Partecipazione nazionale alla Piattaforma RR. Webinar 30 ottobre 2020

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Partecipazione nazionale alla Piattaforma RR

Webinar 30 ottobre 2020

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Agenda

➢ Stato di avanzamento dell’implementazione del Regolamento (UE) 2017/2195

➢ Progetto TERRE e principali caratteristiche della Piattaforma RR

➢ Coordinamento MSD-Piattaforma RR ed operatività

➢ Modifiche ai sistemi in uso degli UdD

➢ Parallel run nazionale della Piattaforma RR

➢ Q&A per Terna, Autorità e GME

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3

➢ Stato di avanzamento dell’implementazione del Regolamento (UE) 2017/2195

➢ Progetto TERRE e principali caratteristiche della Piattaforma RR

➢ Coordinamento MSD-Piattaforma RR ed operatività

➢ Modifiche ai sistemi in uso degli UdD

➢ Parallel run nazionale della Piattaforma RR

➢ Q&A per Terna, Autorità e GME

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Regolamento Balancing

Principale obiettivo

▪ Obiettivo del Regolamento Balancing è quello di favorire l’integrazione dei mercati di

bilanciamento dei paesi UE al fine di garantire un approvvigionamento economicamente efficiente dei servizi di bilanciamento

Strumenti

▪ Disegno, sviluppo e utilizzo da parte dei TSO di piattaforme per lo scambio di energia di

bilanciamento da prodotti standard, secondo un modello multilaterale TSO-TSO con attivazione delle offerte per ordine di merito economico

▪ Definizione di termini e condizioni e metodologie armonizzate a livello regionale e/o EU su diverse tematiche relative all’orizzonte del tempo reale

Obiettivo e contenuti

Il 18 dicembre 2017 è entrato in vigore il Regolamento (UE) 2017/2195 della Commissione del 23

novembre 2017 che stabilisce orientamenti in materia di bilanciamento del sistema elettrico

(Regolamento Balancing)

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5

Piattaforma RR (Progetto TERRE)

Piattaforma mFRR (Progetto MARI)

Piattaforma IN (Progetto IGCC)

Piattaforma aFRR (Progetto PICASSO)

▪ Scambio energia di

bilanciamento da Replacement Reserve, assimilabile a Riserva Terziaria di Sostituzione

▪ FAT¹: 30 minuti

▪ IF²approvato con Delibera 8/2019 del 15/01/2019

▪ Go-live nazionale: 13/01/2021

▪ Scambio energia di bilanciamento da Manual Frequency Restoration Reserve, assimilabile a Riserva Terziaria Rotante

▪ FAT: 12,5 minuti

▪ IF approvatocon Decisione ACER 03/2020 del 24/01/2020

▪ Go-live (EU): 24/07/2022⁴

▪ Ottimizzazione attivazioni Riserva Secondaria tramite compensazione esplicita degli sbilanciamenti in tempo reale di segno opposto delle aree dei TSO

▪ IF approvato con Decisione ACER 13/2020 del 24/06/2020

▪ Go-live nazionale: 27/01/ 2020

▪ Scambio energia di

bilanciamento da Automatic Frequency Restoration Reserve, assimilabile alla Riserva Secondaria

▪ FAT: 5 minuti (da 18 dicembre 2024)³

▪ IF approvato con Decisione ACER 02/2020 del 24/01/2020

▪ Go-live (EU): 24/07/2022⁴

Su ogni piattaforma (eccetto quella per il netting degli sbilanciamenti) viene scambiato un prodotto standard caratterizzato, tra le altre cose, da specifici tempi di attivazione

1) Full Activation Time; 2) Implementation Framework; 3) Fino al 17/12/2024, il TSO deve definire il FAT nei propri termini e condizioni nazionali; 4) Il go-live della Piattaforma è previsto entro 30 mesi dall’approvazione dell’IF (entro 24/07/2022). Il TSO può richiedere una deroga di massimo due anni

Piattaforme per lo scambio di energia di bilanciamento (1/2)

Caratteristiche, approvazione Implementation Framework e go-live

Membro Osservatore Mancante

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Attività a livello EU

Piattaforma RR Progetto TERRE

Piattaforma mFRR Progetto MARI

Piattaforma IN Progetto IGCC

Piattaforma aFRR Progetto PICASSO

Il 21 ottobre è terminata la consultazione sull’Amendmentdell’IF¹:

▪ Designazione Entity

▪ Minimizzazione contro-attivazioni

▪ Interconnection controllability

In corso lo sviluppo della piattaforma

nell’ambito dei gruppi di lavoro europei cui Terna partecipa

In corso lo sviluppo della piattaforma nell’ambito dei gruppi di lavoro europei cui Terna partecipa

In corso il completamento della

partecipazione operativa dei TSO non ancora operativi

Piattaforme per lo scambio di energia di bilanciamento (2/2)

