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Approfondimenti

17 Luglio 2018

FER e mercato dei servizi di dispacciamento, via libera di Arera al progetto pilota

(Maria Antonietta Giffoni)

Previsti sistemi di accumulo per fornitura di risorse a salire e single pricing per valorizzazione sbilanciamenti. Ammesse le unità di produzione capaci di modulare l'immissione di energia da 5 a 2 MW, a seconda del servizio reso. Si parte il 1° settembre

Con la delibera 12 luglio 2018 383/2018/R/eel, Arera ha approvato il regolamento predisposto da Terna per la partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento (MSD) delle unità di produzione rilevanti (UPR) con abilitazione a MSD facoltativa.
Le UPR sono le unità di produzione con potenza complessiva dei gruppi di generazione associati non inferiore a 10 MVA.

Soggetti ammessi

A partire dal 1° settembre 2018, possono fare richiesta di abilitazione al MSD gli utenti del dispacciamento nel cui contratto di dispacciamento sia ricompresa almeno:

• un'unità di produzione rilevante alimentata da fonti rinnovabili non programmabili;

• un'unità di produzione rilevante diversa da quelle di cui al punto precedente che non rispetti i requisiti  tecnici minimi di abilitazione al MSD di cui al Capitolo 4 del Codice di Rete di TERNA e che, contestualmente, soddisfi i requisiti tecnici minimi di abilitazione definiti nell'ambito del progetto pilota.

Tipologia di servizi per MSD

Le unità di produzione rilevanti non oggetto di abilitazione obbligatoria possono essere abilitate alla fornitura di risorse sul mercato del dispacciamento per i seguenti servizi:

• la risoluzione delle congestioni a programma;

• la riserva terziaria di potenza rotante e/o di sostituzione;

• il bilanciamento.

Le UPR, inoltre, devono avere una certa capacità di modulare l'immissione di energia - a salire (immettendo più energia) e a scendere (diminuendo l'immissione di energia) - e essere in grado di modurlarla e sostenerla secondo i tempi stabiliti da Terna, come da schema che segue. Lo schema contiene anche un confronto con i requisti richiesti alle UPR obbligatoriamente abilitate per i medesimi servizi.

Tipologia di servizio Requisiti UPR non obbligatoriamente abilitate e oggetto del progetto pilota Requisiti URP obbligatoriamente abilitate
Risoluzione congestioni • variazione immissione di 5 MW entro 15 minuti dalla richiesta
• per unità idroelettriche, il rapporto tra l’energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell’unità è almeno pari a 2 ore
• variazione immissione di 10 MW entro 15 minuti dalla richiesta
• per unità idroelettriche, il rapporto tra l’energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell’unità è almeno pari a 4 ore
Bilanciamento • variazione immissione di 2MW entro 15 minuti dalla richiesta
• per unità idroelettriche, il rapporto tra l’energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell’unità è almeno pari a 4 ore
• variazione immissione di 3 MW entro 15 minuti dalla richiesta
• per unità idroelettriche, il rapporto tra l’energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell’unità è almeno pari a 4 ore
Riserva terziara di potenza rotante • variazione immissione di 5 MW entro 15 minuti dalla richiesta
• sostenere la modulazione per almeno 120 minuti
• variazione immissione di 10 MW entro 15 minuti dalla richiesta
• sostenere la modulazione per almeno 120 minuti
Riserva terziara di potenza di sostituzione
• variazione immissione di 5 MW entro 120 minuti dalla richiesta
• sostenere la modulazione per almeno 8 ore
• variazione immissione di 10 MW entro 120 minuti dalla richiesta
• sostenere la modulazione senza limitazioni di durata

Necessità accumulo e single pricing

Le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili che intendono fornire risorse a salire (immissione di più energia) per la risoluzione delle congestioni a programma e per la riserva terziaria rotante e/o di sostituzione devono essere connesse elettricamente a sistemi di accumulo.

Il meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti applicato alle UPR oggetto di abilitazione volontaria è il cosiddetto single-pricing, e cioè il sistema di prezzi unici tale per cui il prezzo pagato (o ricevuto) dall’unità per il proprio sbilanciamento dipende esclusivamente dal segno complessivo dello sbilanciamento della macrozona in cui l’unità si trova.

Le richieste di Arera

Arera ha chiesto, però, a Terna di prevedere, anche dopo un primo periodo di applicazione del progetto pilota, di valutare la possibilità di:

rimuovere l'obbligo della presenza di un sistema di accumulo ai fini della richiesta di abilitazione alla fornitura di risorse a salire per la risoluzione delle congestioni a programma e per la riserva terziaria rotante e/o di sostituzione;

ridurre la variazione minima di potenza richiesta ai fini dell'abilitazione alla fornitura di risorse di dispacciamento. A tale proposito, alcuni operatori, durante la consultazione, avevano suggerito di ridurre la variazione minima di potenza richiesta ai fini dell'abilitazione alla fornitura di risorse di dispacciamento, da 5 MW (o 2 MW nel caso del bilanciamento) a 1 MW.

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