Italiens Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) ändert, wie Erzeugungs-, Verbrauchs- und Speicherressourcen am Dispatching teilnehmen. Bei einem Projekt für dezentrale Flexibilität lautet die erste Planungsfrage nicht, welcher Zähler installiert werden soll. Zuerst ist zu klären, welcher Markteinheit der Standort angehört, wer welche Verantwortung trägt und welchen Datensatz Terna zur Bewertung der Erbringung heranzieht.
Die geltenden Regeln unterscheiden zwischen nodaler und zonaler Aggregation, Energieposition und Regelenergieleistung sowie betrieblicher Telemetrie und Marktbilanzierung. Ein Gebäude oder Industriestandort kann die betriebliche Nachweiskette unterstützen. Sein lokaler Zähler ist dadurch jedoch nicht automatisch Ternas zugelassene Messung oder Steuerungsschnittstelle.
Die Konsolidierungsphase gilt jetzt
TIDE trat am 1. Januar 2025 in mehreren Stufen in Kraft. Die vereinfachte Übergangsphase lief bis zum 31. Januar 2026. Die Konsolidierungsphase begann am 1. Februar 2026.
ARERA-Beschluss 566/2025/R/eel beschreibt die Konsolidierung als nahezu vollständige Umsetzung von TIDE. Er nennt Ausnahmen, darunter die vollständige marktbasierte Beschaffung der Frequency Containment Reserve (FCR) und die Trennung der BSP- und BRP-Rollen bei Anlagen, die für die Systemsicherheit wesentlich sind. Außerdem hält er Umsetzungsarbeiten fest, die mit späteren Aktualisierungen des Netzregelwerks fortgeführt werden können.
Ternas öffentliche TIDE-Erläuterung beschreibt eine dritte und letzte Regelphase nach dem 31. Dezember 2026. Der spätere ARERA-Beschluss präzisiert deren rechtlichen Beginn: Die Regelphase beginnt an einem von Terna später festzulegenden Datum. Der 1. Januar 2027 darf nicht als bestätigter Umstellungstermin behandelt werden, solange ihn kein geltender Rechtsakt von ARERA oder Terna festlegt.
Zum 6. Oktober 2026 bilden daher die Konsolidierungsphase und das geltende Netzregelwerk die operative Planungsgrundlage. Der am 2. Oktober 2026 veröffentlichte ARERA-Beschluss 339/2026/R/eel bestätigte vorgeschlagene Änderungen des Regelwerks für die Teilnahme von UVAZ an der PICASSO-Plattform. Dieser Beschluss ist Anlass, das umgesetzte Regelwerk und die Mitteilungen an Marktteilnehmer zu prüfen. In einer Standortspezifikation darf daraus kein vermuteter Starttermin abgeleitet werden.
BRP und BSP tragen unterschiedliche Verantwortung
TIDE trennt die kommerzielle Energieposition von der Erbringung einer Systemdienstleistung.
| Rolle | Verantwortung nach der TIDE-Struktur | Benötigte Standortinformationen |
|---|---|---|
| Balance Responsible Party (BRP) | Verwaltet Fahrpläne und Energieposition und trägt die daraus entstehende Bilanzkreisverantwortung | Erwartete Erzeugung oder erwarteter Verbrauch des Standorts sowie Änderungen, die die gemeldete Position beeinflussen |
| Balancing Service Provider (BSP) | Präqualifiziert geeignete Einheiten, gibt Angebote für Systemdienstleistungen ab und verantwortet angenommene Regelenergie- oder Redispatch-Abrufe | Verfügbare positive und negative Flexibilität, Leistungsgrenzen, aktueller Zustand, Abrufbestätigung und erbrachte Reaktion |
| Eigentümer oder Betreiber der Ressource | Betreibt die Anlage innerhalb der Anschluss-, Sicherheits-, Prozess- und Vertragsgrenzen | Lokale Messwerte, Anlagenzustand, Betriebsgrenzen, Hoheit über Sollwerte und Übersteuerungsstatus |
| Terna | Führt das nationale Dispatching durch, wendet das Netzregelwerk an, empfängt Markt- und Leitsystemdaten und rechnet die maßgeblichen Aktivierungen ab | Fahrpläne, Angebote, gegebenenfalls Baseline, zugelassene Messwerte und dienstspezifischer Datenpfad |
Dasselbe Unternehmen kann mehrere Rollen wahrnehmen, die Datensätze bleiben jedoch getrennt. Ein BSP-Abruf kann die physische Leistung ändern und eine Abweichung von der Energieposition des BRP erzeugen. Verträge und Abrechnungsverfahren bestimmen den Umgang damit. Eine Standortsteuerung darf den Fahrplan oder die Abrechnungsposition des BRP nicht allein aus einer Dispatch-Nachricht ableiten.