Attività in corso e next steps

Attività nazionali

Esecuzione prove in bianco dal 10 novembre al 23 dicembre per consentire un periodo di pratica in vista del go-live del 13 gennaio 2021

In corso la definizione delle regole per il coordinamento tra la piattaforma mFRR e MSD, le quali saranno oggetto difutura consultazione da parte di Terna

Terna partecipa operativamente alla

piattaforma da circa 9 mesi (go-live 27/01/2020)

In corso la definizione delle regole per il coordinamento tra la piattaforma aFRR e MSD, le quali saranno oggetto difutura consultazione da parte di Terna

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7

Adempimento Descrizione Stato avanzamento

Notifica di adozione di un modello central dispatch

(Art. 14(2))

Proposta termini e condizioni nazionali relativi al bilanciamento

(Art. 18)

▪ Il 02 agosto 2018 Terna ha notificato all’Autorità l’applicazione di un modello central dispatchingper la determinazione dei programmi di generazione/consumo

▪ L’adozione di tale modello prevede che il TSO converta le offerte del processo integrato schedulato in prodotto standard ai fini della partecipazionealle piattaforme di bilanciamento EU

▪ Il 03 agosto 2018 Terna ha inviato all’Autorità la proposta di termini e condizioni nazionali¹relativi a:

o Balancing Service Provider o Balancing Responsible Party

o Processo di programmazione integrato

o Sospensione attività di mercato e relativo settlement

Delibera 535/2018 del 23 ottobre 2018

Completato(prevista mera notifica del TSO all’Autorità nazionale)

Termini e condizioni e metodologie armonizzate (1/5)

Adozione central dispatching e termini e condizioni nazionali

Report sul bilanciamento (Art. 60)

▪ Almeno ogni due anni ogni TSO deve pubblicare un report nazionale sul bilanciamento con riferimento ai due anni precedenti

Pubblicazione nelle prossime settimane

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Adempimento Descrizione Stato avanzamento

Metodologia di allocazione della capacita

co-ottimizzata (Art. 40)

Metodologia di allocazione della capacità

market based (Art. 41)

Metodologia di allocazione della capacità

economic efficiency (Art. 42)

▪ Processo EU per l’allocazione della capacità per lo scambio di balancing capacity o per lo sharing di riserve

▪ Contrattualizzazione non prima del D-1

▪ Periodo di contrattualizzazione inferiore a un giorno

▪ Processo regionale (Itlay Northe GRIT) per l’allocazione della capacità per lo scambio di balancing capacity o per lo sharing di riserve

▪ Contrattualizzazione effettuata non prima della W-1¹

▪ Periodo di contrattualizzazione inferiore a un giorno

▪ Processo regionale (Itlay Northe GRIT) per l’allocazione della capacità per lo scambio di balancing capacity o per lo sharing di riserve

▪ Contrattualizzazione effettuata prima della W-1

▪ Periodo di contrattualizzazione maggiore di un giorno

Decisione ACER 12/2020²del 17 giugno 2020

Richiesta di emendamento di cui alla Delibera 262/2020 per Italy North e 263/2020 per GRIT

Richiesta di emendamento di cui alla Delibera 262/2020 per Italy North e 263/2020 per GRIT)

Termini e condizioni e metodologie armonizzate (2/5)

Allocazione capacità per scambio balancing capacity o sharing di riserve

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1) Imbalance Settlement Period; 2) Imbalance Netting; 3) Per la Piattaforma RR, la metodologia deve essere implementata entro il 1 luglio 2022; 4) 9 Frequency Containment Reserve = Riserva Primaria 5) Dal 2022 si terrà conto dei prezzi dell’energia di bilanciamento scambiata sulle piattaforme EU;

Termini e condizioni e metodologie armonizzate (3/5)

Settlement scambi energia TSO-TSO e settlement sbilanciamenti

Adempimento Descrizione Stato avanzamento

Metodologia di Settlement degli scambi intenzionali

delle piattaforme (Art. 50(1))

▪ Scambi intenzionali derivanti dalle piattaforme valorizzati ai prezzi marginali (quelli derivanti dal IN²al prezzo unico IN)

▪ La metodologia definisce inoltre le regole per il settlement delle rendite da congestione

▪ Decisione ACER 17/2020del 15/07/2020

▪ Implementazione contestuale al go-live delle piattaforme EU³

Metodologia di Settlement scambi intenzionali (Art.

