Le Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) italien modifie la participation des moyens de production, de consommation et de stockage au dispatching. Pour un projet de flexibilité distribuée, la première question de conception n’est pas le choix du compteur. Il faut d’abord déterminer l’unité de marché à laquelle appartient le site, la partie responsable de chaque fonction et l’enregistrement que Terna utilisera pour évaluer la prestation.
Les règles en vigueur distinguent l’agrégation nodale de l’agrégation zonale, la position énergétique du service d’équilibrage, et la télémétrie opérationnelle du règlement de marché. Un bâtiment ou un site industriel peut contribuer à la chaîne de preuves opérationnelles, mais son compteur local ne devient pas automatiquement la mesure ou l’interface de conduite agréée par Terna.
La phase de consolidation est en vigueur
Le TIDE est entré en vigueur le 1er janvier 2025 selon une mise en œuvre progressive. La phase transitoire simplifiée s’est achevée le 31 janvier 2026. La phase de consolidation a commencé le 1er février 2026.
La délibération ARERA 566/2025/R/eel décrit la consolidation comme une mise en œuvre presque complète du TIDE. Elle recense des exceptions, notamment l’approvisionnement intégral par le marché de la Frequency Containment Reserve (FCR) et la séparation des rôles de BSP et de BRP pour les installations essentielles à la sûreté du système. Elle relève également des travaux de mise en œuvre susceptibles de se poursuivre dans des versions ultérieures du Code de réseau.
La présentation publique du TIDE par Terna décrit une troisième et dernière phase, dite de régime, après le 31 décembre 2026. La délibération ultérieure de l’ARERA précise son point de départ juridique : la phase de régime commencera à une date que Terna fixera ultérieurement. Le 1er janvier 2027 ne doit pas être considéré comme une date de bascule confirmée, sauf si un acte en vigueur de l’ARERA ou de Terna l’a fixée.
Au 6 octobre 2026, la phase de consolidation et le Code de réseau en vigueur constituent donc la base opérationnelle de planification. La délibération ARERA 339/2026/R/eel, publiée le 2 octobre 2026, a vérifié les modifications proposées du Code relatives à la participation des UVAZ à la plateforme PICASSO. Cette décision doit conduire à vérifier le Code effectivement mis en œuvre et les avis aux opérateurs. Elle ne doit pas être convertie en date présumée de mise en service dans les spécifications d’un site.
Le BRP et le BSP ont des responsabilités distinctes
Le TIDE sépare la position énergétique commerciale de la fourniture d’un service auxiliaire.
| Rôle | Responsabilité dans la structure du TIDE | Informations nécessaires en provenance du site |
|---|---|---|
| Balance Responsible Party (BRP) | Gère les nominations et la position énergétique et assume la responsabilité d’écart qui en résulte | Production ou consommation prévue du site et toute modification affectant la position nominée |
| Balancing Service Provider (BSP) | Qualifie les unités admissibles, soumet les offres de services auxiliaires et répond des activations acceptées pour l’équilibrage ou le redispatching | Flexibilité disponible à la hausse et à la baisse, limites du service, état courant, accusé de réception de l’ordre et réponse fournie |
| Propriétaire ou exploitant de l’actif | Exploite l’équipement dans les limites de raccordement, de sécurité, de procédé et de contrat | Mesures locales, état de l’équipement, contraintes d’exploitation, système maître de la consigne et état des dérogations |
| Terna | Assure le dispatching national, applique le Code de réseau, reçoit les informations de marché et des systèmes de conduite et règle les activations concernées | Nominations, offres, baseline lorsqu’elle est requise, mesures agréées et chemin de données propre au service |
Une même entreprise peut exercer plusieurs rôles, mais les enregistrements restent distincts. Une instruction du BSP peut modifier la puissance physique et créer un écart par rapport à la position énergétique du BRP. Les contrats et le processus de règlement déterminent le traitement de cet effet. Le contrôleur du site ne doit pas déduire le programme ou la position de règlement du BRP du seul message de dispatching.
