Raccolta elementi di attenzione e temi aperti nell’interazione Terna-Operatori

Nel documento sono riportate una serie di segnalazioni su temi aperti e di rilievo raccolte dagli associati nell’interazione con Terna su diversi ambiti  - raccolte e suddivise per macrotema  - e di relative richieste di risoluzione/miglioramento. 

Tenuto conto della natura tecnica delle criticità segnalate, Elettricità Futura si rende disponibile a organizzare incontri tra Terna e gli operatori direttamente interessati per la soluzione delle stesse.

Tra i macro temi segnalati:

• Comunicazione errata esiti MSD;
• Criticità prezzi di sbilanciamento negativi;
• Implementazione disposizioni Delibera 109/2021/R/eel;
• Trasparenza dati;
• Gestione di recenti modifiche operative;
• Dati esercizio piattaforma aFRR.

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1. Comunicazione errata esiti MSD

Il giorno 26 luglio 2023, Terna ha trasmesso agli operatori gli esiti della sessione MSD6 (relativi alle ore comprese tra le 20 e le 24) in modo errato, prevedendo lo spegnimento di tutte le unità di produzione obbligatoriamente abilitate al MSD (tramite la definizione di programmi a 0 MW), causando un disservizio dei piani vincolanti tra le ore 18:15 e 23:30 del medesimo giorno.

A valle di confronti immediati e puntuali avviati dagli operatori (allarmati dall’azzeramento dei programmi di produzione), Terna ha pubblicato, alle ore 18:16, un messaggio generico sul solo Portale GDR comunicando l’annullamento della sessione MSD6 e di far riferimento alla precedente sessione di MSD (MSD5).

Tuttavia, gli esiti dei mercati successivi (Piattaforma RR, XBID) hanno continuato a considerare validi gli esiti di MSD6, causando numerosi problemi agli operatori che, manualmente (mentre ad oggi tutti i processi di gestione dei programmi sono oramai automatizzati), hanno dovuto correggere, per ogni aggiornamento, i programmi da trasmettere alle unità di produzione interessate, rendendo difficoltosa e potenzialmente dannosa la gestione delle unità di produzione. Al fine di evitare almeno questo continuo aggiornamento, è stato richiesto a Terna di sospendere i mercati successivi, ma Terna ha accolto questa richiesta solo con riferimento alle Piattaforme aFRR e RR (per quest’ultima, effettivamente sono stati pubblicati solo i PV RR21), escludendo dalla sospensione, invece, il processo inerente alle sessioni XBID.

La sala controllo di Terna ha provato a risolvere la criticità tramite l’invio di ordini di dispacciamento del tipo “STAI” che, però, avendo come riferimento gli esiti di MSD6, non ha portato alla risoluzione del problema ma, anzi, a un inasprimento della stessa (facendo riferimento agli esiti di MSD6, gli ordini di dispacciamento non erano attuabili in sicurezza). Pertanto, in accordo con la sala controllo, gli operatori hanno proceduto alla cancellazione dei predetti ordini di dispacciamento.

Dato l’impatto significativo che la criticità in oggetto ha avuto sugli operatori e sulla gestione delle unità di produzione interessate, in un contesto di totale assenza di responsabilità degli operatori stessi, chiediamo a Terna di prevedere la completa sterilizzazione economica degli eventuali sbilanciamenti (valorizzandoli al prezzo zonale formatosi sul Mercato del Giorno Prima) verificatisi nei periodi rilevanti interessati, nonché di non applicare i corrispettivi di “mancato rispetto” (cioè i corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento, degli intervalli di fattibilità, e del vincolo di rampa). In aggiunta, chiediamo di tener presente dell’accaduto per la valorizzazione delle quantità valide ai fini degli impegni relativi al Capacity Market, ricalcolando le quantità valide ai fini MB sulla base dell’esito MSD5.