In der Konsolidierungsphase wurden BRP und BSP für die meisten Ressourcen getrennt. Wesentliche Anlagen bleiben eine ausdrücklich genannte Ausnahme, solange die betreffenden Regelungen abgeschlossen werden. Maßgeblich sind die Verträge der konkreten Einheit; die allgemeine Trennung darf nicht pauschal auf jede Anlage übertragen werden.
UVAN ist nodal, UVAZ ist zonal
Ternas geltendes Kapitel 4 verwendet zwei Strukturen aktivierter virtueller Einheiten für die Aggregation.
UVAN
Eine Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN) kann geeignete Erzeugungseinheiten (UP) und Verbrauchseinheiten (UC) für Redispatch und für Regelenergieleistungen zusammenfassen, deren technische Anforderungen sie erfüllt. Die Ressourcen müssen an einem relevanten Übertragungsnetzknoten angeschlossen oder diesem zugeordnet sein oder an benachbarten Knoten liegen, denen Terna eine ähnliche Sensitivität im umliegenden Netz bestätigt. Ein BSP verwaltet das Aggregat.
Diese nodale Grenze ist wichtig, weil Redispatch neben der nationalen Energiebilanz auch Netzbedingungen berücksichtigt. Zwei Standorte in derselben Gebotszone bilden nicht automatisch eine UVAN. Werden verschiedene benachbarte Knoten vorgeschlagen, bestätigt Terna die Abgrenzung.
UVAZ
Eine Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ) fasst geeignete UP und UC innerhalb einer Gebotszone für Regelenergieleistungen zusammen. Kapitel 4 bestimmt, dass eine auf diesem Weg einbezogene UP keine Speicherressource im Sinne des Gesetzesdekrets 210/2021 betreffen darf. Ausgeschlossen sind außerdem Einheiten, die bereits als UAS oder UnAP eingerichtet oder einer UVAN zugeordnet sind. Ein BSP verwaltet das Aggregat.
Das geltende Regelwerk begrenzt eine UVAZ außerdem so, dass ihre Ressourcen gemeinsam die Wirkleistung absolut um höchstens 30 MW modulieren können. Dies ist eine Obergrenze für das Aggregat und keine Zusage, dass ein kleineres Portfolio zugelassen wird. Jeder angeforderte Dienst hat eigene technische Anforderungen und eine eigene Mindestmodulationsfähigkeit; anschließend folgt Ternas Präqualifikationsverfahren.
Eine UVAZ benötigt validierte aggregierte Messdaten mit mindestens viertelstündlicher Auflösung, eine rund um die Uhr besetzte physische Leitstelle und die Geräte, die Ternas Leitsystemen gemäß den Anhängen A.6 und A.81 Informationen liefern. Dies sind Pflichten des BSP und der Marktschnittstelle. Ein separates Gebäudeenergiemanagement erfüllt sie nicht allein dadurch, dass es sich am selben Standort befindet.
Die Baseline hängt von der Aggregationsart ab
Der Imbalance Settlement Period (ISP) dauert 15 Minuten. Kapitel 7 legt für jede Struktur aktivierter Einheiten eine andere Abrechnungsbaseline fest:
| Einheit | Für die Abrechnung verwendete Baseline |
|---|---|
| UAS | Der für diese UAS im ISP registrierte endgültige Fahrplan |
| UVAN | Die Summe der endgültigen Fahrpläne der dieser UVAN untergeordneten UVN im ISP |
| UVAZ | Die vom BSP für den ISP übermittelte aggregierte Baseline, angepasst um die von Terna berechnete Korrektur |
Für eine UVAZ definiert Kapitel 4 die übermittelte Baseline als beste Schätzung des BSP für die gesamte Netzeinspeiseleistung der untergeordneten Punkte in jedem ISP. Der BSP kann sie zwischen der Öffnung der MB-Angebotsabgabe und 27 Minuten vor Beginn des ISP übermitteln. Liegt sie bis zu dieser Frist nicht vor, steht die UVAZ in diesem ISP nicht für Regelenergie zur Verfügung.
Die Angabe von 27 Minuten wird leicht falsch verwendet. Sie bezeichnet die Frist vor dem ISP für die UVAZ-Baseline. Sie ist weder Abtastintervall eines Zählers noch Reaktionszeit einer Regelenergieleistung, Ereignisdauer oder Erlaubnis, lokale Maßnahmen zu verzögern. Diese Anforderungen ergeben sich aus den einschlägigen Dienst-, Präqualifikations- und Leitsystemregeln.
