AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 18 ottobre 2005 | Edilone.it

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 18 ottobre 2005

AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 18 ottobre 2005 Rettifiche alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 7 ottobre 2005, n. 212/05 - Misure per la promozione della concorrenza nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica per l'anno 2006. (Deliberazione n. 220/05). (GU n. 260 del 8-11-2005- Suppl. Ordinario n.178)

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

DELIBERAZIONE 18 ottobre 2005

Rettifiche alla deliberazione dell’Autorita’ per l’energia
elettrica e il gas 7 ottobre 2005, n. 212/05 – Misure per la
promozione della concorrenza nel mercato all’ingrosso dell’energia
elettrica per l’anno 2006. (Deliberazione n. 220/05).

L’AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 18 ottobre 2005
Visti:
– la deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas
(di seguito: l’Autorita) 4 agosto 2005, n. 176/05 (di seguito:
deliberazione n. 176/05);
– la deliberazione dell’Autorita’ 7 ottobre 2005, n. 212/05 (di
seguito: deliberazione n.212/05) ed, in particolare, la tabella 1
allegata alla medesima deliberazione (di seguito: tabella 1);
– la lettera della societa’ Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale Spa (di seguito: il Gestore della rete) in data 6 ottobre
2005 (prot. Autorita’ n. 23233),trasmessa ai sensi della
deliberazione n. 176/05 (di seguito: lettera 6 ottobre 2005);
– la lettera del Gestore della rete in data 17 ottobre 2005 (prot.
Autorita’ n. 24196), di parziale rettifica della lettera 6 ottobre
2005, in risposta alla nota della Direzione Energia Elettrica
dell’Autorita’ in data 14 ottobre 2005, prot. GB/M05/4082/cp (di
seguito: lettera 17 ottobre 2005).
Considerato che:
– la tabella 1 reca una stima dei valori di pivotalita’ oraria non
contrattualizzata della societa’ Enel Produzione Spa (di seguito:
Enel) per l’anno 2006 nelle macrozone Sud e Sicilia, ordinati in
senso decrescente, ciascuno dei quali e’ abbinato ad un’ora dell’anno
2006 identificata con un numero sequenziale da 1 a 8760;
– con lettera 17 ottobre 2005 il Gestore della rete, in seguito a
verifiche svolte, ha:
a) segnalato un errore materiale nell’elaborazione della tabella
1, dovuto alla erronea considerazione dell’ora legale per l’anno 2006
nei dati relativi alla disponibilita’ di capacita’ produttiva;
b) rettificato il profilo orario atteso per l’anno 2006 per la
produzione di energia elettrica in regime CIP6 nella macrozona
Sicilia utilizzato dall’Autorita’ ai fini dell’elaborazione della
tabella 1;
c) rettificato le stime della capacita’ produttiva di operatori
terzi diversi da Enel nella macrozona Sicilia per l’anno 2006
utilizzate dall’Autorita’ ai fini dell’elaborazione della tabella 1;
– e’ stato inoltre riscontrato un errore materiale nella redazione
della tabella 1 in termini di erronea associazione della singola ora
calendariale dell’anno 2006 al valore di pivotalita’ ad essa
relativa;
– la rimozione delle anomalie sopra indicate non incide sulle
valutazioni poste a base delle misure per la promozione della
concorrenza nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica previste
dalla deliberazione n. 212/05;
– dalle analisi dei dati rettificati dal Gestore della rete, si
evince che la stima della pivotalita’ oraria non contrattualizzata,
come considerata nella deliberazione n. 212/05 e calcolata assumendo
valori di transito tra macrozone derivanti da simulazioni di mercato
basate sul dispacciamento ottimo degli impianti, in corrispondenza
del valore assunto dal parametro n di cui al comma 7.7 della
deliberazione n. 212/05:
a) nella macrozona Sicilia aumenta da circa 300 MW a circa 400 MW,
rispetto a quanto riportato al trentanovesimo considerato della
deliberazione n. 212/05;
b) nella macrozona Sud diminuisce marginalmente, da circa 3700 MW
a circa 3600 MW, rispetto a quanto riportato al trentanovesimo
considerato della deliberazione n. 212/05;
– la stima della pivotalita’ oraria non contrattualizzata, come
considerata nella deliberazione n. 212/05 e calcolata assumendo
ipotesi di transito nullo tra le macrozone, in corrispondenza del
valore assunto dal parametro n di cui al comma 7.7 della
deliberazione n. 212/05:
a) nella macrozona Sicilia aumenta da circa 150 MW a circa 200 MW,
rispetto a quanto riportato al quarantesimo considerato della
deliberazione n. 212/05;
b. nella macrozona Sud aumenta da circa 7000 MW a circa 7300 MW,
rispetto a quanto riportato al quarantesimo considerato della
deliberazione n. 212/05;
– l’articolo 16, comma 16.1, della deliberazione n. 212/05 prevede
che entro dieci giorni dall’entrata in vigore della medesima
deliberazione il Gestore della rete pubblichi nel proprio sito
internet alcuni elementi utilizzati dall’Autorita’ per la stima della
pivotalita’ oraria non contrattualizzata.
Ritenuto che:
– sia necessario eliminare gli errori materiali e implementare le
rettifiche a seguito dei riscontri di cui sopra, mediante
modificazione della tabella 1, conseguentemente disponendo che la
deliberazione n. 212/05 sia pubblicata nella sola versione risultante
dagli interventi sopra indicati;
– sia opportuno posticipare al 20 ottobre 2005 il termine per la
pubblicazione di cui all’articolo 16, comma 16.1, della deliberazione
n. 212/05;
– gli ulteriori termini previsti dalla deliberazione n. 212/05
permangano congrui anche in seguito alla modificazione della tabella
1

DELIBERA

1) di sostituire la tabella 1 con la tabella allegata al presente
provvedimento;
2) di sostituire, alla lettera b) del trentanovesimo considerato
della deliberazione n. 212/05, le parole “300 MW” con le parole
“circa 400 MW”;
3) di sostituire, alla lettera c) del trentanovesimo considerato
della deliberazione n. 212/05, le parole “3700 MW” con le parole
“3600 MW”;
4) di sostituire, alla lettera b) del quarantesimo considerato
della deliberazione n. 212/05, le parole “7000 MW” con le parole
“7300 MW”;
5) di sostituire, alla lettera c) del quarantesimo considerato
della deliberazione n. 212/05, le parole “150 MW” con le parole “200
MW”;
6) di sostituire, alla lettera b) del secondo ritenuto della
deliberazione n. 212/05, le parole “3700 MW” con le parole “circa
3600 MW”;
7) di sostituire, alla lettera c) del secondo ritenuto della
deliberazione n. 212/05, le parole “150 MW” con le parole “circa 200
MW”;
8) di sostituire, all’articolo 16, comma 16.1, della deliberazione
n. 212/05, le parole “Entro dieci (10) giorni dall’entrata in vigore
del presente provvedimento” con le parole “Entro il venti (20)
ottobre 2005”;
9) di trasmettere il presente provvedimento, nonche’ la
deliberazione n. 212/05, come risultante dalle rettifiche introdotte
con il presente provvedimento, al Ministro delle Attivita’
Produttive, al Gestore della rete, ad Enel ed alla societa’ Endesa
Italia Spa;
10) di pubblicare il presente provvedimento sulla Gazzetta
Ufficiale della Repubblica Italiana e sul sito internet
dell’Autorita’ (www.autorita.energia.it), affinche’ entri in vigore
dalla data della sua prima pubblicazione;
11) di pubblicare la deliberazione n. 212/05, nella sola versione
risultante dalle rettifiche introdotte con il presente provvedimento,
sul sito internet dell’Autorita’ (www.autorita.energia.it) e sulla
Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana.

