Il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) italiano modifica le modalità con cui le risorse di produzione, consumo e accumulo partecipano al dispacciamento. In un progetto di flessibilità distribuita, la prima scelta progettuale non riguarda il contatore da installare. Occorre anzitutto stabilire in quale unità di mercato rientra il sito, chi assume ciascuna responsabilità e quale registrazione utilizzerà Terna per verificare la prestazione.
Le regole vigenti distinguono l'aggregazione nodale da quella zonale, la posizione energetica dal servizio di bilanciamento e la telemetria operativa dalla regolazione delle partite economiche. Un edificio o un sito industriale può contribuire alla catena delle evidenze operative, ma il contatore locale non diventa automaticamente la misura o l'interfaccia di controllo approvata da Terna.
La fase di consolidamento è in vigore
Il TIDE è entrato in vigore il 1° gennaio 2025 con un'applicazione articolata per fasi. La fase transitoria semplificata si è conclusa il 31 gennaio 2026. La fase di consolidamento è iniziata il 1° febbraio 2026.
La deliberazione ARERA 566/2025/R/eel descrive il consolidamento come un'attuazione quasi completa del TIDE. Indica alcune eccezioni, tra cui l'approvvigionamento interamente a mercato della Frequency Containment Reserve (FCR) e la separazione dei ruoli di BSP e BRP per gli impianti essenziali per la sicurezza del sistema. Riporta inoltre attività di attuazione che possono proseguire con successivi aggiornamenti del Codice di Rete.
La pagina informativa pubblica di Terna sul TIDE colloca una terza e ultima fase, quella di regime, dopo il 31 dicembre 2026. La successiva deliberazione ARERA precisa meglio la decorrenza giuridica: la fase di regime inizierà in una data che Terna individuerà in un momento successivo. Non si deve considerare il 1° gennaio 2027 una data di passaggio confermata, a meno che un provvedimento vigente di ARERA o Terna non l'abbia stabilita.
Al 6 ottobre 2026, la base operativa per la pianificazione è quindi costituita dalla fase di consolidamento e dal Codice di Rete vigente. La deliberazione ARERA 339/2026/R/eel, pubblicata il 2 ottobre 2026, ha verificato le proposte di modifica del Codice relative alla partecipazione delle UVAZ alla piattaforma PICASSO. Questa decisione impone di controllare il Codice attuato e gli avvisi agli operatori. Non deve essere trasformata in una data di avvio presunta nelle specifiche di un sito.
BRP e BSP hanno responsabilità diverse
Il TIDE separa la posizione commerciale dell'energia dalla fornitura di un servizio ancillare.
| Ruolo | Responsabilità nella struttura del TIDE | Informazioni necessarie dal sito |
|---|---|---|
| Balance Responsible Party (BRP) | Gestisce le nomine e la posizione energetica e assume la conseguente responsabilità di sbilanciamento | Produzione o consumo attesi del sito ed eventuali variazioni che incidono sulla posizione nominata |
| Balancing Service Provider (BSP) | Abilita le unità idonee, presenta le offerte per i servizi ancillari ed è responsabile delle movimentazioni accettate per il bilanciamento o il ridispacciamento | Flessibilità disponibile a salire e a scendere, limiti del servizio, stato corrente, conferma dell'ordine di dispacciamento e risposta erogata |
| Titolare o gestore della risorsa | Gestisce l'apparecchiatura entro i limiti di connessione, sicurezza, processo e contratto | Misure locali, stato dell'apparecchiatura, vincoli operativi, titolarità del setpoint e stato di esclusione manuale |
| Terna | Gestisce il dispacciamento nazionale, applica il Codice di Rete, riceve le informazioni di mercato e dei sistemi di controllo e regola le partite economiche delle movimentazioni pertinenti | Nomine, offerte, baseline quando richiesta, misure approvate e percorso dati specifico del servizio |
La stessa società può svolgere più di un ruolo, ma le registrazioni restano distinte. Un ordine del BSP può modificare la potenza fisica e creare uno scostamento rispetto alla posizione energetica del BRP. I contratti e il processo di regolazione delle partite economiche stabiliscono come gestire questo effetto. Il controllore del sito non deve dedurre il programma o la posizione di settlement del BRP dal solo messaggio di dispacciamento.
