A decorrere dall'1/01/2015 l'Autorità ha aggiornato la disciplina degli sbilanciamenti per le fonti rinnovabili non programmabili, prima definita con la Delibera 281/2012/R/efr, con la Delibera 522/2014/R/eel.

Questo, in ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato n. 2936 del 09/06/2014 che ha annullato le previsioni della Deliberazione dell'Autorità n.281 del 05/07/2012 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 previsto che gli utenti del dispacciamento possano scegliere, dandone comunicazione a Terna su base annuale solare e per ciascun punto di dispacciamento nella propria titolarità, tra due diverse modalità di calcolo dei corrispettivi. 

La prima prevede l'applicazione allo sbilanciamento effettivo di un prezzo pari a quello previsto dalla Delibera AEEGSI 111/06, così come modificato dalla Delibera 522/2014/R/eel. In questo caso, le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili sono assoggettate alla stessa regolazione di valorizzazione degli sbilanciamenti valida per le unità di produzione programmabili non abilitate al MSD.

La seconda modalità invece, prevede la somma algebrica dei tre componenti dati da:

• l'applicazione allo sbilanciamento effettivo eccedente le bande di tolleranza di un prezzo di sbilanciamento pari a quello stabilito dalla Delibera 522/2014/R/eel;
  
• l'applicazione allo sbilanciamento effettivo rientrante nelle bande di tolleranza di un prezzo di sbilanciamento pari a quello stabilito dalla Delibera 522/2014/R/eel; 
• l'applicazione allo sbilanciamento effettivo rientrante nelle bande di tolleranza considerato in valore assoluto di un prezzo di sbilanciamento dato dalla quota perequativa zonale così come stabilito dalla Delibera 522/2014/R/eel.

In questo caso invece, è prevista 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.

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.

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.

Per quota perequativa zonale sopra menzionata si intende il 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. 

L’Autorità inoltre, con le Deliberazioni 444/2016, 800/2016 e 419/2017/R/eel, ha introdotto delle nuove modalità di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi, nonché un nuovo corrispettivo di non arbitraggio macrozonale.

Per quanto riguarda la valorizzazione degli oneri di sbilanciamento, si riportano di seguito le principali novità introdotte a partire da agosto 2016.

Per il periodo compreso tra agosto 2016 ad agosto 2017, i corrispettivi di sbilanciamento:

• per le unità di produzione non abilitate ai servizi di dispacciamento, diverse da quelle alimentate da fonti rinnovabili, sono valorizzati con il meccanismo “single-dual pricing”, introdotto con le Deliberazioni 444/2016/R/eel e 800/2016/R/eel, che prevede: 
  

- una banda standard pari a ± 15% del programma vincolante modificato e corretto (con banda standard complessiva che raggiunge il 30%);

- l’applicazione, all’interno della banda, della valorizzazione degli sbilanciamenti oggi in vigore con un prezzo indipendente dal segno dello sbilanciamento della singola unità (ciò significa che all’interno della banda valgono ancora le regole finora applicate mediante il cosiddetto single pricing); 

 - l’applicazione, all’esterno della banda, del prezzo zonale del Mercato del Giorno Prima in caso di sbilanciamento discorde rispetto all’andamento della macrozona, e del prezzo medio delle offerte accettate nel Mercato del Bilanciamento per bilanciare il sistema, in caso di sbilanciamento concorde (quindi, al di fuori della banda, gli sbilanciamenti sono valorizzati a dual pricing);

•  per le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, è rimasta la possibilità di optare per la valorizzazione al single pricing per l’intera energia sbilanciata, o di aderire al regime alternativo come previsto dalla Delibera 522/2014/R/eel;
  

 - per il periodo a decorrere da settembre 2017, i corrispettivi di sbilanciamento sono valorizzati, per tutte le unità di produzione, con il meccanismo “single pricing” di cui alla Deliberazione 419/2017/R/eel, ripristinando di fatto le modalità operative già vigenti prima dell’entrata in vigore delle Deliberazioni 444/2016/R/eel e 800/2016/R/eel. 

Infine il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale si applica agli sbilanciamenti relativi alle unità di consumo e alle unità di produzione non abilitate a decorrere dal 1 luglio 2017, al fine di eliminare le distorsioni che derivano dalla determinazione dei prezzi di sbilanciamento a livello macrozonale e dei prezzi di mercato determinati a livello zonale. 

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 Onnicomprensiva di cui alla Deliberazione 343/2012/R/efr, i corrispettivi di sbilanciamento e il controvalore derivante dalla partecipazione al MI e il corrispettivo di non arbitraggio macrozonale vengano trasferiti dal GSE ai produttori stessi, secondo le modalità definite dal GSE nelle "Regole Tecniche" che riportano inoltre 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.