Al fine di facilitare la gestione di situazioni analoghe in futuro, chiediamo che Terna avvii al più presto un confronto con gli operatori al fine di definire, all’interno del Codice di rete, una procedura di fallback chiara e univoca nel caso, come quello descritto accaduto il 26 luglio 2023, in cui Terna dovesse nuovamente trasmettere esiti di MSD non corretti. Attualmente, infatti, sono normati solo i casi di mancata comunicazione degli esiti e dei programmi mentre manca totalmente la procedura che gli operatori devono seguire in caso di comunicazione di esiti errati. La procedura di fallback dovrebbe anche prevedere la sospensione delle sessioni di mercato successive o, almeno, della comunicazione degli esiti (XBID incluso), nonché il ricalcolo delle quantità valide per MB ai fini dell’impegni relativi al Capacity Market.

Infine, come già ribadito in diverse occasioni, riteniamo necessario che sia Terna a dover trasmettere agli operatori il miglior piano che le unità di produzione sono tenute a seguire, e non che siano gli operatori a dover considerare gli esiti delle singole sessioni di mercato (amplificando i possibili errori). A tal fine, Terna dovrebbe introdurre, all’interno del Codice di rete, la definizione del Programma Vincolante Affiorante (PVAFF) e specificarne le modalità di determinazione. Inoltre, il PVAFF dovrebbe essere la somma degli esiti di tutti i mercati, comprensiva dei dati MSD preliminari, 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 di produzione 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. Lo stesso processo di comunicazione dovrebbe essere approntato anche per le informazioni relative alla semibanda di riserva secondaria approvvigionata. In particolare, accogliamo la scelta di Terna di pubblicare per il PVAFF un XML che sia comprensivo di tutti i risultati, ma chiediamo che gli esiti relativi al programma vincolante e alla teleregolazione rimangano con XML separati.

Riteniamo sempre più essenziale l’introduzione del PVAFF anche in vista dell’implementazione, in Italia, della Piattaforma mFRR (prevista per luglio 2024) e del passaggio all’Imbalance Settlement Period di 15 minuti per tutte le tipologie di unità previsto dal Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE, di cui alla Delibera 345/2023/R/eel).

2. Criticità prezzi di sbilanciamento negativi

Lo scorso 26 settembre abbiamo trasmesso ad ARERA e Terna una comunicazione per segnalare alcune anomalie registrate negli ultimi due mesi sui prezzi di sbilanciamento quartorari e orari con valori negativi estremamente bassi. Anomalie che stanno continuando a ripetersi anche nel mese di settembre (con picchi di prezzo di sbilanciamento sia positivi che negativi).

Tali prezzi di sbilanciamento sembrerebbero collegati all’accettazione sulla Piattaforma aFRR di offerte sottomesse in particolare dall’Austria a prezzi molto bassi in momenti in cui il mercato in Italia risultava già lungo. Dalle prime analisi di mercato risulta che Terna non abbia considerato altre soluzioni, quali ad esempio l’accettazione di offerte più competitive per la aFRR presentate da unità di produzione italiane (soggette a vincoli di prezzo nel range 0 – 3000 €/MWh).

Nelle ultime settimane il fenomeno non si è più presentato, ma soltanto perché è in corso una manutenzione programmata sull’interconnessione Soverzene-Lienz, che comporta una riduzione della capacità di trasporto tra Italia e Austria e quindi ad una separazione delle zone nel 100% delle ore. In Austria, tuttavia, continuano ad avvenire accettazioni su PICASSO di riserva secondaria a scendere a prezzi negativi; pertanto, non appena la suddetta manutenzione programmata sarà conclusa (la data prevista è il 25/10), anche in Italia molto probabilmente si ripresenteranno gli stessi fenomeni di agosto.