Kapitel 7 korrigiert anschließend die übermittelte UVAZ-Baseline für die Abrechnung. Die Korrektur verwendet die Differenz zwischen gemessener aggregierter Leistung und übermittelter Baseline in den nächstliegenden vorherigen aufeinanderfolgenden ISP, welche die Bedingung erfüllen, dass der absolute angenommene Netto-MBR-Wert unter 0,5 MW liegt. Es werden höchstens acht vorherige ISP verwendet. Bei jeweils 15 Minuten sind das höchstens zwei Stunden geeigneter vorheriger Intervalle; es können auch weniger Intervalle geeignet sein.
Bei einer angenommenen positiven Menge berücksichtigt die Korrektur nur eine positive mittlere Abweichung, bei einer angenommenen negativen Menge nur eine negative mittlere Abweichung. Verbindlich bleibt Ternas Abrechnungsverfahren nach Kapitel 7.
Drei getrennte Datensätze anlegen
Eine sinnvolle Standortplanung verbindet Markt-, Steuerungs- und Messdatensätze über Identität und Zeit, ohne sie gleichzusetzen.
- Marktdatensatz. Einheit, BSP, BRP, ISP, Fahrplan oder übermittelte Baseline, Angebot, angenommene Menge und Ternas Abrechnungsergebnis speichern.
- Steuerungsdatensatz. Am Standort eingegangene Anforderung, Zeitstempel, Bestätigung, angeforderte Richtung und Höhe, steuerndes System, lokale Begrenzung, Übersteuerung und endgültigen Befehl an die Ressource speichern.
- Messdatensatz. Leistung an der vereinbarten Grenze, gegebenenfalls separat gemessene Ressourcenleistung, Zeitstempel, Intervall, Einheit, Vorzeichenkonvention, Gültigkeit und Status fehlender Daten speichern.
In allen drei Datensätzen dieselbe Ereigniskennung verwenden. Sowohl den Ausgabezeitpunkt des Befehls als auch den Zeitpunkt der Leistungsänderung speichern. Einen fehlenden Wert als fehlend bewahren. Null ist ein gemessener Betriebswert und darf eine Kommunikationslücke nicht ersetzen.
Der Leitfaden zu Betriebs- und Abrechnungsmessung erklärt, warum ein Unterzähler am Standort und der offizielle Marktdatensatz berechtigt voneinander abweichen können. Der Standortdatensatz dient der Diagnose innerhalb der Grenze. Die zugelassene Marktmessung und die Baseline bestimmen das Abrechnungsergebnis.
Beispiel einer Nachweiskette am Standort
Ein Kühlhaus sei Teil eines Aggregats. Seine normale Bezugsleistung vor einem Ereignis beträgt 620 kW. Der BSP fordert für einen 15-minütigen ISP eine Reduzierung um 180 kW an. Die Kälteanlagensteuerung akzeptiert eine Grenze von 150 kW, weil die Raumtemperaturgrenze die letzten 30 kW verhindert.
Der Ereignisdatensatz sollte Folgendes enthalten:
- die BSP-Anforderung über 180 kW und den betreffenden ISP;
- die von der Steuerung akzeptierte Grenze von 150 kW und deren Ursache;
- die während des gesamten Intervalls an der vereinbarten Standortgrenze gemessene Leistung;
- den zur Erklärung der lokalen Reaktion verwendeten Verdichter- und Temperaturzustand; und
- die Rückkehr zum Normalbetrieb nach dem Ereignis.
Das Beispiel weist die Markterbringung nicht durch Subtraktion von 150 kW von 620 kW nach. Angenommene Marktmenge, maßgebliche Baseline, Terna-Korrektur und zugelassene Aggregatmessung bestimmen weiterhin die Abrechnung. Der Betriebsdatensatz erklärt, warum der Standort die gemessene Reaktion erbracht hat und nicht sicher mehr leisten konnte.
Lokale Steuerung innerhalb der Anlagengrenze halten
Der BSP kann eine Änderung anfordern, doch der Standort bleibt für den sicheren Betrieb verantwortlich. Für jeden beschreibbaren Sollwert ist genau ein führendes System festzulegen. Geräteschutz, Anschlussgrenzen, BMS-Verriegelungen, Ladezustandsgrenzen der Batterie, Prozessgrenzen und manuelle Übersteuerungen bleiben wirksam.
Für jeden Dispatch-Pfad ist festzuhalten:
- wer die Teilnahme aktivieren oder deaktivieren darf;
- welches System die Wirkleistungs- oder Lastgrenze schreiben kann;
- welcher Bereich und welche Änderungsgeschwindigkeit zulässig sind;
- wie die Ressource die Anforderung bestätigt;
- welcher Messpunkt die Erbringung bestätigt;
- was bei Kommunikationsverlust geschieht; und
- wie die Ressource ohne Rückprallspitze in ihren normalen Fahrplan zurückkehrt.