50(1)) e non intenzionali (Art. 50(3)

▪ Gli scambi intenzionali di energia da periodi di rampa sono regolati a 0 €/MWh

▪ Gli scambi intenzionali da FCR⁴e non intenzionali sono regolati ad un prezzo determinato in funzione dei prezzi day ahead⁵e della deviazione di frequenza

▪ Delibera 210/2020 del 09/06/2020

▪ Implementazione a metà 2021

Imbalance Settlement Period a 15 minuti

(Art. 53(1))

▪ Terna ha inviato all’Autorità una richiesta di derogadal termine per l’applicazione di un ISP di 15 minuti e di prodotti quartorari sul MGP/MI fino al 31 dicembre 2024

▪ In fase di valutazione da parte dell’Autorità

Metodologia di armonizzazione del settlement sbilanciamenti

(Art. 52)

▪ I principali aspetti oggetto di armonizzazione riguardano il calcolo dei volumi e dei prezzi di sbilanciamento e le regole per la determinazione del segno di sbilanciamento dell’area

▪ Implementazione entro 18 mesi dalla Decisione (gennaio 2022)

Settlement TSO-TSO

Settlement TSO-BRP

(10)

Adempimento Descrizione Stato avanzamento

Metodologia scopi attivazioni

(Art. 29)

Metodologia di Pricing energia di bilanciamento

(Art. 30)

Proposta di prodotti standard di balancing

capacity (Art. 25(2))

▪ Possibilità di attivare offerte di energia di bilanciamento sia per scopi di bilanciamento sia per vincoli di rete

(regolazione di tensione, stabilità dinamica, ecc.) sulle Piattaforme RR e mFRR

▪ Le offerte di energia di bilanciamento attivate sulle Piattaforme RR, mFRR e aFRR saranno valorizzate al prezzo marginale (indipendentemente dallo scopo di attivazione), mentre la capacità interzonale sarà

valorizzata al delta prezzodelle diverse zone di mercato e/o LFC Area

▪ Definizione dei requisiti dei prodotti standard di balancing capacityai fini dell’eventuale scambio di balancing capacity o sharing di riserve tra TSO

▪ Decisione ACER 16/2020 del 15/07/2020

▪ Implementazione contestuale al go-live delle piattaforme EU

▪ Decisione ACER 11/2020 del 17/06/2020

▪ Implementazione entro 18 mesi dalla Decisione (17 dicembre 2021)

Termini e condizioni e metodologie armonizzate (4/5)

Prodotti standard per balancing energy e balancing capacity

(11)

11

Adempimento Descrizione Stato avanzamento

Proposta di armonizzazione

metodologie di allocazione della capacità market based e economic

efficiency (Art. 38(3))

Metodologia per il calcolo della capacità per l’orizzonte temporale del

bilanciamento (Art. 37(3))

▪ Proposta di armonizzazione delle metodologie regionali relative al processo di allocazione della capacità

interzonale per lo scambio di balancing capacity o per lo sharing di riservedi tipo market based o economic efficiency

▪ Metodologia regionale di calcolo della capacità per lo scambio di energia di bilanciamentoo per

l'esecuzione del processo di imbalance netting

Da avviare. La metodologia dovrà essere sviluppata entro 5 anni dall’entrata in vigore del regolamento (17/12/2022) Da avviare. La proposta dovrà essere sviluppata entro 5 anni dall’entrata in vigore del regolamento (17/12/2022)

Termini e condizioni e metodologie armonizzate (5/5)

Metodologie ancora da sviluppare o da armonizzare

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➢ Stato di avanzamento dell’implementazione del Regolamento (UE) 2017/2195

➢ Progetto TERRE e principali caratteristiche della Piattaforma RR

➢ Coordinamento MSD-Piattaforma RR ed operatività

➢ Modifiche ai sistemi in uso degli UdD

➢ Parallel run nazionale della Piattaforma RR

➢ Q&A per Terna, Autorità e GME

(13)

13

Introduzione al progetto TERRE

Sviluppo di una piattaforma per lo scambio di energia di bilanciamento da RR

▪

Il progetto TERRE è partito nel 2013 come progetto pilota in ambito ENTSO-E per il design, lo sviluppo,l’implementazione e la gestione di una piattaforma per lo scambio di energia di bilanciamento da riserva di sostituzione tra diversi Paesi successivamente designata come piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento da riserva di sostituzione in applicazione delle linee guida sul bilanciamento (EB GL)

▪

A gennaio 2019, conl’approvazione dell’Implementation Framework (IF) per la Piattaforma RR, ne sono stati definiti i tempi, i requisiti funzionali e la governance

▪

Il go-live della piattaforma è avvenuto a gennaio 2020, con la connessione diČEPS (Rep.Ceca). A seguire, si sono connessi REE (Spagna, marzo 2020), REN (Portogallo, settembre 2020) e Swissgrid (Svizzera, ottobre 2020)

▪

Tra settembre e ottobre 2020 si è tenuta una consultazione per l’emendamento dell’IF

▪

Il go-live diTernaavverrà il13 gennaio 2021

Full Participants:

• Francia (Rte)

• Italia (Terna)

• Portogallo (REN)

• Spagna (REE)

• Svizzera (Swissgrid)

• GB (National Grid)

• Polonia (PSE)

• Repubblica Ceca (CEPS)

Observers :