18 ottobre 2005

Il Presidente: Alessandro Ortis

TESTO RISULTANTE DALLE MODIFICAZIONI ED INTEGRAZIONI
APPORTATE CON DELIBERAZIONE 18 OTTOBRE 2005, N. 220/05

DELIBERAZIONE 7 ottobre 2005
Misure per la promozione della concorrenza nel mercato
all’ingrosso dell’energia elettrica per l’anno 2006. (Deliberazione
n. 212/05).

L’AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 7 ottobre 2005
Visti:
– gli articoli 1 e 2, commi 12, lettere c) e h) e 20, lettera a),
della legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95);
– l’articolo 23 della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo
e del Consiglio in data 26 giugno 2003 (di seguito: direttiva
2003/54/CE);
– l’articolo 1, comma 8, lettera a), punto 6), e comma 11 della
legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge n. 239/04);
– il Documento di programmazione economico-finanziaria per gli
anni 2006-2009 (di seguito: DPEF 2006-2009) ed, in particolare, il
paragrafo V.4;
– la deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas
(di seguito: l’Autorita) 26 maggio 1999, n. 78/99, e successive
modificazioni ed integrazioni (di seguito: deliberazione n. 78/99);
– la deliberazione dell’Autorita’ 9 febbraio 2005, n. 19/05 (di
seguito: deliberazione n. 19/05);
– la deliberazione dell’Autorita’ 18 febbraio 2005, n. 25/05 (di
seguito: deliberazione n. 25/05);
– la deliberazione dell’Autorita’ 24 marzo 2005, n. 50/05 (di
seguito: deliberazione n. 50/05);
– la deliberazione 4 agosto 2005, n. 175/05 (di seguito:
deliberazione n. 175/05);
– la deliberazione 4 agosto 2005, n. 176/05 (di seguito:
deliberazione n. 176/05).
Visti:
– il documento per la consultazione approvato dall’Autorita’ in
data 5 maggio 2005 recante “Misure per la promozione della
concorrenza nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e nel
mercato per il dispacciamento” (di seguito: documento per la
consultazione 5 maggio 2005);
– il documento per la consultazione approvato dall’Autorita’ in
data 4 agosto 2005 recante “Misure per la promozione della
concorrenza nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica tese alla
riduzione del grado di interesse ad esercitare il potere di mercato”
(di seguito: documento per la consultazione 4 agosto 2005).
Visti:
– la lettera della societa’ Enel produzione Spa (di seguito: Enel)
in data 14 settembre 2005 (prot. Autorita’ n. 21617 in data 22
settembre 2005) in adempimento degli obblighi informativi posti con
deliberazione n. 176/05 (di seguito: lettera 14 settembre 2005);
– la lettera della societa’ Endesa Italia (di seguito: Endesa) in
data 19 settembre 2005 (prot. Autorita’ nn. 21306 e 21308 in data 20
settembre 2005) in adempimento degli obblighi informativi posti con
deliberazione n. 176/05;
– la lettera della societa’ Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale Spa (di seguito: il Gestore della rete) in data 6 ottobre
2005 (prot. Autorita’ n. 23233 in data 7 ottobre 2005) in adempimento
degli obblighi informativi posti con deliberazione n. 176/05 (di
seguito: lettera 6 ottobre 2005).
Considerato che:
– ai sensi della legge n. 481/95, l’Autorita’ promuove la
concorrenza e l’efficienza nell’offerta dei servizi di pubblica
utilita’, in particolare nel settore dell’energia elettrica, potendo,
in relazione ed in proporzione alle problematiche generali in
concreto accertate, sia adottare misure ed interventi necessari per
rimuovere situazioni strutturali ostative, sia stimolare, tramite
apposite segnalazioni, gli interventi repressivi dell’Autorita’
Garante della Concorrenza e del Mercato in rapporto a specifiche
condotte individuali anomale;
– le misure e gli interventi di cui al precedente alinea debbono
essere graduati in ragione delle effettive, congiunturali, esigenze
di supporto al processo di promozione della concorrenza senza dar
luogo a forme surrettizie di alterazione in via amministrativa delle
dinamiche di mercato; e che tali misure ed interventi possono
consistere sia in prescrizioni di carattere normativo (direttive agli
esercenti sulle modalita’ di erogazione dei servizi), sia di
carattere individuale-cautelare (ordini di cessazione dei
comportamenti lesivi dei diritti degli utenti), da selezionare nel
caso concreto in rapporto alle caratteristiche della situazione
ostativa della dinamica concorrenziale;
– la citata disposizione della legge n. 239/04, nel prevedere che
lo Stato, anche attraverso l’Autorita’, adotta misure volte a
garantire l’effettiva concorrenzialita’ del mercato elettrico,
richiama e ribadisce in via ricognitiva e rafforza le predette
attribuzioni dell’Autorita’ volte a promuovere la concorrenza nel
settore energetico;
– il suddetto quadro normativo appare, nei contenuti
rappresentati, gia’ aderente alle richiamate disposizioni della
direttiva 2003/54/CE quanto, soprattutto, al profilo della
istituzione di una autorita’ di regolamentazione investita del
compito di assicurare quantomeno la non discriminazione, l’effettiva
concorrenza e l’efficace funzionamento del mercato elettrico;
– l’articolo 11, della legge n. 239/04 prevede che, ai sensi
dell’articolo 2, comma 21, della legge n. 481/95, il Governo indichi
all’Autorita’, nell’ambito del documento di programmazione
economico-finanziaria, il quadro di esigenze di sviluppo dei servizi
di pubblica utilita’ nei settori dell’energia elettrica e del gas che
corrispondono agli interessi generali del Paese;
– nel DPEF 2006-2009 si indica che, al fine di contenere l’aumento
delle tariffe e dei prezzi dei servizi di pubblica utilita’, occorre
agire “attraverso le liberalizzazioni dei mercati e l’aumento della
concorrenza”.
Considerato, inoltre, che:
– l’indagine conoscitiva sullo stato della liberalizzazione del
settore dell’energia elettrica recentemente condotta dall’Autorita’
congiuntamente con l’Autorita’ garante della concorrenza e del
mercato e pubblicata con deliberazione n. 19/05 (di seguito: indagine
congiunta) ha rilevato che il mercato rilevante dell’energia
elettrica all’ingrosso e’ suddiviso in quattro mercati geografici
rilevanti, detti macrozone (Nord, Macrosud, Sardegna e Sicilia)
composte, a loro volta, da una o piu’ zone di mercato e da poli di
produzione limitata;
– come comunicato all’Autorita’ dal Gestore della rete ai sensi
della deliberazione n. 176/05, la prevista entrata in esercizio per
l’anno 2006 dell’elettrodotto in altissima tensione Rizziconi-Laino,
modificando significativamente il limite di trasporto tra il polo di
produzione limitata di Rossano Calabro e la zona Calabria e quello
tra la zona Calabria e la zona Sicilia, porta di fatto ad una
semplificazione dell’attuale struttura zonale con la sostanziale
eliminazione del polo di produzione limitata di Rossano Calabro
mediante accorpamento del medesimo nella zona Calabria;
– l’indagine congiunta ha evidenziato che il quadro strutturale
