Dispacciamento rinnovabili: consultazione pubblica di ARERA fino al 22 aprile 2025
Rendere il sistema di dispacciamento più efficiente e adatto alla crescente integrazione delle fonti rinnovabili. Con questo obiettivo l’Autorità di regolamentazione per l’Energia, Reti e Ambiente (ARERA) ha presentato la scorsa settimana un nuovo documento di consultazione pubblica.
L’oggetto? Alcune modifiche da apportare al Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) in vista della fase di consolidamento, per la remunerazione del cosiddetto “servizio di modulazione straordinaria a scendere“. E, nel contempo, una serie di proposte per l’abilitazione degli impianti del FER X transitorio al Mercato Bilanciamento e Ridispacciamento (MBR).
Il documento contenente gli orientamenti dell’Authority rimarrà on line per raccogliere pareri ed opinioni fino al 22 aprile 2025. Ma vediamo rapidamente le proposte.
Modificare il servizio di modulazione straordinaria a scendere
Con la recente deliberazione 128/2025/R/efr, l’Autorità di regolamentazione ha esteso la remunerazione della mancata produzione dall’eolico a tutte le FER non programmabili. Di conseguenza si è reso necessario intervenire sul nuovo Testo del Dispacciamento per incorporare questa remunerazione delle rinnovabili nel servizio di modulazione straordinaria a scendere.
Di cosa si tratta? Di un servizio emergenziale attivabile in caso di surplus produttivo sulla rete (o di vincoli di carattere locale) e parallela mancanza di risorse a scendere disponibili sul Mercato Bilanciamento Ridispacciamento.
L’ARERA intende modificare il TIDE per assicurare che anche le unità di produzione (UP) alimentate a fonti rinnovabili non programmabili siano adeguatamente compensate quando Terna richiede loro di ridurre l’immissione in rete per motivi di sicurezza. Ma il problema è: come determinare l’energia “oggetto di modulazione”? Vale a dire è la quantità di energia che l’impianto eolico o fotovoltaico avrebbe prodotto se non fosse stato loro richiesto di ridurla?
In questo senso l’Authority propone due metodi alternativi per il calcolo
- Programma base o energia immessa: se l’Unità di produzione (UP) coincide con una Unità Abilitata Singolarmente (UAS) o una Unità Abilitata al Programma (UnAP), si potrebbe utilizzare il “programma base” dell’UP, cioè la produzione prevista. se l’UP è inclusa in un aggregato (UVN o UVZ), si utilizzerebbe invece, l’energia immessa nella rete immediatamente prima dell’ordine di modulazione di Terna
- Energia producibile calcolata dal GSE: in questo caso l’energia oggetto di modulazione può essere calcolata dal Gestore dei Servizi Energetici che ha le competenze per stimare la produzione potenziale degli impianti.
Abilitare le rinnovabili del FER X all’MBR
Altra questione non secondaria, la partecipazione degli impianti rinnovabili del Fer X transitorio al MBR. Il decreto del FER X prevede infatti che tutti gli impianti di potenza superiore ad 1 MW partecipino obbligatoriamente al mercato Bilanciamento e Ridispacciamento. Per quelli sotto a 1 MW l’abilitazione rimane facoltativa.
L’atto prevede anche che in due casi precisi il GSE calcoli l’ammontare dei pagamenti sulla base dell’energia elettrica producibile. Questi casi sono:
- impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini impartiti dai gestori delle reti, anche al di fuori del MBR, al fine della risoluzione di vincoli di rete locali e/o per altre esigenze di sicurezza individuate dai gestori stessi;
- impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini di dispacciamento disposti da Terna sul MB e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento.
Nel primo caso si presuppone l’abilitazione al ridispacciamento o la qualifica al servizio di modulazione straordinaria a scendere; nel secondo caso si presuppone l’abilitazione ai servizi ancillari per il bilanciamento a scendere (attivati sulla fase MB dell’Integrated Scheduling Process e/o sulle piattaforme europee di bilanciamento).
UAS o UVA
Per gli impianti rinnovabili di taglia ≥ 1 MW i Balance Service Provider (BSP) possono scegliere se abilitarli singolarmente (come Unità Abilitate Singolarmente – UAS) o in forma aggregata (tramite Unità Virtuali Abilitate – UVAZ o UVAN o ma quest’ultima solo solo nel 2027). Ovviamente per le installazioni sotto il MW l’abilitazione al mercato di bilanciamento potrà avvenire solo in forma aggregata. Vediamo nel dettaglio gli orientamenti dell’Authority.
Requisiti tecnici
Le UAS devono rispettare i requisiti tecnici di Terna per il ridispacciamento, risultando abilitate a tutti i servizi ancillari nazionali globali del Mercato. Il rispetto dei requisiti può essere “asimmetrico” (solo a salire, solo a scendere, o con bande diverse).
Le UVA devono rispettare nel loro complesso i requisiti tecnici. Le UVAN possono richiedere l’abilitazione solo al ridispacciamento, mentre le UVAZ solo ai servizi di bilanciamento.
In tutti i casi l’abilitazione deve riguardare l’intera potenza nominale dell’impianto.
Nuova tipologia di UP
Ai fini dell’abilitazione al MBR l’ARERA propone l’introduzione di una nuova tipologia di Unità di produzione, riferita alle sole UP alimentate da fonti rinnovabili del FER X transitorio. La tipologia “fonti rinnovabili supportate e abilitate” include impianti che possono essere abilitati singolarmente o in aggregati.
Ai fini del diritto e dell’impegno a immettere e prelevare, le UP della tipologia fonti rinnovabili supportate e abilitate saranno aggregate in dedicate UVN di immissione (una UVN per ciascun BRP per ciascuna UVAN) qualora abilitate in aggregato come UVAN, o in dedicate UVZ di immissione (una UVZ per ciascun BRP per ciascuna zona) qualora abilitate in aggregato come UVAZ.