• Grecia

• Norvegia

• Svezia

• Bulgaria

• Romania

• Ungheria

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Le principali differenze introdotte dalle linee guida per lo scambio di energia di bilanciamento da RR (ed applicate nell’ambito del progetto TERRE) rispetto al mercato di bilanciamento italiano sono:

1. Processo orario schedulato: offerte sottomesse dagli operatori valide al massimo perl’ora successiva; il processo di selezione di tali offerte sarà orario

2. Prezzo marginale applicato al settlement tra TSO: gli scambi tra TSO verranno regolati al prezzo marginale, quindi sia offerte che fabbisogni accettati saranno remunerati a prezzo marginale

3. Prodotto standard di RR convertito e scambiato: l’Italia (in quanto Central Dispatch) potrà convertire i prodotti prima di sottometterli in modo tale che la sottomissione non comporti rischi per la sicurezza del sistema

Verso il mercato unico di bilanciamento

▪

Sia il prodotto oggetto di scambio sulla Piattaforma RR che la governance del progetto sono conformi con le linee guida in materia di Bilanciamento (EB GL)

▪

La piattaforma realizzata supporterà la futura creazione di un mercato unico per il bilanciamento europeo, incrementando la sicurezza del sistema elettrico in termini di riserva

▪

TERRE sarà compatibile con gli altri progetti per lo sviluppo di piattaforme per lo scambio di energia di bilanciamento da mFRR e aFRR

▪

La Piattaforma RR sarà usata in futuro anche per lo scambio di altre risorse di bilanciamento Piattaforma europea per lo scambio di energia di bilanciamento da RR

Caratteristiche principali

(15)

15 Piattaforma RR:

Algorithm + CMO

TSO

XB Capacity XB Capacity^Used

BSP

Transparency Settlement

TSO BSP

National Balancing mechanism

Activation Request Offers

Selected Bids

Netted needs

XB exchanges Needs

Bids

1 2

3 4 3

5 7 6

8

La Piattaforma RR avrà un processo orario; quello relativoall’ora H si articola nelle seguenti operazioni:

1. Terna riceve le offerte dagli operatori abilitati per ciascuna zona di mercato(H-55’)

2. Terna invia alla Piattaforma RR le offerte coerenti con il prodotto standard di RR e compatibili con la sicurezza del sistema (conversione delle offerte)(H-40’)

3. Terna calcola ed invia il proprio fabbisogno di energia di bilanciamento da RR per ciascuna zona interna el’ATC residuo tra le zone di mercato(H-40’)

4. La Piattaforma RR ottimizzal’attivazione delle offerte ed il soddisfacimento dei fabbisogni rispettando i vincoli sottomessi 5. Piattaforma RR comunica a ciascun TSO le offerte accettate, i fabbisogni soddisfatti ed i relativi prezzi(H-32’)

6. Piattaforma RR invia ai TSO i XB schedule el’ATC residuo

7. Piattaforma RR calcola i flussi commerciali tra le diverse aree di mercato, definendo il settlement tra i diversi TSO 8. Terna comunica agli operatori i risultatidell’ottimizzazione (insieme alle restanti operazioni effettuate su MB)(H-30’)

Il processo orario schedulato (1/2)

(16)

RR Timeline

H-40 Results ≤ H-30

H H+X

Update of national bids

Subissions of TSO Needs, bids

and ATCs

Libra algorithm

Calculation Result Communication

National Units Activation

Full Activation Time

≤ 30 min 5 ≤ process < 10min

RR Process

RR Balancing H-55

TSO balancing Clearing Output

communication RR activation Delivery period

Il processo RR relativoall’oraHsi articola nelle seguenti operazioni:

1. Fino ad H-55’: gli operatori di mercato sottomettono le loro offerte aggiornate per il mercato di bilanciamento 2. Da H-55’ ad H-40’: i TSO:

• calcolano il loro fabbisogno di energia di bilanciamento da RR;

• effettuano le analisi di sicurezza (processo di conversione);

• calcolano gli ATC disponibili.

3. Da H-40’ ad H-32’: la Piattaforma RR processerà le offerte ed i fabbisogni sottomessi dai TSO. La soluzione elaborata terrà conto delle restrizioni imposte dagli ATC tra le diverse zone

4. Entro H-30’: la Piattaforma RR comunicherà i risultati (offerte accettate, fabbisogni soddisfatti ed ATC residui) ai TSO che a loro volta li comunicheranno agli operatori di mercato

Il processo orario schedulato (2/2)

(17)

17

▪

Il prezzo marginale sarà definito dal prezzo delle offerte accettate degli operatori e, qualora rilevante, dal prezzo del fabbisogno elastico soddisfatto sottomesso dai TSO

▪

Il prezzo marginale viene identificato dall’intersezione tra la curva della domanda e quelladell’offerta:

o curva dell’offerta: offerte a salire presentate dagli operatori e fabbisogni a scendere sottomessi dai TSO

o curva della domanda: offerte a scendere presentate dagli operatori e fabbisogni a salire sottomessi dai TSO