del mercato dell’energia elettrica all’ingrosso era per l’anno 2004,
e presumibilmente sarebbe stato anche negli anni successivi,
caratterizzato dalla presenza di un operatore, Enel, con esteso
potere di mercato, seppure con grado diverso, in tutte e quattro le
macrozone, nonche’ dalla presenza di un operatore, Endesa, con potere
di mercato nella macrozona Sardegna;
– le risultanze dell’attivita’ di monitoraggio del mercato
all’ingrosso di energia elettrica e del mercato per il servizio di
dispacciamento condotta dalla Direzione energia elettrica
dell’Autorita’ sulla base degli indicatori della deliberazione n.
50/05 hanno confermato la permanenza delle criticita’ relative, per
l’anno 2005, alla presenza di operatori con esteso potere di mercato
nell’offerta di energia elettrica;
– con la lettera 6 ottobre 2005, il Gestore della rete ha fornito
dati relativi alla capacita’ produttiva nazionale che evidenziano la
presenza di operatori con potere di mercato perduri anche per l’anno
2006, sebbene in misura minore rispetto a quanto posto in evidenza
dall’indagine congiunta relativa all’anno 2004;
– l’indagine congiunta ha, altresi’, concluso che il grado del
potere di mercato unilaterale detenuto da un operatore e’ misurabile
strutturalmente, soprattutto nei mercati rilevanti in cui non vi
siano situazioni di duopolio, in termini di indispensabilita’
dell’offerta dell’operatore medesimo a soddisfare la domanda di
energia elettrica nel singolo mercato geografico, a prescindere dal
comportamento degli altri operatori;
– un operatore di mercato indispensabile a soddisfare la domanda
di energia elettrica (di seguito: operatore pivotale) opera di fatto
in condizioni di monopolio nelle ore e nei mercati geografici in cui
e’ indispensabile, potendo quindi fissare il prezzo dell’energia
elettrica nei mercati a pronti ed a termine, indipendentemente dal
comportamento dei concorrenti;
– l’esperienza maturata a partire dall’avvio del dispacciamento di
merito economico e dall’inizio della operativita’ della Borsa
dell’energia elettrica (dall’1 aprile 2004) mostra come il mercato
abbia fino ad oggi risentito significativamente delle sopra descritte
anomalie strutturali, come rilevato nella deliberazione n. 25/05 di
chiusura delle istruttorie conoscitive sulle dinamiche di formazione
dei prezzi nel sistema delle offerte, rispettivamente nei giorni
compresi tra il 7 ed il 10 giugno 2004 e nei primi giorni del mese di
gennaio 2005;
– l’analisi svolta nell’ambito delle istruttorie conoscitive di
cui al precedente alinea mostra come:
a) nei giorni critici di giugno 2004 e gennaio 2005 siano stati
registrati livelli di prezzo eccezionalmente elevati e non
riconducibili a specifiche situazioni congiunturali quali, ad
esempio, un consistente incremento della domanda di energia elettrica
o un improvviso aumento (shock) dei costi di produzione;
b) le anomalie di prezzo registrate, anche in termini di
variabilita’ dei prezzi relativi tra mercati geografici rilevanti,
siano conseguenti a modifiche della strategia di offerta di Enel che,
sfruttando il potere di mercato detenuto in tutti i mercati
geografici rilevanti, ha fissato il prezzo nella maggior parte delle
ore a livelli superiori a quello atteso in un contesto
concorrenziale.
Considerato, inoltre, che:
– nei mercati geografici in cui esiste l’operatore pivotale viene
quindi meno il presupposto fondante necessario per il funzionamento
di qualsiasi mercato quale fattore auto-disciplinante i comportamenti
degli operatori in tale contesto: la concorrenza tra diversi
operatori nel soddisfare la domanda di energia elettrica;
– in assenza del richiamato fattore auto-disciplinante, tipico dei
mercati concorrenziali, l’obiettivo intrinseco di ogni impresa alla
massimizzazione dei propri profitti derivanti dall’esercizio
dell’attivita’ imprenditoriale comporta automaticamente una tendenza
dell’impresa a praticare un aumento dei prezzi al di sopra dei
livelli ottenibili da un mercato concorrenziale, sia nelle
negoziazioni a pronti che in quelle a termine;
– l’aumento dei prezzi, in contesti di mercato scarsamente
concorrenziali, risulta essere superiormente limitato unicamente da
considerazioni ultronee alle dinamiche concorrenziali quale, ad
esempio, la sostenibilita’ socio-economica e politica dei prezzi
praticati; e che detta limitazione risulta essere altamente
variabile, discrezionale e costituisce pregiudizio per la stabilita’
delle attivita’ d’impresa degli operatori e per gli investimenti
nell’intero settore elettrico; e che la scarsa concorrenzialita’ in
un contesto siffatto va anche a sostanziale detrimento della tutela
di consumatori ed utenti quanto a livelli di efficienza nei servizi
di pubblica utilita’;
– conseguentemente, la presenza di un operatore pivotale
rappresenta un elemento strutturale ostativo che, come detto ai
precedenti alinea, occorre rimuovere per dar modo alle dinamiche
concorrenziali di esplicare i propri effetti nel settore elettrico
quanto a contenimento di prezzi e tariffe dell’energia elettrica;
– la presenza di un operatore simultaneamente pivotale in piu’
macrozone costituisce grave pregiudizio alla concorrenzialita’ nel
mercato elettrico nazionale rispetto alla situazione di eventuali
operatori che risultano pivotali in una sola macrozona;
– l’esercizio del potere di mercato puo’ portare non solo a
rilevanti trasferimenti di ricchezza dai consumatori ai produttori e
tra i produttori, ma anche a rilevanti inefficienze produttive ed
allocative, a sensibili inefficienze nella determinazione del livello
ottimale di nuova capacita’ produttivaed alla localizzazione della
medesima, nonche’ alla destabilizzazione degli investimenti di
operatori terzi nell’attivita’ di produzione di energia elettrica.
Considerato, inoltre, che:
– sin dal 2001 l’Autorita’ ha condotto varie iniziative di
consultazione (si vedano i documenti 7 agosto 2001, 27 febbraio 2002,
4 giugno 2003, 30 gennaio e 23 novembre 2004) in ordine ad alcuni
provvedimenti attuativi per la promozione della concorrenza
nell’offerta di energia elettrica; e che alcuni degli interventi ivi
previsti erano compatibili con l’assetto allora amministrato del
settore elettrico (vale a dire quell’assetto in cui il dispacciamento
era organizzato con criteri diversi da quello di merito economico) e
sono stati implementati nella misura in cui essi servivano allo
scopo; e che altri interventi, invece, erano solo tratteggiati in
vista della loro piena applicabilita’ una volta intervenuto il
dispacciamento di merito economico con il conseguente avvio della
Borsa elettrica e una volta noto il funzionamento del sistema
elettrico nazionale in presenza di meccanismi compiuti di mercato;
– nel documento per la consultazione 5 maggio 2005 l’Autorita’ ha