Abbiamo quindi proposto una serie di soluzioni per risolvere la problematica. Innanzitutto, riteniamo utile che per poter ricostruire precisamente quanto accaduto si garantisca un adeguato livello di trasparenza informativa nella gestione da parte di Terna dei i dati sull’esercizio Piattaforma aFRR. È altrettanto utile che Terna, al verificarsi di situazioni anomale quale quella rappresentata, pubblichi dei rapporti sull’accaduto e sulle azioni intraprese (si pensi, ad esempio, ai report ENTSO-e sulle variazioni significative di frequenza). In particolare, a partire dagli spike di prezzo registrati a luglio e agosto, chiediamo che venga effettuata e pubblicata un’analisi volta a ricostruire i motivi per cui il prezzo di equilibrio ha raggiunto quei livelli e, nei casi in cui erano disponibili risorse più economiche non accettate, perché sono state scartate o se sarebbe stato possibile allocare la riserva della Unità abilitate in misura maggiore sul servizio di secondaria.

Per quanto riguarda invece nello specifico la fatturazione, oltre a procedere rapidamente anche con l’emissione delle fatture inerenti alle movimentazioni sulla Piattaforma aFRR che non sono state ancora non ricevute. Per il futuro riterremmo invece opportuno l’invio di comunicazioni di accompagnamento utili a giustificare variazioni di fatturazione. Gli operatori, infatti, nei casi esaminati hanno ricevuto due fatture per gli sbilanciamenti (separate per i prezzi positivi e negativi, al posto della singola fattura di netting), con diversi regimi d’IVA. Rispetto a questo chiediamo in particolare che i CSV di dettaglio delle due fatture non contengano tutti i quarti d’ora del mese in quanto riteniamo che ciascuno debba contenere solo i quarti d’ora con quantità diversa da zero. Occorre inoltre chiarire se è necessario un aggiornamento della disciplina dell’Allegato A.23 al Codice di Rete per contemplare la fatturazione di movimentazioni come quelle oggetto dei casi prima elencati.

Al fine di prevenire il ripetersi di fenomeni distorsivi come quelli sopra citati, riterremmo utile che si esaminino le seguenti possibili soluzioni di intervento:

• applicare un floor a 0 €/MWh e un cap a 3.000 €/MWh alle offerte accettabili da parte di Terna sulla Piattaforma aFRR. L’algoritmo di PICASSO peraltro dovrebbe già essere predisposto per consentire la sottomissione da parte dei TSO di fabbisogni a scendere/salire vincolati ad un prezzo minimo/massimo di accettazione (su questo fronte riteniamo sicuramente positiva l’apertura da parte di ENTSO-E di una consultazione per l’aggiornamento dell’implementation framework della piattaforma aFRR);
• in subordine (considerate le potenziali ricadute negative, in termini economici, sulle utenze finali) escludere dalla formula per il calcolo del prezzo di sbilanciamento tutte le offerte accettate a prezzi al di fuori del range di 0-3.000 €/MWh previsto per la presentazione delle offerte su MSD e Piattaforme di bilanciamento UE.

Infine, nel caso in cui le due soluzioni sopra proposte non si ritenessero implementabili in tempi rapidi (il 25/10 si conclude la manutenzione programmata dell’interconnessione Soverzene-Lienz), l’unica azione perseguibile rapidamente per evitare il ripetersi dei suddetti fenomeni sarebbe quella di sospendere temporaneamente la partecipazione a PICASSO. È chiaro che tale soluzione, considerato l’impatto estremamente alto e le complicazioni tecnico-operative che la rendono poco percorribile (e peraltro nemmeno auspicabile), sarebbe da considerare solo come ultima risorsa.

Accogliamo positivamente che, come anticipato informalmente agli operatori durante il Webinar sul meccanismo incentivante per la riduzione dei costi di dispacciamento del 29/9, Terna si sia già attivata sul tema e ne stia discutendo anche con gli altri TSO europei ed ACER. Sarebbe quindi utile ricevere degli aggiornamenti (sui canali ufficiali o informali) sui confronti sul tema e sulle eventuali soluzioni sottoposte a valutazione. Altrettanto positivo è l’avvio da parte di ARERA, con la Delibera 475/2023/R/eel recentemente approvata, di un’istruttoria conoscitiva sul fenomeno.

In ogni caso, rinnoviamo la nostra disponibilità a fornire ogni supporto possibile per la discussione sulle misure più opportune e gli eventuali affinamenti da apportare alla regolazione e alla disciplina del Codice di Rete per risolvere la problematica.