▪

Il prezzo marginale verrà calcolato per ciascun quarto d'ora dell'ora di riferimento e per ciascuna zona di mercato

▪

Un insieme di zone non congestionate avranno il medesimo prezzo marginale

▪

In caso di congestione tra due zone vi saranno due prezzi differenti in ciascuna delle due zone (anche se dello stesso TSO)

Prezzo marginale per il settlement TSO-TSO (1/2)

Prezzo marginale

Applicazione del prezzo marginale

(18)

▪

Si formeranno due prezzi differenti in ciascuna zona di mercato

▪

Il prezzo di ciascuna zona sarà determinato dalle offerte accettate nelle rispettive zone non congestionate

▪

Si genera una rendita da congestione

Con ATC infinito

2 Prezzi Marginali ATC A → B

= 100MW CONGESTIONE

In caso di congestione tra due zone di mercato…

Esempio di rendita da congestione (ATC A→B = 100MW)

B→SF: 100 x PB SF→A: 100 x PA

A B

Settlement Function (SF)

100 MW

Congestion Rent = [Schedule A→B] x (PB – PA)

Prezzo marginale per il settlement TSO-TSO (2/2)

(19)

19

Ciascun TSO potrà sottomettere alla Piattaforma RR il proprio fabbisogno di energia di bilanciamento da RR perl’ora successiva Le caratteristiche del fabbisogno saranno:

▪

Comunicazione alla Piattaforma RR in H-40’

▪

Ciascun TSO potrà non sottomettere alcun fabbisogno

▪

In caso di sottomissione la richiesta minima in termini temporali dovrà essere di 15 minuti o multipli di 15. In ogni caso il TSO non potrà comunicare un fabbisogno di energia di bilanciamento da RR che duri più di 60 minuti (tempistiche coerenti con il prodotto sottomesso dagli operatori di mercato)

▪

Terna sottometterà un fabbisogno per ciascuna zona di mercato

▪

La quantità massima richiedibile da ciascun TSO in una determinata direzione (salire/scendere) non potrà eccedere (in condizioni normali di esercizio) la quantità di offerte sottomesse dagli operatori della stessa Control Area nella medesima direzione (EB GL)

Fabbisogno elastico o anelastico

o Il calcolo del fabbisogno è effettuato 40’ prima del tempo reale, pertanto con margini di incertezza ancora abbastanza rilevanti

o La possibilità di inserire un fabbisogno elastico consentirà di“valorizzare” questa incertezza o Inizialmente Terna sottometterà solo fabbisogni

anelastici

0 100 200 300 400 500

0 50 100 150 200 250 300

€/MWh

MWh

Fabbisogno RR Anelastico vs. Elastico

Domanda (Anelastica) Domanda (Elastica) Offerta

Il fabbisogno

(20)

Struttura del prodotto standard 1- Preparation period = da 0 a 30 min

2- Ramping period = da 0 a 30 min

4- Min quantity = 1 MW

5- Min delivery period = 15 min o multipli di 15 min 6- Max delivery period = 60 min

0- Activation principle = Scheduled

3- Full Activation Time = 30 min

7- Location = Bidding zone

8- Validity period = inferiore a 60 min (definitodall’operatore) 9- Recovery period = definitodall’operatore

1 2

5

6 3

10 11

10- Deactivation period = dipende dai dettagli tecnici 11- Divisibility Volume, dipende dalla tipologia di offerta:

•Min volume = 1MW; Risoluzione = 0,1MW

•Maximum Bid Size: in caso di offerte divisibili non sarà richiesto alcun massimo 12- Price of submitted bids= Cap&Floors saranno conformi alle regole locali almeno in una prima fase

Il prodotto standard RR

(21)

21

➢ Stato di avanzamento dell’implementazione del Regolamento (UE) 2017/2195

➢ Progetto TERRE e principali caratteristiche della Piattaforma RR

➢ Coordinamento MSD-Piattaforma RR ed operatività

➢ Modifiche ai sistemi in uso degli UdD

➢ Parallel run nazionale della Piattaforma RR

➢ Q&A per Terna, Autorità e GME

(22)

1) Offerte presentate e validazione (H-55’)

2) Calcolo delle quantità (sicurezza, vincoli tecnici) [Allegato A.23]

3) Definizione Fabbisogni e Calcolo Margini 4) Fase di clearing della Piattaforma RR 5) Ricezione Esiti

6) Calcolo PV RR e Comunicazione agli Operatori [Allegato A.25] (H-30’)

Overview del processo

Piattaforma RR:

Algorithm + CMO

TSO

XB Capacity XB Capacity^Used

BSP

Transparency Settlement

TSO BSP

National Balancing mechanism

Activation Request Offers

Selected Bids

Netted needs

XB exchanges Needs

Bids

1 2

3 4 3

5 6

(23)

23

Offerte presentate e validazione

G1 Sell G2 Sell G3 Sell

G1 Buy

G2 Buy

G3 Buy G4 Buy

G3 Buy G2 Buy G1 Buy Quantità

convertita Sell RR

Offerta Presentata su MB Programma

finale cumulato

- Offerta Piattaforma RR

- Quantità dal processo di conversione offerte - Prezzo dedicato definitodall’operatore

- Offerta accettata su Piattaforma RR - Remunerazione al

prezzo marginale

UdD paga Terna.