illustrato, tra l’altro, le diverse famiglie di strumenti con cui e’
possibile intervenire per ridurre il grado d’interesse del produttore
ad esercitare il proprio potere di mercato;
– le risposte al documento per la consultazione 5 maggio 2005
hanno segnalato quale strumento piu’ opportuno per ridurre il grado
d’interesse del produttore ad esercitare il proprio potere di mercato
l’obbligo a cedere capacita produttiva virtuale (di seguito: VPP,
acronimo in lingua inglese di Virtual Power Plant con cui tale
strumento viene solitamente denominato, assieme alle sue varianti,
nella letteratura tecnico-economica settoriale), vale a dire a
concludere contratti nei quali il cedente trasferisce all’acquirente
l’eventuale beneficio derivante dalla realizzazione di prezzi elevati
nella Borsa eventualmente formatisi grazie all’esercizio del potere
di mercato dell’operatore pivotale ed alla sua capacita’ di fissare i
prezzi;
– viste le risposte degli operatori al citato documento per la
consultazione, l’Autorita’ ha specificato con il documento per la
consultazione 4 agosto 2005 una proposta dettagliata di attuazione
dell’obbligo di cessione di VPP da implementarsi per l’anno 2006 nel
settore elettrico nazionale;
– le risposte al documento per la consultazione 4 agosto 2005, ad
eccezione di quelle prodotte da Enel, Endesa e dall’associazione
esponenziale degli interessi dei produttori cui pure le predette
societa’ aderiscono, hanno per la maggior parte condiviso lo schema
proposto;
– l’obbligo di cessione di VPP e’ uno strumento per la promozione
della concorrenza nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
teso alla riduzione dell’interesse degli operatori pivotali ad
esercitare il proprio potere di mercato nei mercati a pronti ed a
termine; e che tale strumento puo’ essere tarato, quanto ai volumi di
capacita’ produttiva sottesi, proporzionalmente e dinamicamente in
ragione delle transazioni nel mercato a termine che l’operatore
pivotale dovesse stipulare anteriormente all’effettuazione delle
cessioni di VPP;
– la cessione di VPP da un lato rende parte dei ricavi
dell’operatore non correlata ai prezzi di Borsa, sterilizzando di
conseguenza l’interesse del cedente, relativamente alla quantita’
contrattuale, a presentare offerte in Borsa con prezzi superiori al
cd. corrispettivo di esercizio o strike price e, dall’altro, riduce
sensibilmente la capacita’ dell’operatore di determinare in maniera
unilaterale il prezzo dell’energia elettrica offerta nelle
negoziazioni a termine;
– per quanto esposto al precedente alinea, impegni contrattuali di
cessione di energia elettrica a termine dell’operatore pivotale, una
volta assunti, producono effetti analoghi ai VPP in termini di
riduzione dell’incentivo ad esercitare il potere di mercato nei
mercati a pronti, qualora, in particolare, la quantita’ contrattuale
non dipenda dal prezzo realizzato nella Borsa oppure essa dipenda dal
prezzo di Borsa solo nei limiti in cui detto prezzo sia o meno
superiore a valori che riflettano il costo variabile di produzione
effettivo dell’operatore pivotale;
– un operatore pivotale non ha interesse ad esercitare il proprio
potere di mercato solo se:
– la capacita’ produttiva per cui risulta pivotale, al netto della
capacita’ produttiva impegnata in contratti di cessione di energia
elettrica a termine o di VPP, risulta piccola rispetto al complesso
della capacita’ produttiva nella disponibilita’ dell’operatore;
– la funzione (ordinata in senso crescente) del costo variabile
delle unita’ di produzione nella disponibilita’ dell’operatore
pivotale assume, per livelli di capacita’ superiori a quella per cui
risulta pivotale, valori sensibilmente inferiori rispetto al costo
variabile delle unita’ di produzione nella disponibilita’ degli altri
operatori;
– l’obbligo a cedere VPP a fronte del riconoscimento da parte
dell’acquirente dei medesimi di un premio annuo per la capacita’
produttiva modifica le attese di remunerazione da parte
dell’operatore solo con riferimento alle ore per cui risulta pivotale
e non nelle rimanenti ore dell’anno; infatti, il VPP e’ di fatto
equivalente ad un contratto che preveda il pagamento da parte del
cedente delle differenze positive tra prezzi di Borsa e prezzi di
esercizio nelle sole ore di pivotalita’ a fronte di un premio
effettivo pagato dall’acquirente, dedotto il valore delle differenze
positive tra prezzi di Borsa e prezzi di esercizio;
– per quanto detto sopra, data la struttura dell’offerta presente
nelle diverse macrozone, affinche’ si raggiungano condizioni in cui
l’operatore pivotale adotti strategie concorrenziali, il medesimo
operatore pivotale dovrebbe contrattualizzare con operatori terzi una
quota di capacita’ produttiva di entita’ paragonabile a quella per
cui il medesimo operatore e’ indispensabile per soddisfare la domanda
nella macrozona, tenendo conto dei contratti gia’ eventualmente
sottoscritti;
– interventi volti a modificare l’incentivo per gli operatori
pivotali ad esercitare il proprio potere di mercato, quali l’obbligo
a cedere VPP, si caratterizzano, tra l’altro, per la loro
flessibilita’ per quanto attiene alla possibilita’ di modulare il
dimensionamento dell’intervento nel tempo, in funzione sia delle
variazioni strutturali di mercato attese (ad esempio: disponibilita’
di capacita’ produttiva dei concorrenti e capacita’ di trasporto
dell’energia elettrica) che della posizione assunta dall’operatore
sui mercati a termine (ad esempio: contratti gia’ conclusi)
distintamente in ciascuna macrozona; tutto cio’ consente di
garantirne la proporzionalita’ e la transitorieta’ dell’intervento
regolatorio;
– la previsione che l’operatore pivotale non sia tenuto a cedere
VPP qualora l’offerta ricevuta risulti inferiore ad un premio di
riserva dallo stesso determinato sulla base dei suoi dati di bilancio
ed applicando al capitale investito un equo tasso di remunerazione
costituisce una tutela degli effetti prodotti dall’intervento
sull’equilibrio economico e finanziario dell’operatore;
– l’introduzione dello strumento VPP obbliga a considerare
l’articolazione della capacita’ produttiva virtuale in piu’ classi o
tipologie di VPP aderenti ai costi variabili delle varie tipologie di
impianti in quanto, vista la caratteristica intrinseca dello
strumento ed in assenza di articolazione tipologica, si potrebbe
configurare la situazione in cui ad un unico tipo di VPP sia
associato un corrispettivo di esercizio tale da determinare un
effetto del tutto pernicioso di rialzo dei prezzi di Borsa;
– con riferimento alla macrozona Sardegna, l’entita’ della
posizione pivotale di Endesa, come rilevata dall’indagine congiunta,
e’ destinata a ridursi con l’entrata in servizio nei primi mesi
dell’anno 2006 di nuova capacita’ produttiva nella disponibilita’ di
