla tipologia di asset, i dettagli geografici, ecc.
Relazione Tecnica – Capitolo 5
- Facendo riferimento alla progressione temporale di esigenza di flessibilità per l’area di Ponzio, riportata in Figura 5 della Relazione Tecnica del progetto MiNDFlex, si registra un fabbisogno di flessibilità al 2030 pari a 4MW in determinate fasce orarie, mentre nel breve termine il fabbisogno sembra molto limitato (prossimo a 0). Chiediamo quindi di esplicitare fin da subito quale sarà il contingente approvvigionato da Unareti all’avvio del progetto pilota. In generale, auspichiamo un miglioramento della qualità delle Figure 2, 3, 4 e 5, in quanto i valori di flessibilità ed esigenza sono poco leggibili. Nella Figura 2, inoltre, mancano i valori sull’asse della potenza.
Relazione Tecnica – Capitolo 7.1
- Concordiamo sulla previsione che le UP e le UC che già erogano servizi ancillari globali (a Terna) possano partecipare al progetto pilota MiNDFlex. Tuttavia, evidenziamo la necessità di introdurre, già nella prima fase del progetto pilota, regole per il coordinamento tra i progetti pilota di Terna ex. Delibera 300/2017/R/eel (in particolare il progetto pilota UVAM) e il progetto pilota MiNDFlex al fine di evitare una doppia remunerazione per l'energia attivata o per la potenza contrattualizzata nell'ambito di tali progetti.
- Apprezziamo l’apertura da parte di Unareti verso “eventuali ulteriori servizi (ad es. “regolazione di potenza reattiva in rete”)”, ma riteniamo che debba essere preso un indirizzo più deciso in tal senso. Si menzionano le delibere 232/2022 e 712/2022 di ARERA che hanno pianificato l'istituzione di un nuovo quadro tariffario mediante l'applicazione di corrispettivi unitari che inducano utenti finali e gestori delle reti di distribuzione a ridurre immissioni e prelievi di energia reattiva ed introducono penali anche ai gestori delle reti di distribuzione. Segnaliamo, inoltre, che con l'adozione del Regolamento 631/2016 dell'Unione Europea, il cosiddetto Regolamento "Requirements for Generators (RfG)", le unità di generazione elettrica programmabili e non programmabili devono essere in grado di fornire servizi ancillari, tra cui anche servizi sulla potenza reattiva e che tale regolamento è stato recepito nelle norme tecniche CEI 0-21 e CEI 0-16 con delibera 149/2019 di ARERA. Per quanto concerne l'energia reattiva ci sono casi concreti in altri Paesi europei: sulla piattaforma NODES (usata in Svezia, Norvegia, Regno Unito) verrà implementato un progetto pilota per scambiare energia reattiva, mentre vari progetti pilota in UK già hanno esplorato questa possibilità. Per le ragioni qui menzionate, si ritiene che il distributore debba pensare ad uno schema di regolamento che valuti anche servizi di flessibilità di potenza reattiva.
- Evidenziamo, infine, che le norme tecniche CEI 0-21 e CEI 0-16 definiscono i "servizi emergenziali" per rialimentare la rete elettrica, servizi che le unità di generazione possono offrire e che potrebbero essere di supporto ad un gestore della rete di distribuzione. La possibilità di implementare servizi emergenziali è stata definita nelle varianti alle regole tecniche di connessione CEI 0-21 e CEI 0-16 e pubblicate da CEI lo scorso Dicembre 2022. Riteniamo che un’analisi adeguata della possibilità di offrire flessibilità sui diversi feeder della rete debba tenere conto anche delle unità di consumo che possiedono tali gruppi di emergenza e auspichiamo che quest’ultimi siano considerati all’interno della sperimentazione.
Relazione Tecnica – Capitolo 7.2
- Considerata anche la dimensione geografica in oggetto, la struttura generale del progetto appare particolarmente complessa. Potrebbero essere quindi introdotti elementi di semplificazione, quali ad esempio la riduzione delle sessioni di mercato a pronti.
- Secondo quanto indicato nel progetto RomeFlex, e confermato nel seminario di Unareti del 7 giugno 2023 (anche se al momento non ancora confermato nel Regolamento MiNDFlex), 500 €/MWh sembrerebbe che sia il prezzo massimo per l'attivazione del servizio di regolazione di potenza a salire. Oltre a confermare tale valore, chiediamo tuttavia di definire, con congruo anticipo, anche il prezzo minimo per l'attivazione del servizio a scendere. In linea generale, i prezzi massimi e minimi applicabili nei mercati a termine e a pronti dovrebbero essere resi noti agli operatori con congruo anticipo.
- Per quanto riguarda il calcolo della baseline, suggeriamo che al termine del progetto pilota si effettui una verifica della qualità della previsione della baseline attraverso l'algoritmo proposto. Esiste un possibile problema di trasparenza del calcolo, il quale potrebbe inficiare sulla corretta valorizzazione della modulazione da parte del BSP.