La phase de consolidation a séparé les rôles de BRP et de BSP pour la plupart des ressources. Les installations essentielles demeurent une exception explicite pendant l’achèvement des dispositifs correspondants. Il faut vérifier les contrats de l’unité concernée plutôt que d’appliquer la séparation générale à toute installation.
L’UVAN est nodale et l’UVAZ est zonale
Le chapitre 4 en vigueur de Terna définit deux structures d’unités virtuelles habilitées pour l’agrégation.
UVAN
Une Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN) peut agréger des unités de production (UP) et de consommation (UC) admissibles pour le redispatching et pour les services d’équilibrage dont elle satisfait les exigences techniques. Les ressources doivent être raccordées ou rattachables à un seul nœud pertinent du réseau de transport, ou à des nœuds voisins dont Terna reconnaît une sensibilité similaire sur le réseau environnant. Un seul BSP gère l’agrégat.
Ce périmètre nodal est important, car le redispatching tient compte des contraintes du réseau en plus de l’équilibre énergétique national. Deux sites situés dans la même zone de marché ne constituent pas automatiquement une UVAN. Lorsque plusieurs nœuds voisins sont proposés, Terna valide le périmètre.
UVAZ
Une Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ) agrège des UP et UC admissibles dans une même zone de marché pour les services d’équilibrage. Le chapitre 4 indique qu’une UP intégrée par cette voie ne doit pas concerner une ressource de stockage au sens du décret législatif 210/2021. Il exclut aussi les unités déjà constituées en UAS ou UnAP ou incluses dans une UVAN. Un seul BSP gère l’agrégat.
Le Code en vigueur limite également chaque UVAZ de sorte que l’ensemble de ses ressources ne puisse moduler la puissance active de plus de 30 MW en valeur absolue. Il s’agit d’une limite supérieure de l’agrégat, et non de la garantie qu’un portefeuille plus petit sera qualifié. Chaque service demandé possède ses propres exigences techniques et sa capacité minimale de modulation, puis fait l’objet de la procédure de qualification de Terna.
Une UVAZ doit disposer de données de mesure agrégées validées avec une granularité au moins quart-horaire, d’un point de conduite physique occupé en permanence, 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7, et des équipements nécessaires pour transmettre des informations aux systèmes de conduite de Terna conformément aux annexes A.6 et A.81. Ces obligations incombent au BSP et à l’interface de marché. Un système distinct de gestion énergétique du bâtiment ne les satisfait pas du seul fait qu’il se trouve sur le même site.
La baseline dépend du type d’agrégation
L’Imbalance Settlement Period (ISP) dure 15 minutes. Le chapitre 7 définit une baseline de règlement différente pour chaque structure d’unité habilitée :
| Unité | Baseline utilisée pour le règlement |
|---|---|
| UAS | La nomination définitive enregistrée pour cette UAS pendant l’ISP |
| UVAN | La somme des nominations définitives des UVN rattachées à cette UVAN pendant l’ISP |
| UVAZ | La baseline agrégée transmise par le BSP pour l’ISP, ajustée par la correction calculée par Terna |
Pour une UVAZ, le chapitre 4 définit la baseline transmise comme la meilleure estimation par le BSP de la puissance nette totale injectée par les points sous-jacents pour chaque ISP. Le BSP peut la communiquer entre l’ouverture du dépôt des offres sur le MB et 27 minutes avant le début de l’ISP. Si elle n’est pas reçue avant cette échéance, l’UVAZ est indisponible pour l’équilibrage pendant cet ISP.
La valeur de 27 minutes se prête aux contresens. Il s’agit de l’échéance précédant l’ISP pour la baseline UVAZ. Ce n’est ni l’intervalle d’échantillonnage d’un compteur, ni le temps de réponse d’un service d’équilibrage, ni la durée d’un événement, ni l’autorisation de retarder l’action locale. Ces exigences découlent des règles applicables au service, à la qualification et au système de conduite.
Le chapitre 7 corrige ensuite la baseline UVAZ transmise aux fins du règlement. La correction utilise l’écart entre la puissance agrégée mesurée et la baseline transmise lors des ISP consécutifs antérieurs les plus proches qui respectent la condition prévue : la valeur absolue de la quantité nette acceptée sur le MBR est inférieure à 0,5 MW. Huit ISP antérieurs au maximum sont utilisés. À 15 minutes chacun, cela représente au plus deux heures d’intervalles antérieurs admissibles, même si le nombre d’intervalles admissibles peut être inférieur.