un operatore diverso da Endesa e non riconducibile a quest’ultima
societa’;
– ancora con riferimento alla macrozona Sardegna, la situazione
sostanzialmente duopolistica nella produzione di energia elettrica
sull’isola consiglia di utilizzare strumenti per il controllo
dell’esercizio del potere di mercato diversi dalla cessione di VPP in
considerazione del fatto che la misura di pivotalita’ puo’ non
costituire un indicatore sufficiente a tarare l’intervento per la
promozione della concorrenza in tale ambito.
Considerato, inoltre, che:
– la capacita’ produttiva oggetto degli impegni contrattuali
assunti da Enel alla data di approvazione del presente provvedimento
e’ stimabile, anche sulla base di quanto comunicato da Enel con
lettera 14 settembre 2005, in circa 10.000 MW in tutte le ore del
2006, di cui:
– 6.600 MW di capacita’ produttiva oraria impegnata da Enel in
contratti con copertura con natura di opzioni sottoscritti con la
societa’ Acquirente Unico Spa;
– 1.800 MW di capacita’ produttiva oraria impegnata da Enel in
contratti con copertura con la societa’ Enel Trade Spa, che agisce
sulla base di mandati conferiti dai clienti finali;
– 1.600 MW di capacita’ produttiva oraria destinata da Enel a
contratti senza natura di opzioni sottoscritti con operatori non
riconducibili ad Enel.
Considerato, infine, che:
– tenuto conto dei contratti di cui al precedente considerato,
dalle analisi dei dati relativi alle pivotalita’ orarie per l’anno
2006 dell’unico operatore pivotale in piu’ di una macrozona, Enel,
che si ricavano dall’elaborazione delle informazioni trasmesse dal
Gestore della rete con lettera 6 ottobre 2005 e che aggiornano le
stime svolte dall’Autorita’ nel documento per la consultazione 5
maggio 2005, si evince che, assumendo valori di transito tra
macrozone derivanti da simulazioni di mercato basate sul
dispacciamento ottimo degli impianti (in ragione dei loro costi
variabili) ed un valore consuntivo in regime di dispacciamento di
merito economico tipico delle diverse macrozone, dichiarato dal
Gestore della rete nella medesima lettera, per il numero di ore di
funzionamento degli impianti di punta (pari a 430 ore al Nord, 330
ore in Sicilia e 170 ore nella macrozona Sud):
a) nella macrozona Nord, il valore di pivotalita’ di Enel cosi’
determinato vale circa 1600 MW;
b) nella macrozona Sicilia, il medesimo valore assume il livello
di circa 400 MW;
c) nella macrozona Sud, la pivotalita’ di Enel e’ di circa 3600
MW;
– assumendo ipotesi di transito nullo tra le diverse macrozone
(Nord, macroSud e macroSicilia) in modo tale da tenere in conto la
variabilita’ dei transiti interzonali attesi per il 2006 a parita’ di
ore assunte per il funzionamento degli impianti di punta, i valori
sopra richiamati sono rispettivamente:
– nella macrozona Nord, negativo (quindi inesistente);
– nella macrozona Sud, circa 7300 MW;
– nella macrozona Sicilia, circa 200 MW;
– ai sensi della deliberazione n. 175/05, il Gestore della rete ha
richiesto di potersi avvalere per ragioni di sicurezza della quasi
totalita’ degli impianti di produzione e pompaggio di rilevanza
strategica, ad oggi nella disponibilita’ di Enel; e che in
particolare, nella macrozona Nord, la modalita’ di utilizzo da parte
del Gestore della rete di tali impianti potrebbe, per ragioni di
mercato, incidere nel corso dell’anno 2006 in maniera tale da ridurre
il livello di pivotalita’ detenuto da Enel in tale macrozona;
Ritenuto opportuno che al fine di rispondere alle esigenze di
flessibilita’ manifestate dagli operatori nelle risposte al documento
per la consultazione 5 maggio 2005 e per quanto precedentemente
considerato, l’operatore pivotale tenuto alla cessione di VPP
articoli la capacita’ produttiva virtuale in classi o tipologie, come
individuate dall’operatore stesso in similitudine alle tipologie
presenti nei contratti sottoscritti per l’anno 2006 con la societa’
Acquirente Unico Spa; e che ciascuna delle quali sia caratterizzata
da un insieme di impianti con costi variabili simili e
contraddistinta da diversi livelli di premio di riserva e di
corrispettivo di esercizio o strike price.
Ritenuto inoltre opportuno che, al fine di garantire la
proporzionalita’ dell’intervento:
– l’eventuale obbligo alla cessione di VPP sia tarato, in ossequio
a criteri di gradualita’ e prudenza, al livello minimo di pivotalita’
oraria detenuta da Enel nelle varie macrozone tenendo conto delle
ipotesi assunti nei vari scenari di valutazione dei livelli di
pivotalita’ di cui ai precedenti considerati; segnatamente:
a) un valore nullo nella macrozona-Nord;
b) un livello di pivotalita’ pari a circa 3600 MW nella macrozona
Sud;
c) un ammontare pari a circa 200 MW nella macrozona Sicilia;
– in considerazione dei nuovi limiti di transito comunicati dal
Gestore della rete ai sensi della deliberazione n.176/05, le
macrozone siano ridefinite prevedendo che la zona Calabria sia
inclusa nella macrozona Sud e non piu’ nella macrozona Sicilia;
– la quantita’ di VPP che l’operatore pivotale deve cedere in
ciascuna macrozona debba essere commisurata in funzione del valore
atteso di domanda per cui l’operatore stesso risulta indispensabile,
data, tra l’altro, la capacita’ produttiva nella disponibilita’ di
terzi e le importazioni e/o esportazioni attese nella/dalla
macrozona;
– la quantita’ di VPP che l’operatore pivotale deve cedere sia
effettivamente determinata tenendo anche conto degli obblighi
contrattuali di fornitura di energia elettrica assunti dal medesimo
operatore alla data di assegnazione degli eventuali VPP, purche’ la
quantita’ contrattuale in detti obblighi non dipenda dal prezzo
realizzato nella Borsa; che pertanto, l’obbligo a cedere VPP sia
imposto all’operatore pivotale solo se il medesimo non abbia
precedentemente assunto obblighi contrattuali che producano effetto
analogo a quello atteso dalla cessione dei VPP;
– la previsione di cui al precedente alinea consente anche di
tenere anche adeguatamente conto nel dimensionamento della capacita’
produttiva che deve essere ceduta attraverso i VPP dell’eventuale
interesse da parte dell’operatore pivotale di adottare strategie
concorrenziali piuttosto che esercitare il proprio potere di mercato.
Ritenuto, inoltre, opportuno che siano posti in capo al Gestore
della rete obblighi informativi tali da condurre ulteriori verifiche
sul grado di pivotalita’ degli operatori in corso d’anno 2006 e che
venga rafforzata su tutte le macrozone (Nord, macroSud, Sicilia e
Sardegna) l’azione di monitoraggio dell’Autorita’ con modalita’
ulteriori rispetto a quelle gia’ vigenti ai sensi della deliberazione
n. 50/05.
Ritenuto, infine, opportuno che venga modificato l’articolo 1,
comma 2, della deliberazione n. 78/99, lasciando liberta’ alle parti
circa la determinazione dei tempi di preavviso per il recesso
unilaterale dal contratto di fornitura