La fase di consolidamento ha separato BRP e BSP per la maggior parte delle risorse. Gli impianti essenziali restano un'eccezione espressamente prevista mentre si completano i relativi assetti. Occorre verificare i contratti dell'unità specifica anziché applicare la separazione generale a ogni impianto.
L'UVAN è nodale e l'UVAZ è zonale
Il Capitolo 4 vigente di Terna utilizza due strutture di unità virtuale abilitata per l'aggregazione.
UVAN
Un'Unità Virtuale Abilitata Nodale (UVAN) può aggregare Unità di Produzione (UP) e Unità di Consumo (UC) idonee per il ridispacciamento e per i servizi ancillari per il bilanciamento dei quali soddisfa i requisiti tecnici. Le risorse devono essere connesse o riconducibili a un solo nodo rilevante della rete di trasmissione, oppure a nodi limitrofi che Terna ritiene abbiano sensibilità simile sulla rete circostante. L'aggregato è gestito da un unico BSP.
Questo perimetro nodale è importante perché il ridispacciamento considera le condizioni della rete oltre all'equilibrio energetico nazionale. Due siti nella stessa zona di offerta non formano automaticamente un'unica UVAN. Quando vengono proposti nodi limitrofi diversi, Terna convalida il perimetro.
UVAZ
Un'Unità Virtuale Abilitata Zonale (UVAZ) aggrega UP e UC idonee in una sola zona di offerta per la fornitura di servizi ancillari per il bilanciamento. Il Capitolo 4 stabilisce che una UP inserita attraverso questa modalità non deve riguardare una risorsa di accumulo ai sensi del decreto legislativo 210/2021. Esclude inoltre le unità già costituite come UAS o UnAP o inserite in una UVAN. L'aggregato è gestito da un unico BSP.
Il Codice vigente limita inoltre ogni UVAZ in modo che le sue risorse, considerate complessivamente, non possano modulare la potenza attiva per una quantità superiore a 30 MW in valore assoluto. Si tratta di un limite massimo dell'aggregato, non della garanzia che un portafoglio più piccolo possa essere abilitato. Ogni servizio richiesto ha requisiti tecnici e capacità minima di modulazione propri, seguiti dal processo di abilitazione di Terna.
Un'UVAZ deve disporre di dati di misura convalidati per l'aggregato, con granularità almeno quartoraria, di un presidio del punto di controllo fisico 24 ore su 24 e 7 giorni su 7 e dei dispositivi necessari a fornire informazioni ai sistemi di controllo di Terna secondo gli Allegati A.6 e A.81. Questi sono obblighi del BSP e dell'interfaccia di mercato. Un sistema separato per la gestione energetica dell'edificio non li soddisfa per il solo fatto di trovarsi nello stesso sito.
La baseline dipende dal tipo di aggregazione
L'Imbalance Settlement Period (ISP) dura 15 minuti. Il Capitolo 7 definisce una baseline di settlement diversa per ciascuna struttura di unità abilitata:
| Unità | Baseline utilizzata per la regolazione delle partite economiche |
|---|---|
| UAS | La nomina definitiva registrata per quella UAS nell'ISP |
| UVAN | La somma delle nomine definitive delle UVN sottese a quella UVAN nell'ISP |
| UVAZ | La baseline aggregata comunicata dal BSP per l'ISP, rettificata con la correzione calcolata da Terna |
Per un'UVAZ, il Capitolo 4 definisce la baseline comunicata come la migliore stima del BSP del valore complessivo della potenza netta immessa dai punti sottesi per ciascun ISP. Il BSP può comunicarla tra l'apertura della fase di presentazione delle offerte per il MB e 27 minuti prima dell'inizio dell'ISP. Se la baseline non è pervenuta entro tale termine, l'UVAZ è considerata indisponibile al bilanciamento per quello specifico ISP.
Il valore di 27 minuti può essere facilmente frainteso. È il termine antecedente all'ISP per la baseline dell'UVAZ. Non è l'intervallo di campionamento di un contatore, il tempo di risposta di un servizio di bilanciamento, la durata di un evento né un'autorizzazione a ritardare il controllo locale. Tali requisiti derivano dalle regole del servizio, dell'abilitazione e del sistema di controllo pertinenti.