Pour une quantité acceptée à la hausse, la correction ne retient qu’un écart moyen positif ; pour une quantité acceptée à la baisse, elle ne retient qu’un écart moyen négatif. Le calcul faisant foi reste celui du processus de règlement de Terna défini au chapitre 7.
Constituer trois enregistrements distincts
Une conception utile relie les enregistrements de marché, de commande et de mesure par l’identité et le temps, sans les considérer comme interchangeables.
- Enregistrement de marché. Conserver l’identité de l’unité, le BSP, le BRP, l’ISP, la nomination ou la baseline transmise, l’offre, la quantité acceptée et le résultat du règlement de Terna.
- Enregistrement de commande. Conserver la demande reçue par le site, son horodatage, l’accusé de réception, le sens et l’amplitude demandés, le système de commande, la limite locale, la dérogation et la commande finale envoyée à l’actif.
- Enregistrement de mesure. Conserver la puissance à la frontière convenue, la puissance de l’actif lorsqu’elle est mesurée séparément, l’horodatage, l’intervalle, l’unité, la convention de signe, la validité et l’état des données manquantes.
Utiliser le même identifiant d’événement dans les trois enregistrements. Conserver l’heure d’émission de l’instruction et celle à laquelle l’actif a modifié sa puissance. Une valeur manquante doit rester manquante. Zéro est une valeur d’exploitation mesurée et ne doit pas remplacer une interruption de communication.
Le guide sur la mesure opérationnelle et de règlement explique pourquoi un sous-compteur du site et l’enregistrement officiel du marché peuvent légitimement différer. L’enregistrement du site sert au diagnostic de ce qui s’est produit dans le périmètre. La mesure de marché agréée et la baseline déterminent le résultat réglé.
Exemple de chaîne de preuves d’un site
Prenons un entrepôt frigorifique inclus dans un agrégat. Son soutirage normal avant un événement est de 620 kW. Le BSP demande une réduction de 180 kW pendant un ISP de 15 minutes. Le contrôleur frigorifique accepte une limite de 150 kW, car la contrainte de température ambiante empêche de fournir les 30 kW restants.
L’enregistrement de l’événement doit indiquer :
- la demande de 180 kW du BSP et l’ISP concerné ;
- la limite de 150 kW acceptée par le contrôleur et la contrainte qui l’a provoquée ;
- la puissance mesurée à la frontière convenue du site pendant tout l’intervalle ;
- l’état des compresseurs et de la température utilisé pour expliquer la réponse locale ; et
- la séquence de retour au fonctionnement normal après l’événement.
L’exemple ne prouve pas la prestation de marché en soustrayant 150 kW de 620 kW. La quantité de marché acceptée, la baseline applicable, la correction de Terna et la mesure agrégée agréée déterminent toujours le règlement. L’enregistrement opérationnel explique pourquoi le site a fourni la réponse mesurée et pourquoi il ne pouvait pas fournir davantage en toute sécurité.
Maintenir la commande locale dans le périmètre de l’installation
Le BSP peut demander une modification, mais le site reste responsable de la sécurité de l’exploitation. Il faut désigner un seul système maître pour chaque consigne inscriptible. Les protections des équipements, limites de raccordement, verrouillages du BMS, limites d’état de charge de la batterie, contraintes de procédé et dérogations manuelles doivent rester actifs.
Pour chaque chemin de dispatching, consigner :
- qui peut armer ou désarmer la participation ;
- quel système peut écrire la limite de puissance active ou de charge ;
- la plage et la vitesse de variation autorisées ;
- comment l’actif accuse réception de la demande ;
- quel point de mesure confirme la prestation ;
- ce qui se passe en cas de perte de communication ; et
- comment l’actif retrouve son programme normal sans provoquer de pic de rebond.
Utiliser la matrice des verrouillages et des défaillances de la commande locale avant d’activer la commande à distance. Un ordre de marché ne doit contourner aucune protection ni mettre deux contrôleurs en concurrence sur la même consigne.