- Per quanto riguarda le prove tecniche di abilitazione, si considera un errore massimo del 10% troppo restrittivo. Si consideri nuovamente che durante la fase del pilota l'obiettivo dovrebbe essere quello della massima partecipazione da parte degli operatori. Proponiamo, quindi, di aumentare al 30% la soglia di tolleranza per il superamento della prova. Inoltre, in base a quanto scritto nella Relazione Tecnica sembrerebbe che le prove tecniche per verificare l’effettiva possibilità di erogazione dei servizi ancillari locali sia effettuata con riferimento alla singola risorsa. A riguardo, riteniamo che le prove tecniche debbano essere eseguite sull’intero aggregato, soprattutto con riferimento al caso di risorse molto distribuite (la cui partecipazione viene gestita in maniera stocastica) come quelle che parteciperanno a questo pilota. I test sulla singola risorsa potrebbero generare, oltre a costi operativi più elevati, risultati non necessariamente veritieri e/o accurati e potrebbero frenare anche la partecipazione attiva dei clienti. In generale, auspichiamo una partecipazione al processo di approvvigionamento dei servizi ancillari locali di aggregati di risorse e non di singole risorse.
- Pur comprendendo la ratio della proposta, dettata dalla ridotta entità dei volumi che si stima verranno attivati nella prima fase del progetto pilota, non concordiamo con la scelta di non sterilizzare il BRP per gli sbilanciamenti causati dall'eventuale attivazione di servizi ancillari locali offerti dal BSP. Infatti, riteniamo importante definire, già in questa nella fase iniziale del progetto pilota, un meccanismo di correzione dei programmi dei BRP in vista del coinvolgimento di un numero sempre maggiore di utenti nella fornitura di servizi ancillari locali con un conseguente aumento dei volumi attivati. Riteniamo, invece, difficilmente percorribile affidare tale coordinamento a contratti bilaterali tra BRP e BSP, in quanto, ai sensi della Direttiva UE 2019/944, il BRP non avrebbe comunque la possibilità di esprimere un veto sull'eventuale inclusione di unità nella titolarità nel perimetro di aggregazione di un BSP. In aggiunta, reputiamo essenziale che il BRP sia informato dell'inclusione dei punti nella sua titolarità nel progetto pilota MiNDFflex, coerentemente con quanto previsto da ARERA con la Delibera 352/2021/R/eel (comma 4.6).
- (Articolo 22 “Criteri per la determinazione della remunerazione della Disponibilità a termine per la fornitura dei Servizi Ancillari Locali” Schema di Regolamento Areti) La definizione di disponibilità effettiva (DEi) dovrebbe considerare il numero dei quarti d'ora oggetto del Prodotto a Termine per cui l'offerta è stata presentata (e non il numero dei quarti d'ora in cui tale offerta è stata accettata) poiché il BSP assegnatario di un prodotto a termine ha l'obbligo di presentare sul mercato a pronti le relative offerte Obbligatorie/Migliorative. L'accettazione di tali offerte Obbligatorie/Migliorative, invece, non dipende dal BSP. Suggeriamo quindi di modificare la definizione di DEi rendendola il numero di quarti d’ora in cui sulle sessioni del mercato a pronti relativi al periodo oggetto del Prodotto a Termine è presente la relativa Offerta Obbligatoria (o la sua offerta migliorativa).
- Infine, chiediamo ad Unareti di specificare se la porzione di rete oggetto di sperimentazione comprenderà unicamente l’area relativa all’interconnessione della sottostazione di Ponzio o se, durante le diverse fasi del pilota, il perimetro verrà esteso a più aree.
Schema di regolamento RomeFlex – articolo 10.7 (cui rinvia lo Schema di Regolamento MiNDFlex)
- Suggeriamo di limitare i test di affidabilità esclusivamente agli asset che durante le modulazioni non dimostrino un livello di affidabilità adeguato.
Allegato 5 RomeFlex (cui rinvia lo Schema di Regolamento MiNDFlex) – pag. 3
- Per quanto riguarda il quantitativo minimo di ciascuna offerta, non è noto il valore minimo approvvigionabile sulle aste a termine e riteniamo, pertanto, opportuno specificare tale valore minimo.
Allegato 7 RomeFlex (cui rinvia lo Schema di Regolamento MiNDFlex) – pag. 2
- Riteniamo che l'implementazione di meccanismi di attivazione automatica delle risorse qualificate per il progetto pilota, tramite sistemi come il PGUI, costituiscano dei meccanismi che bypassano l'aggregatore, limitando la possibilità di mettere in atto logiche di gestione e ottimizzazione del portafoglio che sono parte integrante degli accordi commerciali con i clienti. Proponiamo, pertanto, di eliminare la lettera b) del paragrafo 2 dell'allegato 7 (“poter acquisire segnali di comando inviati dai soggetti interessati (TSO, DSO e BSP) ai fini della fornitura del servizio di rete richiesto”) e ogni riferimento allo stesso meccanismo all'interno degli altri documenti.
