Dal 1° febbraio 2026 debutta la fase di consolidamento del TIDE: aste a termine per la FCR, requisiti minimi di capacità, sanzioni più stringenti e nuove modalità di gestione delle UVAN. Cosa devono fare gli operatori per adeguarsi?
Il sistema elettrico italiano si prepara a una significativa trasformazione operativa. Dal 1° febbraio 2026, entrerà in vigore la fase di consolidamento del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), versione 4. La novità più rilevante è l’introduzione di procedure di mercato specifiche e di un obbligo di offerta per l’approvvigionamento della Frequency Containment Reserve (FCR), la riserva essenziale per il contenimento della frequenza di rete. È quanto emerso nel corso del webinar di Terna che ha spiegato agli operatori le modifiche da apportare ai propri sistemi.
TUTTO SULLE NUOVE ASTE FCR DEL TIDE
Il passaggio al sistema delle aste FCR sarà in due fasi. Dal 1 febbraio al 31 luglio 2025 le bande di riserva gratuite saranno operative, mentre le aste garantiranno solo il fabbisogno aggiuntivo. Successivamente, dal 1° agosto 2026 al 31 dicembre 2027 le bande gratuite verranno progressivamente ridotte.
In particolare, il nuovo Tide introduce l’obbligo di offerta a partire dal 1° maggio 2026 per i BSP delle unità obbligatoriamente abilitate. La partecipazione alle aste è aperta a tutti i BSP (Balancing Service Provider) delle Unità Abilitate (UAS/UVA). Per il Continente e la Sicilia (se in sincronismo), il fabbisogno da approvvigionare in asta sarà calcolato come il massimo tra il 10% del fabbisogno SO GL (System Operation Guideline) e la quota non coperta dalle bande obbligatorie gratuite.
Il nuovo mercato a termine si svolgerà il giorno precedente al periodo di consegna. Le aste riguarderanno ciascun Intervallo di Sviluppo Programma (ISP) e ciascuna zona. Gli operatori potranno presentare le offerte tra le 10:00 e le 16:20 del giorno precedente alla procedura competitiva. Gli esiti delle aste, invece, saranno comunicati alle 16:30. Terna selezionerà le offerte con un prezzo pari o inferiore al premio di riserva e le proposte vincenti saranno remunerate secondo il criterio del system marginal price.
Entro 30 minuti dal termine di invio delle offerte, il gestore pubblicherà l’elenco degli Integrated Scheduling Process critici, intervalli in cui è probabile il ricorso al taglio della produzione. In queste linee e punti della rete di trasmissione nazionale le unità rinnovabili non programmabili saranno obbligatoriamente abilitate.
TIDE, I REQUISITI E LE SANZIONI DELLE ASTE FCR
Le UAS/UVA selezionate dovranno riservare la capacità impegnata. Le unità obbligatoriamente abilitate devono offrire almeno 0,8 MW, pari al minimo tra il margine disponibile e la quantità BFCR,max (il contributo di potenza per variazioni di 200 mHz). Al contrario, le unità volontariamente abilitate dovranno offrire un minimo di 1 MW. Se un’unità non garantirà la capacità assicurata, non verrà remunerata e riceverà una sanzione proporzionale alla differenza tra l’ultima offerta accettata a salire e l’ultima accettata a scendere, moltiplicata per la capacità non resa disponibile.
GESTIONE RISORSE VIRTUALI E RINNOVABILI CRITICHE
Terna ha chiarito anche le interazioni e le responsabilità nella gestione delle Unità Virtuali Abilitate alla Nominazione (UVAN) e la gestione degli impianti da fonti rinnovabili non programmabili (FER-X). L’operatore è responsabile della ripartizione degli Intervalli di Fattibilità (IF) delle UVAN sulle Unità Virtuali Nominate (UVN). Terna calcola il programma base dell’UVAN sommando le nomine delle UVN. Lo stesso gestore recepisce dal BSP la ripartizione degli IF e li invia al GME (Gestore dei Mercati Energetici). A sua volta, il GME applica il cosiddetto stretching.
LE MODIFICHE AI DATI DI SCAMBIO DEL BILANCIAMENTO (BDE)
Il nuovo Tide prevede anche modifiche ai Dati di Scambio del Bilanciamento (BDE) per offrire un maggiore grado di libertà nella definizione delle variazioni di potenza, in risposta alla crescente installazione di impianti ad elevate performance. In primo luogo, è stata introdotta la possibilità di utilizzare, per la modulazione derivante da ordini del Mercato di Bilanciamento (MB), un valore di gradiente (MW/min) inferiore rispetto al dato tecnico massimo comunicato. Inoltre, il formato dei “Comandi di Bilanciamento” è stato aggiornato per permettere la comunicazione dei valori di gradiente da utilizzare per ogni fascia di funzionamento.