Fino a concorrenza con la Quantità accettata sulla Piattaforma RR, UdD restituisce il prezzo Sell RR Offerto

Terna paga UdD

70

€/MWh 80

€/MWh 90

€/MWh

60

€/MWh

Il prezzo Sell RR deve essere non superiore al prezzo Sell MB(specularmente per il prezzo Buy RR)

40

€/MWh 30

€/MWh 20

€/MWh

50

€/MWh

60

€/MWh 80 €/MWh

90

€/MWh

40

€/MWh 30

€/MWh 20

€/MWh 100

€/MWh

Quantità convertita

Buy RR

Offerta Valida su MB Quantità

Accettata Sell RR

L’operatore trattiene una renditaper ogni MW fino a concorrenza con la quantità accettata sulla Piattaforma RR,

pari a 40€/MWh (100€/MWh – 60€/MWh)

❑ Obbligodi presentareofferte predefinite ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR.

❑ Possibilità di presentare quotidianamenteofferte non predefinite ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR. Con riferimento a ciascuna ora, in assenza di tali offerte Terna utilizzerà le offerte predefinite.

❑ Nel Cap. 4 del CdR vengono descritti ivincoli ai prezzi offerti dagli UdD ai fini della partecipazione alla Piattaforma RR. Tali prezzi dovranno esserenon negativie dovranno garantire laconvessità della curva di offertache sarà poi eventualmente utilizzata ai fini del MB.

(24)

❑ In (H-1) perl’ora H, Terna calcola per ciascuna UP l’incrementoed ildecrementomassimo che può essere attivato in∆t minuti (con∆t ≤30min) e mantenuto per almeno 60’

❑ I gradini di offerta in vendita (acquisto) sono determinati dalla proiezionedell’incremento di potenza massimo (minimo),rispetto al programma ex- ante, sulle offerte presentate sul mercato MB

Potenza (MW) PMAX2

PMIN2 PMAX1

PMIN₁ 0

PMAX

PMIN

t

H-1 H

30’

15’

30’

FASCIA 2

FASCIA 1 PVM

P_MSD GRADIENTE -

GRADIENTE +

∂P^-

Decremento possibile in 30’ rispetto a P_MSD

∂P⁺

Incremento possibile in 30’

rispetto a P_MSD

∂P⁺

Prezzo:

60 €/MWh

∂P^-

Prezzo:

50 €/MWh Ad ogni quantità a salire e/o scendere sarà

associato il prezzo comunicato dagli operatori, precedentemente validato

Calcolo delle quantità (sicurezza, vincoli tecnici)

In una fase di calcolo preliminare alcune quantità potrebbero essere soggette a delle limitazioni derivanti da:

▪ Vincoli tecnici delle unità

▪ Vincoli che impongono la presenza in servizio di una data unità

▪ Vincoli che impongono limitazioni in produzione (vincoli derivanti da delibere sui lavori)

▪ Quantità riservate nel MSD ex-ante per riserva terziaria rotante e per riserva secondaria Limitazioni al calcolo delle quantità

Ai fini della determinazione delle quantità da condividere sulla Piattaforma RR, Terna effettuerà inoltre delle analisi di sicurezzain condizioni N e N-1.

Le quantità calcolate saranno corrette per tenere conto anche delle limitazioni in esito a tali verifiche di sicurezza.

Verifica di Sicurezza

(25)

25

❑ Le offerte RR (quantità e prezzi)verranno inviate, insieme ai fabbisogni zonali orari [che corrisponderanno allo sbilanciamento atteso nella zona di mercato e nel periodo orario considerato],alla piattaforma RRche, dopo la fase di clearing, invierà a TERNA leofferte accettate. Sulla base di esse, verrà modificatoil Programma orario MSD (𝑃_𝑀𝑆𝐷(𝐻))per ottenere ilprogramma orario RR (𝑃_𝑹𝑹(𝐻))

❑ Il PV sarà il risultato della quartodorizzazione del Programma orario RR (𝑃𝑹𝑹) secondo le modalità definite nell’Allegato A.25 del CdR [Par.2.2.3 Calcolo del programma vincolante]

Calcolo PV RR e Comunicazione agli Operatori [Allegato A.25]

In caso di fallimento del processo di pubblicazione degli esiti (mancata pubblicazione entro h-30):

• News automatica sul portale GDR con comunicazione agli operatori del fallimento della pubblicazione

• Restavalidol’ultimo PV comunicato Fallback Pubblicazioni GDR

𝑃

_𝑅𝑅

(𝐻) = 𝑃

_𝑀𝑆𝐷

(𝐻) ± 𝑄𝑇𝐴

_{𝐴𝐶𝐶(𝑅𝑅)}

(H) 𝑃𝑉

_𝑅𝑅

𝐻 𝑞 =

^𝑃^𝑅𝑅^𝐻

4

+ ∆𝐸𝑄 𝑞, 𝐻 + ∆RQ(q,H)

Pubblicazioni GDR

Le pubblicazioni RR avverrannosoltantosulportale GDRtrah-34eh-30.

