Art. 2
Definizioni
In vigore dal 24 lug 2015
Definizioni
Ai fini del presente regolamento si applicano le definizioni di cui all' del regolamento (CE) n. 714/2009, all' del regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione (3) e all' della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (4).
Si applicano, inoltre, le seguenti definizioni:
1.
«modello individuale di rete», insieme di dati che descrive le caratteristiche del sistema energetico (generazione, carico e topologia della rete) e le relative regole per la modifica di queste caratteristiche durante il calcolo della capacità, predisposto dai TSO responsabili e destinato ad essere integrato con altri modelli individuali di rete per creare il modello comune di rete;
2.
«modello comune di rete», insieme di dati condiviso a livello unionale e concordato fra i diversi TSO, che descrive la principale caratteristica del sistema elettrico (generazione, carichi e topologia della rete) e le regole per la modifica di queste caratteristiche durante il calcolo della capacità;
3.
«regione di calcolo della capacità», l'area geografica in cui si applica il calcolo coordinato della capacità;
4.
«scenario», lo stato previsto del sistema energetico per un dato orizzonte temporale;
5.
«posizione netta», la somma netta delle esportazioni e delle importazioni di energia elettrica per ogni periodo rilevante di mercato per zona di offerta;
6.
«vincoli di allocazione», vincoli da rispettare nell'allocazione della capacità necessari a mantenere il sistema di trasmissione entro i limiti di sicurezza operativa che non sono stati tradotti in capacità interzonale o necessari a incrementare l'efficienza dell'allocazione della capacità;
7.
«limiti di sicurezza operativa», i limiti operativi accettabili per un funzionamento sicuro della rete, come i limiti termici, di tensione, di corrente di cortocircuito, di frequenza e di stabilità dinamica;
8.
«approccio basato sul calcolo coordinato della capacità netta di trasmissione», metodo di calcolo della capacità basato sul principio della valutazione e definizione ex ante dello scambio massimo di energia fra zone di offerta limitrofe;
9.
«approccio basato sul flusso», metodo di calcolo della capacità in cui gli scambi energetici fra zone di offerta sono limitati dai fattori di distribuzione dei flussi di potenza e dai margini disponibili sugli elementi critici di rete;
10.
«contingenza», i guasti, individuati, possibili o già avvenuti, di un elemento, compresi non solo gli elementi del sistema di trasmissione, ma anche gli elementi relativi agli utenti importanti della rete elettrica e alla rete di distribuzione, se pertinenti ai fini della sicurezza operativa del sistema di trasmissione;
11.
«responsabile del calcolo coordinato della capacità», entità avente/i il compito di calcolare la capacità di trasmissione, a livello regionale o superiore;
12.
«criteri di cambiamento di generazione (Generation Shift Keys, “GSK”)», metodo per tradurre la modifica di una posizione netta di una data zona di offerta in stime di specifici incrementi o decrementi di immissione nel modello comune di rete;
13.
«contromisura», qualunque misura posta in atto da uno o più TSO, manualmente o automaticamente, per mantenere la sicurezza operativa;
14.
«margine operativo di trasmissione», la riduzione della capacità interzonale a garanzia delle incertezze nel calcolo della capacità;
15.
«orario del mercato», l'ora dell'Europa Centrale, solare o legale a seconda di quella in vigore;
16.
«rendita di congestione», proventi derivanti dall'allocazione della capacità;
17.
«congestione di mercato», situazione in cui il surplus economico in esito al coupling unico del giorno prima o infragiornaliero è stato limitato dalla capacità interzonale o da vincoli di allocazione;
18.
«congestione fisica», situazione di rete, in cui i flussi di energia previsti o realizzati superano i limiti termici degli elementi di rete e la stabilità di tensione o i limiti di stabilità angolare del sistema elettrico;
19.
«congestione strutturale», congestione nel sistema di trasmissione che può essere definita in modo inequivocabile, è prevedibile, è geograficamente stabile nel tempo e si ripete frequentemente in presenza di condizioni normali del sistema energetico;
20.
«abbinamento (matching)», modalità di contrattazione mediante la quale gli ordini di vendita sono abbinati a idonei ordini di acquisto per garantire la massimizzazione del surplus economico in esito al coupling unico del giorno prima o al coupling unico infragiornaliero;
21.
«ordine», intenzione di acquistare o vendere energia o capacità espressa da un operatore di mercato con condizioni di esecuzione specificate;
22.
«ordini abbinati», tutti gli ordini, di acquisto e di vendita, abbinati dall'algoritmo di price coupling o dall'algoritmo di abbinamento delle negoziazioni in contrattazione continua;
23.
«gestore del mercato elettrico designato (Nominated Electricity Market Operator, “NEMO”)», entità designata dall'autorità competente per espletare mansioni relative al coupling unico del giorno prima o al coupling unico infragiornaliero;
24.
«registro comune degli ordini», modulo del sistema del coupling infragiornaliero in contrattazione continua che raccoglie tutti gli ordini abbinabili provenienti dai NEMO partecipanti al coupling unico infragiornaliero e che effettua un abbinamento continuo di tali ordini;
25.