Il Capitolo 7 corregge quindi la baseline UVAZ comunicata ai fini della regolazione delle partite economiche. La correzione utilizza la differenza tra la potenza aggregata misurata e la baseline comunicata negli ISP consecutivi precedenti più vicini che soddisfano la condizione prevista: il valore assoluto della quantità netta accettata sul MBR è inferiore a 0,5 MW. Vengono utilizzati non più di otto ISP precedenti. A 15 minuti ciascuno, corrispondono al massimo a due ore di intervalli precedenti idonei, anche se possono risultarne idonei meno.
Per una quantità accettata a salire, la correzione considera soltanto uno scostamento medio positivo; per una quantità accettata a scendere, considera soltanto uno scostamento medio negativo. Il calcolo vincolante resta quello del processo di regolazione delle partite economiche definito da Terna nel Capitolo 7.
Predisporre tre registrazioni distinte
Un progetto di sito efficace mantiene le registrazioni di mercato, controllo e misura collegate da identità e tempo, senza considerarle intercambiabili.
- Registrazione di mercato. Conservare l'identità dell'unità, il BSP, il BRP, l'ISP, la nomina o la baseline comunicata, l'offerta, la quantità accettata e il risultato della regolazione delle partite economiche di Terna.
- Registrazione del controllo. Conservare la richiesta ricevuta dal sito, la marca temporale, la conferma, la direzione e l'entità richieste, il sistema di controllo, il limite locale, l'esclusione e il comando finale inviato alla risorsa.
- Registrazione delle misure. Conservare la potenza al confine concordato, la potenza della risorsa se misurata separatamente, la marca temporale, l'intervallo, l'unità, la convenzione dei segni, la validità e lo stato dei dati mancanti.
Utilizzare un unico identificativo dell'evento in tutte e tre le registrazioni. Conservare sia l'ora di emissione dell'ordine sia l'ora in cui la risorsa ha modificato la potenza. Mantenere un valore mancante come tale. Lo zero è un valore operativo misurato e non deve sostituire un'interruzione della comunicazione.
La guida sulla misura operativa e di settlement spiega perché un contatore secondario del sito e la registrazione ufficiale di mercato possono legittimamente differire. La registrazione del sito serve a diagnosticare ciò che è accaduto all'interno del perimetro. La misura di mercato approvata e la baseline determinano il risultato regolato.
Esempio di una catena di evidenze del sito
Si consideri un magazzino frigorifero inserito in un aggregato. Prima dell'evento il suo normale prelievo è di 620 kW. Il BSP richiede una riduzione di 180 kW per un ISP di 15 minuti. Il controllore dell'impianto frigorifero accetta un limite di 150 kW perché il vincolo sulla temperatura ambiente impedisce di fornire gli ultimi 30 kW.
La registrazione dell'evento deve riportare:
- la richiesta del BSP di 180 kW e l'ISP applicabile;
- il limite di 150 kW accettato dal controllore e il vincolo che lo ha determinato;
- la potenza misurata al confine concordato del sito per tutto l'intervallo;
- lo stato dei compressori e della temperatura utilizzato per spiegare la risposta locale; e
- la sequenza di ritorno al funzionamento normale dopo l'evento.
L'esempio non dimostra l'erogazione di mercato sottraendo 150 kW da 620 kW. La quantità di mercato accettata, la baseline pertinente, la correzione di Terna e la misura aggregata approvata continuano a determinare la regolazione delle partite economiche. La registrazione operativa spiega perché il sito ha fornito la risposta misurata e perché non poteva fornirne di più in sicurezza.
Mantenere il controllo locale entro il perimetro dell'impianto
Il BSP può richiedere una modifica, ma il sito resta responsabile del funzionamento sicuro. Occorre designare un solo sistema titolare di ciascun setpoint scrivibile. Devono rimanere attivi le protezioni delle apparecchiature, i limiti di connessione, gli interblocchi del BMS, i limiti dello stato di carica della batteria, i vincoli di processo e le esclusioni manuali.
Per ogni percorso di dispacciamento, registrare:
- chi può armare o disarmare la partecipazione;
- quale sistema può scrivere il limite di potenza attiva o di carico;
- il campo e la velocità di variazione consentiti;
- come la risorsa conferma la richiesta;
- quale punto di misura conferma l'erogazione;
- cosa accade in caso di perdita della comunicazione; e
- come la risorsa torna al programma normale senza provocare un picco di rimbalzo.