Verranno pubblicati:

• PV RR

• Offerte valide ed accettate RR

• Marginal Price

RR

(26)

Coordinamento tra MSD e Piattaforma RR

MGP MI

_ex-ante^MSD

Calcolo quantità accettate e riservate

Programma aggiornato cumulato Programma preliminare

cumulato

ora H

Programma finale cumulato, Programma MSD preliminare

cumulato, PV e PV preliminari

Bilanciamento nazionale

Calcolo programmi vincolanti

MGP MI

_ex-ante^MSD

Calcolo quantità accettate e riservate, calcolo programmi

+

ora H

Programma finale cumulato, Programma MSD preliminare cumulato,

PV provvisorio MSD

Bilanciamento nazionale Conversione delle offerte Piattaforma europea per lo scambio

di energia di bilanciamento dalle riserve di sostituzione (RR) Quantità offerte su

Piattaforma RR Quantità accettate su

Piattaforma RR

ora H-1

Programma vincolante (per l’ora H), PV provvisori (per le ore

successive)

Calcolo programmi vincolanti

ora H-30’

Interazione mercati versione AS-IS

Interazione mercati versione TO-BE

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➢ Stato di avanzamento dell’implementazione del Regolamento (UE) 2017/2195

➢ Progetto TERRE e principali caratteristiche della Piattaforma RR

➢ Coordinamento MSD-Piattaforma RR ed operatività

➢ Modifiche ai sistemi in uso degli UdD

➢ Parallel run nazionale della Piattaforma RR

➢ Q&A per Terna, Autorità e GME

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• Link:

https://secureproctest.terna.it/gwa-ui/

• Applicazione di riferimento per il parallel Run:

Gestione Dati Riservati (Parallel)

Nella Dashboard:

▪ Il numero di sessioni MBè stato esteso a 24 (*)

▪ È stato aggiunto il mercato RR con ulteriori 24sessioni (*)

(*) 25 nell’ultima domenica di

Gestione Dati Riservati – Interfaccia Web (1/3)

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Nella pagina Downloadpresente nella sezione Funzionalitàsono state aggiunte le voci:

▪ Programmi vincolanti provvisori MSD, contiene il programma vincolante prima dell’esecuzione del run della Piattaforma RR

▪ Programmi Vincolanti, contiene il programma vincolante definitivo che tiene conto anche delle quantità accettate sulla Piattaforma RR

▪ Es. Nome file 20201025_RR12H_UP_PROVA_1_OPERATORE.xml

▪ Offerte valide e accettate RR, contiene le offerte accettate sulla Piattaforma RR

▪ Es. Nome file QtyValidReservedRR_OPERATORE_MRR7_20201025_7.xml

▪ Marginal Price RR, report e file xml relativo al clearing price su una determinata ora di riferimento

Gestione Dati Riservati – Interfaccia Web (2/3)

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Nella pagina Clearing Price presente sotto la sezione Monitoring, è possibile visualizzare graficamente l’andamento giornaliero del prezzo di equilibrio differenziato per zona di mercato

Cliccando sull’icona informativa si accede alla sezione per scaricare i manualiper GdR Front-End e Web Service

N.B. L’abilitazione a GDR parallel verrà fatta solo a ridosso dell’inizio dei test. I manuali sono comunque scaricabili, nelle stesse modalità (Data Pubblicazione più recente), da GDR di collaudo.

Gestione Dati Riservati – Interfaccia Web (3/3)

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Differenze tra PVe PV_RR

▪ Valorizzazione del tag Market:

PV →MSD1 … MSD6 PV_RR →MRR1 … MRR24 (*)

(*) Nei giorni di cambio ora il valore di fine giornata potrà assumere:

▪ MRR23 (ultima domenica di marzo)

▪ MRR25 (ultima domenica di ottobre)

Due nuovi Typeprevisti per l’invocazione del Web Service listFiles:

1. <type>PV_RR</type> → Programmi Vincolanti a valle del processo RR

2. <type>OffValideAccettateRR</type> → Quantità valide e riservate nel processo RR

Gestione Dati Riservati – Web Services (1/2)

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Gestione Dati Riservati – Web Services (2/2)

Differenze tra QtyValidReservedMB e OffValideAccettateRR

▪ Valorizzazione del tag Market:

Prima del go-live TERRE:

QtyValidReservedMB →MB1 … MB6

A partire dal go-live TERRE:

QtyValidReservedMB →MB1 … MB24 (*) OffValideAccettateRR → MRR

(*) Nei giorni di cambio ora il valore di fine giornata potrà assumere:

▪ MB23(ultima domenica di marzo)

▪ MB25(ultima domenica di ottobre)

▪ QtyValidReservedMB: rimosso tag ReservedQuantity

▪ OffValideAccettateRR: l’unico BidAwardComponent previsto è quello denominatoBidAwardComponentRR

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➢ Stato di avanzamento dell’implementazione del Regolamento (UE) 2017/2195

➢ Progetto TERRE e principali caratteristiche della Piattaforma RR

➢ Coordinamento MSD-Piattaforma RR ed operatività

➢ Modifiche ai sistemi in uso degli UdD

➢ Parallel run nazionale della Piattaforma RR

➢ Q&A per Terna, Autorità e GME

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Cronoprogramma dal 1^ giorno della settimana al Giovedì

• MGP: apertura seduta e informazioni preliminari ore 9:30, esiti 10:30

• MSD1: Offerte 11:30, Esiti 13:30

Cronoprogramma dal 2^ giorno della settimana al venerdì

• Offerte MB ed offerte RR 0-24

• Esiti RR 0-24

Piano del Parallel Run

Ottobre Novembre Dicembre

PARALLEL RUN

TERNA

GME

UdD

10 – 13 Nov prove di offerte

MB ed RR tra UdD→GME

→TERNA

23 – 26 Nov MGP e MSD1

24 – 27 Nov RR ed MB 0-24

30 Nov– 3 Dic MGP e MSD1

1 – 4 Dic RR ed MB 0-24

9 – 10 Dic MGP e MSD1

10 – 11 Dic RR ed MB 0-24

14 – 17 Dic MGP e MSD1 (*)

15 – 18 Dic RR ed MB 0-24

21 – 22 Dic MGP e MSD1 (*)

22 – 23 Dic RR ed MB 0-24

Piattaforma RR

2 - 13 Nov

Verifica da parte degli UdD dei certificati per l’ambiente di collaudo

Entro 13 Nov:

Abilitazione UdD 30 Ott:

Webinar

26-30 02-06 09-13 16-20 23-27 30-04 07-11 14-18 21-23

16 – 19 Nov MGP e MSD1

17 – 20 Nov RR ed MB 0-24

Le ultime quattro settimane è aperta la partecipazione al collaudo anche dei TSO esteri:

SG, REE, REN, NG, RTE TSO Esteri

(*) Si potrebbero aggiungere ulteriori sessioni di MI ed MSD.

Sarà cura di TERNA e GME provvedere alla comunicazione Durante il periodo di Parallel la configurazione zonale

utilizzata saràquella valida a partire dal 1-1-2021

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Esempio - Organizzazione Parallel Run Giorno di mercato RR: Martedì 17/11/2020

Per il corretto svolgimento delle sedute RR in un dato giorno di mercato, sono necessarie delle azioni propedeutiche il giorno precedente → Esecuzione del mercato MGP e del mercato MSD1.

Per esempio, per il giorno di mercato 17/11/2020 si avrà:

Giorno D-1 (16/11/2020)

MGP

Apertura seduta e informazioni preliminari 9:30 Esiti 10:30

MSD 1

Presentazione Offerte 11:30 Esiti 13:30

Giorno D (17/11/2020)

RR

Presentazione Offerte 0-24 secondo le tempistiche stabilite Esiti 0-24

MB

Presentazione Offerte 0-24 secondo le tempistiche stabilite

Esiti 0-24

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Informazioni utili per il Parallel Run

GUI GDR di Parallel → https://secureproctest.terna.it/gwa-ui/

• Solo per le prove di «parallel RUN», selezionare applicazione GESTIONE DATI RISERVATI (PARALLEL)

• Il certificato personale (.epf) da utilizzare per l’accesso è lo stesso assegnato per GDR di collaudo

• Verificare entro il 13/11/2020 la validità dei certificati di collaudo con Call Center Operatori Elettrici

End Point WS di Parallel → https://secureproctest.terna.it/gdr-ws-par/ws/wsgdr/Publications

• Il certificato (.p12) da utilizzare per l’invocazione è lo stesso assegnato per GDR di collaudo

• Verificare entro il 13/11/2020 la validità del certificato di collaudo con Call Center Operatori Elettrici

Wsdl di Parallel → https://secureproctest.terna.it/gdr-ws/ws/wsgdr/Publications.wsdl

Deploy Window→ Durante le prove in «parallel RUN» Terna si riserva la possibilità di patching dei sistemi informativi tutti i giorni lavorativi nella finestra 18:00 - 19:00. Potrebbero pertanto verificarsi malfunzionamenti in questa fascia oraria.