DELIBERA

Di approvare il seguente provvedimento:
Articolo 1
Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni
di cui all’Allegato A alla deliberazione dell’Autorita’ 30 dicembre
2003, n. 168/03, come successivamente integrato e modificato, nonche’
le seguenti:
– assegnatario di capacita’ produttiva virtuale e’ un soggetto
selezionato come controparte per la stipula di un contratto per
l’assegnazione di capacita’ produttiva virtuale in esito alle
procedure concorsuali di cui all’Articolo 7;
– contratti con copertura sono contratti che prevedono il
riconoscimento al cedente di corrispettivi non rapportati alla
valorizzazione dell’energia elettrica nel sistema delle offerte, a
fronte della consegna all’acquirente di energia elettrica e/o a
fronte del riconoscimento al medesimo acquirente di corrispettivi
rapportati alla valorizzazione dell’energia elettrica nel sistema
delle offerte, inclusi i contratti di compravendita di energia
elettrica conclusi al di fuori del sistema delle offerte;
– contratti con copertura con natura di opzione sono contratti con
copertura che, per flessibilita’ concessa all’acquirente nel
determinare la quantita’ contrattuale in ciascuna ora e per struttura
dei corrispettivi, sono assimilabili ai contratti di cessione di
capacita’ produttiva virtuale oggetto del presente provvedimento;
– contratti con copertura senza natura di opzione sono contratti
con copertura diversi dai contratti con copertura con natura di
opzione;
– capacita’ di trasporto in importazione in una macrozona e’ la
somma delle capacita’ di trasporto in importazione nelle zone
appartenenti alla macrozona dalle zone contigue non appartenenti alla
medesima macrozona;
– Endesa e’ la societa’ Endesa Italia Spa, o suoi aventi causa
quali cessionari di capacita’ produttiva successivamente alla data di
entrata in vigore del presente provvedimento;
– Enel e’ la societa’ Enel Produzione Spa, o suoi aventi causa
quali cessionari di capacita’ produttiva successivamente alla data di
entrata in vigore del presente provvedimento;
– mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e’ l’insieme delle
negoziazioni di energia elettrica che si svolgono sia nel mercato del
giorno prima e nel mercato di aggiustamento, che al di fuori dei
predetti mercati organizzati;
– CCT e’ il corrispettivo per l’assegnazione dei diritti di
utilizzo della capacita’ di trasporto di cui alla deliberazione n.
168/03;
– operatore non riconducibile ad Enel e’ un operatore per il quale
non sussiste alcun rapporto di controllo o collegamento con Enel
sussumibile in una delle fattispecie declinate nell’articolo 7 della
legge 10 ottobre 1990, n. 287;
– operatore pivotale nella macrozona A e’, sulla base delle
risultanze della deliberazione n. 19/05, Enel;
– operatore pivotale nella macrozona C e’, sulla base delle
risultanze della deliberazione n. 19/05, Enel o Endesa;
– pivotalita’ oraria non contrattualizzata e’ la pivotalita’
oraria non contrattualizzata di cui all’Articolo 5;
– premio di riserva e’ il valore del premio offerto al di sotto
del quale Enel e’ sollevato dal concludere il contratto di cessione
di capacita’ produttiva virtuale di cui all’Articolo 7;
– unita’ di produzione e pompaggio strategica e’ un’unita’ di
produzione e pompaggio iscritta nell’elenco di cui all’articolo 23.1,
comma 23.1.6, della deliberazione n.168/03;
– unita’ di produzione rilevante termoelettrica e’ un’unita’ di
produzione appartenente ad una delle tipologie di cui all’articolo
10, comma 10.1, lettere b), c), e) e j), della deliberazione n.
168/03.

–*–

– deliberazione n. 78/99 e’ la deliberazione dell’Autorita’ 26
maggio 1999, n. 78/99;
– deliberazione n. 168/03 e’ l’Allegato A alla deliberazione
dell’Autorita’ 30 dicembre 2003, n. 168/03, come successivamente
modificato e integrato;
– deliberazione n. 47/04 e’ la deliberazione dell’Autorita’ 27
marzo 2004, n. 47/04;
– deliberazione n. 235/04 e’ la deliberazione dell’Autorita’ 23
dicembre 2004, n. 235/04;
– deliberazione n. 19/05 e’ l’Allegato A alla deliberazione
dell’Autorita’ 9 febbraio 2005, n. 19/05;
– deliberazione n. 50/05 e’ la deliberazione dell’Autorita’ 24
marzo 2005, n. 50/05.

TITOLO 1
DISPOSIZIONI GENERALI
Articolo 2
Macrozone
2.1 Ai fini dell’applicazione delle previsioni del presente
provvedimento, per macrozona si intende uno dei seguenti insiemi:
a. macrozona A e’ l’aggregato della zona nord e dei poli di
produzione limitata di Turbigo-Roncovalgrande e di Monfalcone, come
definite nella deliberazione n. 47/04;
b. macrozona B e’ l’aggregato delle zone Sicilia e del polo di
produzione limitata di Priolo, come definite nella deliberazione n.
47/04;
c. macrozona C e’ la zona Sardegna come definita nella
deliberazione n. 47/04;
d. macrozona D e’ l’insieme di tutte le altre zone e dei poli di
produzione limitata non gia’ incluse nelle macrozone A, B e C e
diverse dalle zone estere come definite nella deliberazione n. 47/04.
Articolo 3
Oggetto e finalita’
3.1 Il presente provvedimento reca le disposizioni che incidono:
a. sulla struttura dell’offerta di energia elettrica nel mercato
all’ingrosso dell’energia elettrica per l’anno 2006;
b. sulle condizioni contrattuali relative al recesso nei contratti
di vendita a clienti idonei.
3.2 Il presente provvedimento persegue la finalita’ di:
a. promuovere la concorrenza e l’efficienza nel mercato
all’ingrosso dell’energia elettrica;
b. promuovere la tutela degli interessi di utenti e consumatori.
Articolo 4
Obbligo a concludere contratti con copertura
4.1 Enel conclude contratti con copertura senza natura di opzione
con controparti selezionate attraverso procedure non discriminatorie,
secondo quanto previsto al presente provvedimento. Tali contratti
devono produrre effetti nel periodo compreso tra l’1 gennaio e il 31
dicembre 2006.
4.2 La capacita’ produttiva oraria impegnata nei contratti con
copertura senza natura di opzione di cui al comma 4.1 deve essere
tale da rendere non positivi, in ciascuna macrozona B e D i valori
della pivotalita’ oraria non contrattualizzata, ordinata in merito
decrescente a partire dall’n-esimo valore della medesima pivotalita’.
4.3 Il valore assunto dal parametro n di cui al comma 4.2 e’ pari
a 330 per la macrozona B e a 170 per la macrozona D .
4.4 Nel caso in cui al quindici (15) novembre 2005 la capacita’
produttiva oraria impegnata nei contratti con copertura senza natura
di opzione non sia tale da soddisfare la condizione di cui al comma
4.2, si applicano le disposizioni di cui al Titolo 2.
Articolo 5
Pivotalita’ oraria non contrattualizzata
5.1 La pivotalita’ oraria non contrattualizzata di Enel per l’anno
2006 e’ pari, in ciascuna ora dell’anno e ciascuna macrozona, al
minor valore tra la stima della capacita’ produttiva nella
disponibilita’ di Enel nella macrozona e:
a) la domanda complessiva oraria di energia elettrica, nella
macrozona, come stimata dal Gestore della rete; meno
b) la capacita’ produttiva disponibile delle unita’ di produzione
rilevanti termoelettriche, nell’ora e nella macrozona, nella
disponibilita’ di operatori non riconducibili ad Enel, come stimata
dal Gestore della rete; meno
c) la produzione attesa delle unita’ di produzione diverse da
quelle di cui alla precedente lettera b) offerte da operatori non
riconducibili ad Enel, nell’ora e nella macrozona, come stimata del
Gestore della rete; meno
d) il prodotto tra 10.000 MW ed il rapporto tra il fabbisogno di
energia elettrica, nell’ora e nell’insieme di zone appartenete alla
macrozona, stimato dal Gestore della rete ed il fabbisogno di energia
elettrica, nell’ora e in tutte le zone, stimato dal Gestore della
rete; meno
e) la differenza tra la capacita’ produttiva di Enel considerata
detraibile ed attribuita alla macrozona ai sensi dell’articolo 6,
comma 6.2, ed il valore di cui alla precedente lettera d); meno
f) la produzione attesa, sulla base delle stime del Gestore delle
rete, delle unita’ di produzione e pompaggio strategiche nella
disponibilita’ dell’operatore pivotale e localizzate nella macrozona;
meno
g) l’importazione netta dalle altre macrozone e/o Paesi esteri,
come stimata con riferimento all’ora sulla base di ipotesi di
dispacciamento ottimo.
5.2 Nella Tabella 1 allegata al presente provvedimento sono
riportati, per ciascuna delle macrozone B e D, i valori, ordinati in
merito decrescente, assunti dalla pivotalita’ oraria non
contrattualizzata di Enel, stimati assumendo pari a zero il valore di
cui al comma 5.1, lettera e).
Articolo 6
Capacita’ produttiva detraibile
6.1 E’ considerata detraibile ai fini del calcolo della
pivotalita’ oraria non contrattualizzata, la capacita’ produttiva
oraria impegnata da Enel in:
a) contratti con copertura con natura di opzioni conclusi con
l’Acquirente unico prima dell’entrata in vigore del presente
provvedimento;
b) contratti con copertura senza natura di opzioni conclusi con
operatori non riconducibili ad Enel;
c) contratti con copertura senza natura di opzioni conclusi con
operatori riconducibili ad Enel, nel caso in cui l’operatore di
mercato acquirente agisca sulla base di un mandato conferitogli da un
utente del dispacciamento in prelievo ed in misura pari al minore tra
i valori attesi dei programmi di immissione e dei programmi di
prelievo che saranno presentati ai sensi dell’articolo 17 della
deliberazione n. 168/03 in esecuzione dei medesimi contratti.
Ai fini della verifica delle condizioni di cui all’articolo 4,
comma 4.2, i contratti di cui alle lettere b) e c) devono essere
stati conclusi entro il quindici (15) novembre 2005. Ai fini della
quantificazione di cui all’articolo 7, comma 7.6, i contratti di cui
alle lettere b) e c) devono essere stati conclusi prima della data di
svolgimento della procedura concorsuale.
6.2 La capacita’ produttiva considerata detraibile ai sensi del
comma 6.1 e’ attribuita da Enel a ciascuna macrozona moltiplicando
detta capacita’ per il rapporto tra:
a. il fabbisogno di energia elettrica, nell’ora e nell’insieme di
zone appartenente alla macrozona, stimato dal Gestore della rete;
b. la somma dei fabbisogni di cui alla lettera a), nell’ora e
nell’insieme di zone appartenenti a tutte le macrozone.