Utilizzare la matrice degli interblocchi e dei guasti del controllo locale prima di abilitare il controllo remoto. Un ordine di mercato non deve bypassare una protezione né mettere due controllori in conflitto sullo stesso setpoint.
Il ruolo di EpiSensor
EpiSensor può fornire misure operative per il titolare e integrazioni approvate intorno a carichi flessibili, generatori e batterie. I monitor di energia elettrica possono separare la risorsa flessibile dalla domanda non correlata del sito. Un Gateway con Edge può conservare nel sito i dati di intervallo con marca temporale, lo stato dell'apparecchiatura, le richieste di controllo e le conferme, e inviare i dati approvati alla piattaforma del BSP tramite MQTT o HTTPS.
Quando è stata concordata un'azione locale, un controllore per la gestione della domanda può distaccare un carico idoneo tramite un relè o inviare un setpoint approvato a un impianto compatibile. Il controllore, le protezioni e gli interblocchi propri della risorsa restano prevalenti. La soluzione per la gestione della domanda illustra questa configurazione sul lato del sito.
Questo sistema sul lato del sito non abilita una UP o UC, non crea una UVAN o UVAZ, non opera come BRP o BSP, non calcola la regolazione delle partite economiche di Terna e non certifica la conformità agli Allegati A.6 o A.81. Non deve essere descritto come il percorso di telemetria certificato da Terna, a meno che l'intero progetto del BSP non sia stato valutato e accettato secondo i requisiti vigenti.
Prima dell'approvvigionamento, richiedere al BSP una specifica scritta per l'aggregato, il servizio, il confine di misura, la convenzione dei segni, il campionamento e la trasmissione, l'interfaccia del sistema di controllo, il processo di disponibilità e le evidenze dell'evento. Collegare quindi ogni punto richiesto all'interfaccia del sito approvata. System Builder può supportare questa verifica delle apparecchiature una volta stabiliti i perimetri di mercato e di controllo.
Domande frequenti
Che cosa è cambiato il 1° febbraio 2026 con il TIDE?
L’Italia è entrata nella fase di consolidamento del TIDE. Per la maggior parte delle risorse, il ruolo responsabile dei programmi energetici e dello sbilanciamento, il BRP, può essere distinto dal BSP responsabile delle offerte e dell’erogazione dei servizi ancillari. ARERA descrive questa fase come un’attuazione quasi completa, con eccezioni definite e ulteriori passaggi ancora da completare.
Qual è la differenza tra UVAN e UVAZ?
L’UVAN è un’Unità Virtuale Abilitata Nodale. Può riunire unità di produzione e consumo idonee su un nodo della rete di trasmissione o su nodi limitrofi che Terna ritiene abbiano sensibilità di rete simile. L’UVAZ è un’Unità Virtuale Abilitata Zonale le cui risorse idonee si trovano in un’unica zona di offerta. Ciascun aggregato ha un unico BSP e deve rispettare le regole tecniche del servizio richiesto.
Chi fornisce la baseline di un aggregato italiano di flessibilità?
Per un’UVAN, la baseline di settlement è la somma delle nomine definitive delle UVN sottese. Per un’UVAZ, il BSP comunica la propria migliore stima della potenza netta aggregata per ciascun ISP di 15 minuti. Terna applica quindi la correzione definita nel Capitolo 7 del Codice di Rete ai fini della regolazione delle partite economiche.
La baseline dell’UVAZ è dovuta 27 minuti dopo un ordine?
No. Il termine previsto dal Capitolo 4 vigente è 27 minuti prima dell’inizio dell’ISP pertinente. È un termine di mercato per la baseline, non una frequenza di campionamento della telemetria, un tempo di risposta al dispacciamento o una tolleranza per il controllo locale. Se il BSP non lo rispetta, l’UVAZ è indisponibile al bilanciamento in quello specifico ISP.
EpiSensor può abilitare un sito o fornire telemetria certificata da Terna?
No. L’abilitazione spetta al BSP e a Terna secondo il TIDE e il processo vigente del Codice di Rete. Il percorso dei sistemi di controllo richiesto da Terna è disciplinato dai relativi documenti tecnici, compresi gli Allegati A.6 e A.81. EpiSensor può fornire misure operative separate per il titolare, registrazioni locali e integrazione approvata, ma queste non devono essere presentate come interfaccia certificata del TSO o contatore ufficiale di settlement.