3. Implementazione disposizioni Delibera 109/2021/R/eel

Con la finalizzazione a settembre/ottobre 2022 del modello definito da ARERA con la Determina 5/2022 – DMEA, i produttori hanno potuto iniziare a trasmettere le istanze per accedere alle agevolazioni previste dalla disciplina tariffaria della Delibera 109/2021/R/eel.

Secondo quanto disposto dall’art. 8 della Delibera 109/2021/R/eel, il gestore di rete cui l’impianto è connesso e a cui è presentata istanza di accesso, in coordinamento con il soggetto responsabile delle operazioni di gestione dei dati di misura (se diverso dal gestore), dispone di 4 mesi per concludere il procedimento funzionale alla redazione degli algoritmi e alla concessione dell’accesso alla disciplina della Delibera.

Come evidenziatoci da diversi operatori però c’è il timore che tali tempistiche saranno pressoché impossibili da rispettare per numerose istanze di accesso che, anche se sono state presentate con adeguato anticipo per non sforare il termine del 1/1/24 (quelle avviate anche prima di settembre 2023), sono bloccate o procedono con forte ritardo. A distanza di tempo, alcuni operatori segnalano di aver effettivamente inviato diverse istanze nella prima settimana di aprile e che ad oggi solo una minima parte ha raggiunto lo status di UP_SA registrata in Gaudì (e comunque non attivata non essendo ancora abilitata a mercato). Tali ritardi sono imputabili a problemi nelle fasi di registrazione nell’anagrafica GAUDÌ e abilitazione delle UP_SA, nel trattamento delle nuove perizie asseverate e alla carenza di dettagli sul processo e sulle tempistiche della procedura stessa, cui si aggiunge la difficoltà di ottenere informazioni accurate riguardo lo stato della propria pratica (l’interlocuzione per solo tramite del call center non si è rivelata efficace).

Riportiamo di seguito le principali problematiche riscontrate dagli operatori.

Le prime sono osservazioni puntuali circa le carenze riscontrate nella “Procedura per l’accesso alla disciplina di cui all’art.1 dalla deliberazione 109/2021/R/eel” ed in particolare al paragrafo 4:

4.1 Verifica conformità e completezza istanza

Per quanto concerne le istanze inviate al distributore manca un feedback al produttore da parte di Terna per segnalare che l’istanza è stata verificata dal distributore e comunicata tramite Gaudì. Al momento diversi operatori hanno inviato l’istanza al distributore senza alcun tipo di riscontro dallo stesso e non si è in grado di procedere con la creazione delle UPSA.

4.3 Processo di abilitazione commerciale delle UP_SA

4.3.1 Validazione tecnica

Non sono chiare le modalità con cui Terna effettua le verifiche né le relative tempistiche. Sembra che in fase di creazione della UP_SA sia la pagina stessa di Gaudí a effettuare la verifica delle potenze inserite rispetto alla certificazione asseverata. Come segnalatoci da alcuni operatori, questo problema si è verificato per la maggior parte delle istanze approvate relative a punti di scambio che alimentano impianti in cessioni totale o immissioni pure (per cui non è previsto alcun contributo per la quota di potenza impegnata in prelievo).Tuttavia, la perizia non dovrebbe essere verificata qualora quest’ultima sia già stata inviata al Distributore ai sensi del TIT. In questo ultimo caso il sistema confronta la potenza fornita dal distributore (definita in Gaudì come “potenza in prelievo”) ed il valore di potenza effettivamente certificato dalla perizia asseverata ed in caso di incongruenza blocca la creazione della UP_SA. Questo è uno dei problemi maggiormente impattanti, che ha comportato numerosi solleciti a Terna (call center) senza riscontri specifico e che sta impedendo la creazione della UP_SA, pur avendo superato il termine dei 4 mesi per la lavorazione dell’istanza. Poiché il dato del produttore è certificato da perizia, si richiede, ai fini di una semplificazione degli iter di verifica di congruenza, che Terna elimini il controllo indicato o si attivi con il Distributore per recepire il dato riportato in perizia ed aggiornare i relativi archivi anagrafici, procedendo – senza ulteriori azioni e ritardi – alla creazione delle UPSA bloccate in questo stato.