TITOLO 2
CESSIONE DI CAPACITA’ PRODUTTIVA VIRTUALE
Articolo 7
Obbligo a concludere contratti di cessione di capacita’ produttiva
virtuale
7.1 Enel conclude contratti di cessione di capacita’ produttiva
virtuale nelle macrozone B e D con controparti selezionate attraverso
una o piu’ procedure concorsuali, eventualmente articolate in
sessioni multiple per la cessione di quote della capacita’ produttiva
virtuale. Detti contratti vincolano Enel al rispetto degli obblighi
di cui al presente provvedimento.
7.2 I contratti di cessione di cui al comma 7.1 devono produrre
effetti nel periodo compreso tra l’1 gennaio e il 31 dicembre 2006.
Enel puo’ offrire alle potenziali controparti opzioni di rinnovo
degli obblighi contrattuali per i due anni successivi al 2006, fatti
salvi i criteri di selezione delle controparti previsti dal presente
provvedimento.
7.3 Enel definisce uno o piu’ schemi di contratto di cessione di
capacita’ produttiva virtuale ed uno schema di regolamento d’asta per
la stipula dei medesimi contratti nell’osservanza dei criteri di cui
al presente Titolo e li comunica agli uffici dell’Autorita’, dandone
evidenza pubblica sul proprio sito internet.
7.4 Entro il trenta (30) novembre 2005, Enel conclude la prima
procedura concorsuale della sequenza di cui al comma 7.1.
7.5 Qualora, in esito alla prima procedura concorsuale, la
capacita’ produttiva virtuale complessivamente assegnata in una
macrozona risulti inferiore alla capacita’ produttiva virtuale da
assegnare nella medesima macrozona, Enel promuove una seconda
procedura concorsuale da concludersi entro il trenta (30) dicembre
2005.
7.6 La quantita’ di capacita’ produttiva virtuale che Enel deve
cedere complessivamente in esito alla procedura concorsuale di cui al
comma 7.4, nell’insieme delle zone appartenenti a ciascuna macrozona
B e D, e’ pari alla stima, relativa a tale anno, dell’n-esimo valore
assunto dalla serie della pivotalita’ oraria non contrattualizzata ,
ordinata in merito decrescente.
7.7 Il valore assunto dal parametro n di cui al comma 7.6 e’ pari
a 330 per la macrozona B e a 170 per la macrozona D.
Articolo 8
Condizioni generali dei contratti di cessione di capacita’ produttiva
virtuale
8.1 In conseguenza di atti o negozi giuridici che comportino la
cessione della proprieta’ o della disponibilita’ di capacita’
produttiva da parte di Enel, l’avente causa puo’ subentrare, in tutto
o in parte, nei diritti e obblighi dedotti nei contratti di cessione
di capacita’ produttiva virtuale, previa approvazione dell’Autorita’.
8.2 L’autorizzazione di cui al comma8.1 e’ negata solo nel caso in
cui, successivamente al subentro dell’avente causa nei diritti ed
obblighi dedotti nei contratti di cessione di capacita’ produttiva
virtuale, si registri un peggioramento delle condizioni
concorrenziali nel mercato all’ingrosso dell’energia.
Articolo 9
Criteri di organizzazione e gestione della procedura concorsuale per
l’assegnazione della capacita’ di produzione virtuale
9.1 La selezione delle controparti per la stipula dei contratti di
cessione di capacita’ produttiva virtuale avviene nell’ambito delle
procedure concorsuali di cui al comma 7.1, esclusivamente sulla base
del premio offerto.
9.2 Qualora sia necessario selezionare le controparti tra soggetti
che hanno presentato offerte con premi di pari importo, il criterio
di selezione deve essere non discriminatorio.
9.3 Con riferimento a ciascuna macrozona B e D, ciascuna procedura
concorsuale deve prevedere che sia offerta in vendita in sequenza la
capacita’ produttiva virtuale afferente a ciascuna tipologia a
partire dalle tipologie caratterizzate da minori prezzi di esercizio
del contratto. Le tipologie sono individuate da Enel comprendendo in
una stessa tipologia tutte le unita’ di produzione rilevanti
termoelettriche nella disponibilita’ del medesimo operatore,
localizzate nella macrozona e caratterizzate da costi variabili di
produzione simili.
9.4 Enel deve rendere noti ai partecipanti alle procedure
concorsuali, al fine della formulazione delle loro offerte, almeno i
seguenti elementi:
a. il prezzo di esercizio per ciascuna tipologia e per ciascuna
macrozona e la relativa regola di indicizzazione;
b. la capacita’ produttiva virtuale offerta in vendita per
ciascuna tipologia in ciascuna zona;
c. la capacita’ produttiva virtuale da assegnare in ciascuna
macrozona.
Articolo 10
Obblighi degli assegnatari
10.1 Ciascun soggetto risultato assegnatario di capacita’
produttiva virtuale di una certa tipologia in una zona e’ tenuto a
pagare a Enel:
a) per ogni MW di capacita’ produttiva virtuale di cui e’
risultato assegnatario, il premio annuo, espresso in €/MW, definito
per tale tipologia e zona in esito alla procedura concorsuale;
b) in ciascuna ora di durata del contratto, il prezzo di esercizio
del contratto, espresso in €/MWh, definito per tale tipologia e per
la macrozona a cui la zona appartiene, se inferiore al prezzo di
valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del
giorno prima in tale zona.
10.2 In deroga a quanto previsto al comma 10.1, qualora si sia
avvalso del diritto di cui al comma 11.2, il soggetto assegnatario e’
tenuto a:
a). pagare a Enel per ogni MW di capacita’ produttiva virtuale di
cui e’ risultato assegnatario, il premio annuo, espresso in €/MW,
definito per tale tipologia e zona in esito alla procedura
concorsuale;
b) pagare a Enel in ciascuna ora di durata del contratto, il
prezzo di esercizio, espresso in €/MWh, definito per tale tipologia e
macrozona cui la zona appartiene, per il programma di prelievo
comunicato al Gestore della rete ai sensi del comma 11.2, lettera a);
c). pagare a Enel se positivo o incassare da Enel se negativo il
controvalore dei corrispettivi CCT applicati all’operatore pivotale
in esecuzione del relativo contratto di compravendita con capacita’
virtuale.
Articolo 11
Diritti degli assegnatari
11.1 Ciascun assegnatario di capacita’ produttiva virtuale in una