Le rôle d’EpiSensor
EpiSensor peut fournir au propriétaire des mesures opérationnelles et des intégrations approuvées autour de charges flexibles, de groupes électrogènes et de batteries. Les moniteurs électriques peuvent séparer l’actif flexible de la demande sans rapport du site. Un Gateway exécutant Edge peut conserver sur site les données d’intervalle horodatées, l’état des équipements, les demandes de commande et les accusés de réception, puis transmettre les données approuvées à la plateforme du BSP par MQTT ou HTTPS.
Lorsqu’une action locale est convenue, un contrôleur de gestion de la demande peut délester une charge appropriée par un relais ou transmettre une consigne approuvée à un équipement compatible. Le contrôleur, les protections et les verrouillages propres à l’actif restent prioritaires. La solution de gestion de la demande illustre cette architecture côté site.
Ce système côté site ne qualifie aucune UP ou UC, ne constitue aucune UVAN ou UVAZ, n’agit pas comme BRP ou BSP, ne calcule pas le règlement de Terna et ne certifie pas la conformité aux annexes A.6 ou A.81. Il ne doit pas être présenté comme le chemin de télémétrie certifié par Terna, sauf si la conception complète du BSP a été évaluée et acceptée selon les exigences en vigueur.
Avant l’achat, obtenir du BSP une spécification écrite précisant l’agrégat, le service, la frontière de mesure, la convention de signe, l’échantillonnage et la transmission, l’interface du système de conduite, le processus de disponibilité et les preuves de l’événement. Associer ensuite chaque point requis à l’interface approuvée du site. System Builder peut faciliter cet inventaire des équipements une fois les périmètres de marché et de commande fixés.
Questions fréquentes
Qu’est-ce qui a changé le 1er février 2026 avec le TIDE ?
L’Italie est entrée dans la phase de consolidation du TIDE. Pour la plupart des ressources, le BRP responsable des programmes énergétiques et des écarts peut être distinct du BSP responsable des offres et de la prestation des services auxiliaires. L’ARERA décrit cette phase comme une mise en œuvre presque complète, avec des exceptions définies et des étapes ultérieures encore en attente.
Quelle est la différence entre UVAN et UVAZ ?
Une UVAN est une unité virtuelle habilitée nodale. Elle peut regrouper des unités de production et de consommation admissibles sur un nœud du réseau de transport ou sur des nœuds voisins dont Terna reconnaît une sensibilité similaire. Une UVAZ est une unité virtuelle habilitée zonale dont les ressources admissibles se trouvent dans une même zone de marché. Chaque agrégat possède un seul BSP et doit respecter les règles techniques du service demandé.
Qui fournit la baseline d’un agrégat de flexibilité italien ?
Pour une UVAN, la baseline de règlement est la somme des nominations définitives des UVN sous-jacentes. Pour une UVAZ, le BSP communique sa meilleure estimation de la puissance nette agrégée pour chaque ISP de 15 minutes. Terna applique ensuite la correction définie au chapitre 7 du Code de réseau aux fins du règlement.
La baseline UVAZ est-elle due 27 minutes après une instruction ?
Non. Le chapitre 4 en vigueur fixe l’échéance à 27 minutes avant le début de l’ISP concerné. C’est une échéance de baseline de marché, et non une fréquence d’échantillonnage de télémétrie, un temps de réponse au dispatching ou une tolérance pour la commande locale. Si le BSP ne la respecte pas, l’UVAZ est indisponible pour l’équilibrage pendant cet ISP.
EpiSensor peut-il qualifier un site ou fournir une télémétrie certifiée par Terna ?
Non. La qualification relève du BSP et de Terna selon le processus TIDE et le Code de réseau en vigueur. Le chemin du système de conduite exigé par Terna est régi par ses documents techniques, notamment les annexes A.6 et A.81. EpiSensor peut fournir au propriétaire des mesures opérationnelles distinctes, des enregistrements locaux et une intégration approuvée, mais ceux-ci ne doivent pas être présentés comme l’interface certifiée du GRT ou le compteur officiel de règlement.