Vor der Fernsteuerung die Verriegelungs- und Fehlermatrix für die lokale Steuerung verwenden. Ein Marktauftrag darf keinen Schutz umgehen und nicht zwei Steuerungen um denselben Sollwert konkurrieren lassen.
Die Rolle von EpiSensor
EpiSensor kann betriebliche Messungen für den Eigentümer und genehmigte Integrationen für flexible Lasten, Generatoren und Batterien bereitstellen. Strommonitore können die flexible Ressource vom übrigen Standortbedarf trennen. Ein Gateway mit Edge kann mit Zeitstempeln versehene Intervalldaten, Anlagenzustände, Steuerungsanforderungen und Bestätigungen am Standort speichern und genehmigte Daten über MQTT oder HTTPS an die Plattform des BSP senden.
Ist eine lokale Maßnahme vereinbart, kann eine Lastmanagementsteuerung eine geeignete Last über ein Relais abwerfen oder einen genehmigten Sollwert an eine kompatible Anlage übergeben. Steuerung, Schutz und Verriegelungen der Ressource bleiben maßgeblich. Die Lastmanagementlösung zeigt dieses standortseitige Muster.
Dieses standortseitige System präqualifiziert keine UP oder UC, bildet keine UVAN oder UVAZ, handelt nicht als BRP oder BSP, berechnet nicht Ternas Abrechnung und zertifiziert nicht die Einhaltung der Anhänge A.6 oder A.81. Es darf nicht als Ternas zertifizierter Telemetriepfad bezeichnet werden, sofern nicht die vollständige BSP-Auslegung nach den geltenden Anforderungen bewertet und akzeptiert wurde.
Vor der Beschaffung ist vom BSP eine schriftliche Spezifikation für Aggregat, Dienst, Messgrenze, Vorzeichenkonvention, Abtastung und Übertragung, Leitsystemschnittstelle, Verfügbarkeitsprozess und Ereignisnachweise einzuholen. Anschließend ist jeder benötigte Datenpunkt der genehmigten Standortschnittstelle zuzuordnen. System Builder kann diese Bestandsaufnahme unterstützen, nachdem Markt- und Steuerungsgrenzen festgelegt sind.
Häufige Fragen
Was änderte sich nach TIDE am 1. Februar 2026?
Italien trat in die TIDE-Konsolidierungsphase ein. Bei den meisten Ressourcen kann der für Fahrpläne und Bilanzabweichungen verantwortliche BRP vom BSP getrennt sein, der Angebote und Erbringung von Systemdienstleistungen verantwortet. ARERA beschreibt die Phase als nahezu vollständige Umsetzung mit festgelegten Ausnahmen und noch ausstehenden Schritten.
Was ist der Unterschied zwischen UVAN und UVAZ?
Eine UVAN ist eine nodale aktivierte virtuelle Einheit. Sie kann geeignete Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten an einem Übertragungsnetzknoten oder an benachbarten Knoten zusammenfassen, denen Terna eine ähnliche Netzsensitivität bestätigt. Eine UVAZ ist eine zonale aktivierte virtuelle Einheit mit geeigneten Ressourcen in einer Gebotszone. Jedes Aggregat hat einen BSP und muss die technischen Regeln des angeforderten Dienstes erfüllen.
Wer liefert die Baseline für ein italienisches Flexibilitätsaggregat?
Bei einer UVAN ist die Abrechnungsbaseline die Summe der endgültigen Fahrpläne der untergeordneten UVN. Bei einer UVAZ übermittelt der BSP für jeden 15-minütigen ISP seine beste Schätzung der aggregierten Nettoleistung. Terna wendet anschließend die in Kapitel 7 des Netzregelwerks definierte Abrechnungskorrektur an.
Ist die UVAZ-Baseline 27 Minuten nach einem Abruf fällig?
Nein. Nach dem geltenden Kapitel 4 endet die Frist 27 Minuten vor Beginn des betreffenden ISP. Sie betrifft die Marktbaseline und ist weder Telemetrie-Abtastrate noch Dispatch-Reaktionszeit oder Toleranz für lokale Steuerung. Versäumt der BSP die Frist, steht die UVAZ in diesem ISP nicht für Regelenergie zur Verfügung.
Kann EpiSensor einen Standort präqualifizieren oder zertifizierte Terna-Telemetrie liefern?
Nein. Die Präqualifikation obliegt nach dem geltenden TIDE- und Netzregelwerksverfahren dem BSP und Terna. Ternas vorgeschriebener Leitsystempfad richtet sich nach den technischen Dokumenten einschließlich der Anhänge A.6 und A.81. EpiSensor kann getrennte betriebliche Messungen für den Eigentümer, lokale Datensätze und genehmigte Integration liefern; diese dürfen aber nicht als zertifizierte TSO-Schnittstelle oder offizieller Abrechnungszähler dargestellt werden.