«negoziazione», uno o più ordini abbinati;
26.
«coupling unico del giorno prima», il processo di aste in cui gli ordini raccolti sono abbinati e la capacità interzonale è allocata simultaneamente per diverse zone di offerta nel mercato del giorno prima;
27.
«coupling unico infragiornaliero», il processo continuo in cui gli ordini raccolti sono abbinati e la capacità interzonale è allocata simultaneamente per diverse zone di offerta nel mercato infragiornaliero;
28.
«algoritmo di price coupling», algoritmo utilizzato nel coupling unico del giorno prima per l'abbinamento simultaneo degli ordini e l'allocazione delle capacità interzonali;
29.
«algoritmo di abbinamento degli scambi in contrattazione continua», algoritmo utilizzato nel coupling unico infragiornaliero per l'abbinamento degli ordini e l'allocazione delle capacità interzonali in continuo;
30.
«funzione di gestore del market coupling (Market Coupling Operator, “MCO”)», funzione di abbinamento degli ordini per le diverse le zone di offerta nei mercati del giorno prima e infragiornaliero, con allocazione simultanea delle capacità interzonali;
31.
«prezzo di equilibrio», prezzo determinato dall'abbinamento dell'ordine di vendita più alto accettato e dell'ordine di acquisto più basso accettato sul mercato dell'energia elettrica;
32.
«scambio programmato», trasferimento programmato di energia elettrica tra aree geografiche per ogni periodo rilevante di mercato in una determinata direzione;
33.
«responsabile del calcolo degli scambi programmati», entità avente/i il compito di calcolare gli scambi programmati;
34.
«orizzonte temporale del mercato del giorno prima», intervallo temporale del mercato dell'energia elettrica fino all'orario di chiusura del mercato del giorno prima, in cui, per ogni periodo rilevante di mercato, i prodotti sono negoziati il giorno prima della consegna;
35.
«termine per l'irrevocabilità del giorno prima», momento dopo il quale la capacità interzonale diviene irrevocabile;
36.
«orario di chiusura del mercato del giorno prima», momento fino al quale si accettano gli ordini nel mercato del giorno prima;
37.
«orizzonte temporale del mercato infragiornaliero», intervallo temporale del mercato dell'energia elettrica successivo all'orario di apertura e antecedente l'orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, in cui, per ciascun periodo rilevante di mercato, si eseguono transazioni commerciali relative all'energia elettrica prima della consegna dei prodotti contrattati;
38.
«orario di apertura del mercato infragiornaliero interzonale», momento in cui si rilascia capacità interzonale fra zone di offerta per un dato periodo rilevante di mercato e un dato confine della zona di offerta;
39.
«orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale», momento in cui non è più consentita l'allocazione di capacità interzonale per un dato periodo rilevante di mercato;
40.
«modulo di gestione della capacità», sistema contenente informazioni aggiornate sulla capacità interzonale disponibile ai fini dell'allocazione della capacità interzonale infragiornaliera;
41.
«prodotto infragiornaliero non standard», prodotto per il coupling infragiornaliero in contrattazione continua per una consegna non costante di energia o per un periodo superiore a un periodo rilevante di mercato, avente caratteristiche specifiche intese a riflettere le prassi di gestione del sistema o le esigenze del mercato, per esempio ordini che interessano più periodi rilevanti di mercato o prodotti che riflettono i costi di avvio delle unità di produzione;
42.
«controparte centrale», entità avente/i il compito di stipulare con gli operatori del mercato mediante la novazione dei contratti derivanti dal processo di abbinamento e di organizzare con altre controparti centrali o shipping agent il trasferimento delle posizioni nette in esito all'allocazione della capacità;
43.
«shipping agent», entità avente/i il compito di trasferire le posizioni nette fra diverse controparti centrali;
44.
«irrevocabilità», garanzia che i diritti di capacità interzonale resteranno invariati o saranno compensati se tuttavia modificati;
45.
«forza maggiore», qualunque evento imprevedibile o inusuale o situazione al di fuori del ragionevole controllo di un TSO e non ascrivibile alla responsabilità dello stesso, che non può essere evitato o superato con ragionevole previdenza, che non può essere risolto attraverso misure ragionevolmente possibili sotto il profilo tecnico, finanziario o economico per il TSO, effettivamente verificatosi e obiettivamente accertabile e che impedisce in via temporanea o definitiva al TSO di adempiere i propri obblighi a norma del presente regolamento;
46.
«surplus economico in esito al coupling unico del giorno prima o al coupling infragiornaliero», somma i) del surplus dei fornitori in esito al coupling unico del giorno prima o al coupling unico infragiornaliero per il periodo rilevante, ii) del surplus dei consumatori in esito al coupling unico del giorno prima o al coupling unico infragiornaliero, iii) delle rendite di congestione e iv) di altri costi e benefici collegati nel caso in cui questi determinino un incremento dell'efficienza economica per il periodo rilevante, dove il surplus dei fornitori e dei consumatori è dato dalla differenza fra gli ordini accettati e il prezzo di equilibrio per unità di energia moltiplicato per il volume di energia degli ordini.
Storico versioni
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