Inoltre, a valle del processo di creazione, manca una conferma della validazione tecnica della UP_SA. In elenco UP_SA, con riferimento alla colonna “Stato” della tabella, è necessario che Terna renda pubbliche tutte le possibili fasi che la UP_SA può assumere. Attualmente alcune UPSA sono in Stato “Unità Misurabile” che non fornisce indicazioni su quanto si è vicini alla validazione finale.

Infine, nel caso di Gestore di SDC, risulta necessario richiedere con urgenza lo sblocco della funzionalità di approvazione della validazione tecnica (funzione dischetto) per procedere con le successive attività.

4.3.2 Validazione della misura e redazione degli algoritmi

“il Gestore di rete valida le UP_SA ai fini della misura e definisce gli algoritmi, sulla base dei principi generali previsti nell’Allegato A.78”: non è chiaro se e come si debba procedere alla firma di una nuova scheda tecnica riassuntiva UP (ex allegato 5) e se debba esserne redatta una nuova esclusivamente per la UP_SA. A tal proposito è necessario definire il flusso delle comunicazioni, ovvero se è Terna a contattare il produttore per la redazione delle nuove schede o se c’è qualche attività preliminare da parte di quest’ultimo (ad esempio suggerire a Terna la configurazione impiantistica rispetto all’allegato A.78)

4.3.3 Inserimento UP_SA in un contratto di dispacciamento in immissione

Più volte viene menzionata la “conferma” da parte dell’Utente del Dispacciamento di aver ricevuto il mandato per l’inserimento della UP_SA nel contratto di dispacciamento in Immissione. A questo proposito:

• Non sono chiare le modalità di questa conferma (si effettua su MyTerna come per le normali UP?) se si hanno le credenziali di utente del dispacciamento, ad oggi, quest’ultimo può accettare o rifiutare la scelta fatta dal produttore. Terna ha comunicato che a breve l’operazione di inserimento nel contratto di dispacciamento in immissione verrà effettuato sul portale MyTerna alla stregua delle UP.
• Il template da utilizzare per il mandato è il medesimo usato per le unità produttive?
• È necessario aggiornare il contratto di dispacciamento in immissione per poter gestire anche le UP_SA?
• Rimane inoltre il dubbio su quale sia l’Utente del Dispacciamento da inserire, se quello attuale (già mandatario al momento dell’invio dell’istanza) oppure quello futuro, dato che verosimilmente le UP_SA verranno abilitate nel 2024.

Segnaliamo anche problemi nella creazione delle UP_SA in presenza di POD secondari (non connessi circuitalmente), nei casi in cui il POD principale è connesso alla rete di un gestore mentre il POD secondario alla rete di un altro gestore. In questi casi non è chiaro, al di là della fase d’invio e accettazione dell’istanza da parte dei gestori di rete competenti, come questi procedono, con che tempi e quale visibilità verrà data al produttore in merito agli stati del processo. In aggiunta, non è chiaro come e dove sarà / saranno visibili le UP_SA dei POD secondari; ad oggi, infatti, i POD secondari non sono censiti in GAUDì per gli operatori produttori in quanto non si tratta di punti di connessione di unità di produzione.

Un altro tema che merita un chiarimento riguarda, invece, il calcolo della componente in potenza del corrispettivo per il servizio di trasmissione dell’energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici (inclusi i gestori di SDC) dalla rete di trasmissione nazionale (CTRp). In particolare:

• Ai sensi dell’articolo 14 del TIT la componente CTRp, espressa in centesimi di euro/kW, è applicata alla potenza di interconnessione tra RTN e reti di distribuzione (e gestori di SDC) prelevata dall’impresa medesima dalla RTN. Sempre ai sensi del TIT (Articolo 1), la potenza di interconnessione tra RTN e reti di distribuzione è definita come la media dei valori massimi delle potenze prelevate dalle imprese distributrici dai punti di interconnessione con la RTN in ciascuno degli ultimi 12 mesi disponibili al momento della determinazione della componente CTRp. Da questo ne deriva che ad oggi tale componente viene aggiornata annualmente applicando il corrispettivo unitario definito dall’ARERA alla media dei valori massimi delle potenze prelevate nei 12 mesi precedenti.
• Con la Delibera 285/2022/R/eel ARERA ha introdotto un’ulteriore modifica del TISDC (Articolo 15.5) prevedendo che “ai fini del calcolo della potenza di interconnessione tra RTN e reti di distribuzione prelevata dal SDC dalla RTN e soggetta al pagamento dei corrispettivi in potenza di cui all’articolo 14 del TIT ovvero, nei casi in cui il SDC non sia connesso alla RTN, ai fini del calcolo del valore massimo della potenza prelevata nel mese dai punti di interconnessione con le reti di distribuzione soggetta al pagamento dei corrispettivi in potenza di cui all’articolo 15 del TIT si utilizzano i medesimi criteri di cui al comma 15.4…”, ossia la facoltà di considerare la potenza prelevata nel mese in oggetto al netto della potenza prelevata dalle utenze del SDC (dai relativi punti di connessione al SDC) e funzionale a consentire la successiva immissione nella rete del SDC.

Questo significa che a partire dal periodo in cui decorre l’applicazione del regime di cui alla Delibera 109/2021 verrebbe modificata la modalità di calcolo del corrispettivo CTRp (nettando la potenza prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete) senza che però siano ad oggi state definite le relative modalità implementative che coinvolgeranno necessariamente Terna e i gestori degli SDC per la messa a disposizione dei dati necessari a tale calcolo. Ad oggi tali modalità non sembrano definite nell’ambito dell’Allegato A.78 di Terna e richiedono probabilmente modifiche delle Convenzioni per la regolazione del servizio di trasmissione dell'energia elettrica. È quindi necessario che Terna definisca rapidamente tali modalità implementative dal momento che il regime della Delibera 109/21 dovrebbe essere applicabile già da oggi.

A valle di quanto sopra evidenziato, si chiede a Terna di valutare l’effettiva possibilità di attivare le UP_SA entro il mese di novembre. Questo si rende necessario al fine di dare tempo al produttore di rinnovare o sostituire gli attuali contratti di fornitura elettrica. Sarebbe inoltre opportuno che Terna richieda ad ARERA una proroga del termine per l’abrogazione dell’articolo 16 del TIT di almeno 6 mesi sulla base delle evidenti problematiche di natura tecnico/procedurale. Segnaliamo che, come Elettricità Futura, al momento della trasmissione di questo documento abbiamo già proceduto a trasmettere tale richiesta al Regolatore.

4. Trasparenza dati

Ribadiamo la richiesta più volte reiterata in passato per una maggiore trasparenza di tutti i processi in capo a Terna: sia con riferimento alla pubblicazione di dati di esercizio della rete e dei mercati, sia con riferimento ai dati sottostanti alle analisi presentate nei documenti pubblicati (Documenti di consultazione, ecc.).

In allegato alla presente Relazione re-inviamo l’elenco di dettaglio di proposte in tema di maggiore trasparenza trasmesso lo scorso aprile.

5. Gestione di recenti modifiche operative

Segnaliamo infine che, in occasione di recenti modifiche operative, sono emersi problemi implementativi che hanno avuto un impatto negativo sull’attività degli Utenti del Dispacciamento. A titolo di esempio si citano i seguenti casi:

• Il nuovo portale MyTerna presenta alcuni problemi come motori di ricerca che non funzionano, ticket di contestazioni aperti con il vecchio portale che sono scomparsi, partiche contrattuali che si bloccano, ecc.
• Con il passaggio nuova modalità di login, tramite sistema MFA, per accedere a tutti i sistemi di legacy di Terna non è stato tenuto conto del fatto che molti operatori, in assenza di API, avevano implementato dei sistemi automatici per lo scarico massivo di dati che, con il passaggio alla nuova modalità di login, non hanno più potuto essere utilizzati.
• La versione modificata delle Disposizioni Tecniche di Funzionamento del Mercato della Capacità (pubblicata il 18 settembre 2023 a valle della verifica di conformità di ARERA avvenuta con la deliberazione 376/2023/R/eel) prevede la comunicazione di nuovi dati per il calcolo della massima energia producibile per unità di produzione idroelettriche diverse da idroelettriche fluenti: tra questi l’energia massima iniziale in immissione (ENE_0_MAX_P) e lo Stato di Carica (SOC). A livello implementativo, oltre a rilevare una discrepanza tra i dati richiesti ai sensi delle DTF e quelli previsti nell’allegato A60 del CdR (Dati tecnici delle unità di produzione abilitate e/o rilevanti valevoli ai fini del mercato elettrico), si è riscontrata l’impossibilità di un caricamento automatico di tali dati, tramite Web Service, in quanto non riconosciuti dal sistema come pertinenti per la tipologia di unità in oggetto (idroelettrica di sola produzione).

Sarebbe quindi auspicabile una maggiore attenzione da parte di Terna alle conseguenze operative delle modifiche apportate ai propri sistemi/procedure, prevedendo un più stretto coinvolgimento degli operatori nella definizione delle future evoluzioni (es. tramite test dedicati) in modo da poter adeguatamente prevenire i possibili impatti negativi sull’operatività degli utenti della rete prima della fase implementativa.

6. Dati esercizio piattaforma aFRR

Riportiamo di seguito una serie di osservazioni puntuali riguardo i dati e le informazioni di esercizio della piattaforma aFRR, volte a migliorare il livello di trasparenza informativo per gli operatori.

• Mancata pubblicazione File Livello Regolazione Secondaria del mese di agosto 2023 sul portale Sunset: alcuni operatori hanno segnalato a Terna che i file non sono scaricabili ma al momento non è stato ricevuto un riscontro.
• Segnaliamo che il file QtyValidPICASSO è stato pubblicato in ritardo rispetto alla data di inizio del mercato aFRR, con conseguente buco di dati e impossibilità di controllo ex post.
• Segnaliamo che il file QtyValidPICASSO contenente le indicazioni di Prezzo Inviato da Terna ad aFRR (esito del processo di conversione) riporta soltanto le quantità per le quali è stata selezionata l’offerta di un operatore. Manca a nostro avviso un file che Terna dovrebbe pubblicare, ad esempio, nel portale GDR per mettere a disposizione degli operatori i prezzi esito del processo di conversione per tutte le altre ore per le quali non siamo stati selezionati.
• Chiediamo infine a Terna di farsi portavoce presso ENTSO-E con riferimento ai seguenti temi:
  • Balancing - CBMPs for aFRR standard product: si tratta purtroppo di dati assenti sulla Transparency Platform ENTSO-E. Ad oggi i prezzi marginali a 4s vengono pubblicati sul portale del TSO tedesco TransnetBW, ma se dovesse venire meno questo portale, gli operatori italiani sarebbero all’oscuro dei prezzi marginali aFRR.
  • Balancing - Accepted Offers and Activated Balancing Reserves con Reserve Type aFRR: anche in questo caso, si tratta di dati assenti sulla Transparency Platform ENTSO-E.
  • Outages - Fall-backs: ad oggi non è apparso alcun messaggio di Real Time Connection Lost per l’Italia. Questa informazione influisce sulla remunerazione delle quantità accettate aFRR come definito nell’allegato A.23. Purtroppo, gli operatori non dispongono di elementi per capire se ad oggi la piattaforma aFRR non ha realmente generato messaggi di errore oppure se non sono stati pubblicati. Sono invece presenti messaggi per altri paesi europei.
  • Balancing – Bids: evidenziamo le difficoltà nella consultazione e nell’estrazione massiva dei dati in questa pagina.
  • Balancing – Prices of Activated Balancing Energy: anche in questo caso, si tratta di dati assenti sulla Transparency Platform ENTSO-E.