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Dispacciamento Rinnovabili

revisione dispacciamento, corrispettivi sbilanciamento, MI, costi del servizio GSE

Il servizio di dispacciamento 
 
Il servizio di dispacciamento, svolto dal gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna), è la gestione coordinata delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale per garantire il bilanciamento del sistema elettrico. 
 
L’energia elettrica, di norma, non è un bene immagazzinabile. Per questo, è necessario produrre, istante per istante, la quantità di energia richiesta dall’insieme dei consumatori finali e gestirne la trasmissione in modo che offerta e domanda siano sempre in equilibrio, garantendo così la continuità della fornitura in condizioni di sicurezza.
 
In tempo reale, Terna monitora i flussi elettrici e corregge i livelli di immissione e prelievo di energia, in modo che siano perfettamente bilanciati in ogni momento, inviando, ove necessario, ordini a ridurre o aumentare l’energia immessa in rete alle unità di produzione.
 
  
La revisione del servizio di dispacciamento
 
A decorrere dal 1° gennaio 2015, l’Autorità, con la Delibera 522/2014/R/eel, ha aggiornato la disciplina degli sbilanciamenti per le fonti rinnovabili non programmabili, precedentemente definita con la delibera 281/2012/R/efr, in ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato, Sez. VI, n. 2936 del 9 giugno 2014 che ha annullato le previsioni della deliberazione dell’Autorità n.281 del 5 luglio 2012 nella parte in cui equiparava sia i produttori da fonti programmabili che i produttori da fonti non programmabili riguardo le modalità di calcolo per l’attribuzione dei corrispettivi di sbilanciamento.
 
In particolare l’Autorità ha ritenuto opportuno prevedere che gli utenti del dispacciamento possano scegliere, dandone comunicazione a Terna su base annuale solare, per ciascun punto di dispacciamento nella propria titolarità, tra due diverse modalità di calcolo dei corrispettivi di sbilanciamento:
 
  1.  applicazione allo sbilanciamento effettivo di un prezzo pari a quello di cui al comma 40.3 della Delibera    AEEGSI 111/06, così come modificato dalla Delibera 522/2014/R/eel; 

     2.   somma algebrica dei tre componenti dati:

 

  • dall’applicazione allo sbilanciamento effettivo eccedente le bande di tolleranza di un prezzo di sbilanciamento pari a quello di cui al comma 40.3 della deliberazione 111/06, così come modificato dalla Delibera 522/2014/R/eel;
  • dall’applicazione allo sbilanciamento effettivo rientrante nelle bande di tolleranza di un prezzo di sbilanciamento pari a quello di cui al comma 30.4 lettera b) della deliberazione 111/06, così come modificato dalla Delibera 522/2014/R/eel;
  • dall’applicazione allo sbilanciamento effettivo rientrante nelle bande di tolleranza considerato in valore assoluto di un prezzo di sbilanciamento dato dalla quota perequativa zonale di cui al comma 40.5ter della deliberazione 111/06, così come modificato dalla Delibera 522/2014/R/eel.

Per sbilanciamento effettivo si intende la differenza, ora per ora, tra la misura (moltiplicata per i coefficienti di perdita) dell’energia immessa/prelevata nel sistema elettrico in un dato giorno e il programma finale di immissione/prelievo di energia in esito alla chiusura del Mercato del Giorno Prima, dei Mercati Infragiornalieri e del Mercato dei servizi di dispacciamento.  

La quota perequativa zonale sopra menzionata è da intendersi come rapporto tra i corrispettivi di sbilanciamento non allocati attraverso i primi due punti precedenti e la somma dei valori assoluti degli sbilanciamenti rientranti nelle bande di tolleranza.
 
In altri termini la prima opzione prevede che le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili siano assoggettate alla stessa regolazione di valorizzazione degli sbilanciamenti valida per le unità di produzione programmabili non abilitate al MSD.
 
La seconda opzione prevede l’applicazione di bande di tolleranza al programma vincolante modificato e corretto (PVMC), differenziate per fonte (ossia, per le unità di produzione rilevanti, pari al 49% del PVMC per la fonte eolica, al 31% del PVMC per la fonte solare, all’8% del PVMC per la fonte idrica ad acqua fluente, all'1,5% del PVMC per le altre fonti rinnovabili non programmabili e all’8% del PVMC per i punti di dispacciamento relativi a unità di produzione non rilevanti), in modo tale che tutti i corrispettivi di sbilanciamento siano comunque allocati tra i produttori a fonte rinnovabile non programmabile, e quindi non vengano socializzati.
 
Come per la precedente disciplina, l’AEEGSI ha stabilito che sia per le unità di produzione ricomprese nel regime di ritiro dedicato di cui alla deliberazione 280/07 che per le unità di produzione aderenti al regime commerciale della tariffa fissa omnicomprensiva di cui alla deliberazione 343/2012/R/efr, i corrispettivi di sbilanciamento e il controvalore derivante dalla partecipazione al MI vengano trasferiti dal GSE ai produttori stessi, secondo le modalità definite dal GSE nelle Regole Tecniche.
 
Nelle suddette Regole sono riportati anche gli obblighi in capo ai produttori di fornire al GSE i dati necessari ai fini della previsione e della programmazione dell’energia elettrica immessa.
 
Per quanto riguarda le unità di produzione non programmabili e le unità di produzione programmabili di potenza fino a 1 MW incluse nel contratto di dispacciamento del GSE, è il GSE stesso ad elaborare il programma di produzione, mentre per le unità di produzione programmabili di potenza superiore a 1 MW, i produttori di tali impianti sono tenuti a comunicare al GSE il programma di immissione che sarà offerto dal GSE sui mercati elettrici.
 

Questa pagina è stata aggiornata il 06/10/2015