zona riceve da Enel, in ciascuna ora di durata del contratto e per
ogni MW di capacita’ produttiva virtuale di cui e’ risultato
assegnatario nella zona, il prezzo di valorizzazione delle offerte di
vendita accettate nel mercato del giorno prima con riferimento alla
zona, se superiore al prezzo di esercizio previsto per la medesima
ora.
11.2 In alternativa a quanto previsto al comma 11.1,
l’assegnatario di capacita’ produttiva virtuale puo’ optare per la
registrazione presso il Gestore della rete di un contratto di
compravendita con capacita’ virtuale. In tal caso, ai fini
dell’assegnazione dei diritti ad immettere e a prelevare energia
elettrica in esecuzione di tale contratto nell’ambito del
dispacciamento:
a) l’assegnatario di capacita’ produttiva virtuale puo’ comunicare
al Gestore della rete uno o piu’ programmi di prelievo di energia
elettrica per un ammontare non superiore, in ciascun periodo
rilevante, alla quantita’ di MW di cui il soggetto e’ assegnatario. I
programmi di prelievo possono essere riferiti a punti di
dispacciamento nella disponibilita’ di diversi utenti del
dispacciamento, per i quali l’assegnatario ha la qualifica di
operatore di mercato;
b) Enel si impegna a comunicare al Gestore della rete uno o piu’
programmi di immissione di energia elettrica per un ammontare pari ai
programmi di prelievo di cui alla precedente lettera a).
Articolo 12
Capacita’ produttiva virtuale da offrire in vendita per ciascuna
tipologia
12.1 Per ciascuna tipologia e in ciascuna delle macrozone B e D,
la quantita’ di capacita’ produttiva virtuale che Enel offre in
vendita e’ commisurata ad una stima prudenziale della capacita’
produttiva disponibile delle unita’ di produzione rilevanti
termoelettriche di Enel ed appartenenti a tale tipologia nella
macrozona, determinata tenendo conto anche dei vincoli di
esportazione dai poli di produzione limitata inclusi nella macrozona,
al netto della capacita’ produttiva detraibile per tale tipologia,
determinata ai sensi del comma 12.2
12.2 Enel attribuisce a ciascuna tipologia la capacita’ produttiva
detraibile di cui all’articolo 6, comma 6.2, sulla base dei seguenti
criteri:
a) nel caso di contratti di cui al comma 6.1, lettera a), in
funzione del prezzo di esercizio previsto in ciascun contratto con
copertura. In particolare, la capacita’ produttiva di ciascun
contratto con copertura con natura di opzione dovra’ essere
attribuita alla tipologia caratterizzata da prezzi di esercizio piu’
simili a quello previsto nel medesimo contratto con copertura;
b) nel caso di contratti di cui al comma 6.1, lettere b) e c), in
funzione del profilo atteso di utilizzazione della potenza
contrattuale risultante dall’insieme dei contratti di cui alle
medesime lettere. In particolare, puo’ essere attribuita alla
tipologia caratterizzata dai minori prezzi di esercizio del contratto
solo la potenza contrattuale caratterizzata da un profilo atteso di
utilizzazione piatto nell’anno.
La capacita’ produttiva attribuita ad una tipologia in una
macrozona ai sensi del presente comma che ecceda la capacita’
produttiva disponibile delle unita’ di produzione rilevanti
termoelettriche di Enel ed appartenenti a tale tipologia nella
macrozona, come prudenzialmente stimata anche ai fini di cui al comma
12.1, sara’ attribuita alle tipologie caratterizzate da prezzi di
esercizio attesi immediatamente superiori.
12.3 Enel attribuisce a ciascuna zona appartenente alla macrozona
la capacita’ produttiva virtuale che deve essere offerta in vendita
per ciascuna tipologia, avendo a riferimento la capacita’ produttiva
disponibile delle unita’ di produzione rilevanti termoelettriche di
Enel ed appartenenti a tale tipologia nella zona e nei poli di
produzione limitata a questa connessi, come prudenzialmente stimata
anche ai fini di cui al comma 12.1.
Articolo 13
Criteri per la determinazione del premio di riserva
13.1 Con riferimento a ciascuna tipologia, il premio di riserva e’
differenziato in funzione della macrozona cui la capacita’ produttiva
virtuale e’ riferita.
13.2 Il premio di riserva e’ determinato da Enel nelle macrozone B
e D, per ciascuna tipologia e macrozona ed e’ commisurato ai costi
fissi per MW attribuibili alle unita’ di produzione nella
disponibilita’ di Enel localizzate in tale macrozona e comprese in
tale tipologia.
13.3 I costi fissi per MW di cui al precedente comma 13.2:
a) sono quantificati sulla base dei dati di bilancio
dell’esercizio 2004;
b) includono una congrua remunerazione del capitale investito
netto, calcolato tenendo conto degli ammortamenti economico-tecnici
desumibili dal bilancio;
c) includono i costi operativi pertinenti l’attivita’ di
generazione, ad esclusione delle partite straordinarie e dei costi
variabili di produzione.
13.4 Il premio di riserva per ciascuna tipologia e macrozona non
puo’ comunque essere superiore ai premi previsti nei contratti con
copertura con natura di opzione di tipologia analoga, relativi al
2006, gia’ conclusi da Enel con l’Acquirente Unico.
Articolo 14
Criteri per la determinazione del prezzo di esercizio della capacita’
produttiva virtuale
14.1 Con riferimento a ciascuna tipologia, il prezzo di esercizio
del contratto e’ differenziato in funzione della macrozona cui la
capacita’ produttiva virtuale e’ riferita.
14.2 Il prezzo di esercizio del contratto e’ determinato da Enel
ed e’ commisurato ai costi variabili di produzione delle unita’ di
produzione localizzate nella macrozona e comprese in tale tipologia.
14.3 I costi variabili di produzione di cui al comma 14.2 sono
determinati al netto degli eventuali oneri conseguenti al recepimento
della Direttiva 2003/87/CE del 13 ottobre 2003. Ai fini della
copertura di tali costi, i contratti di cui all’articolo 7 possono
prevedere clausole di adeguamento del prezzo di cessione in funzione
dei costi medi per KWh prodotto, effettivamente sostenuti con
riferimento alle unita’ di produzione appartenenti alla tipologia
nella macrozona.

TITOLO 3
MONITORAGGIO DELLA CONDOTTA DEGLI OPERATORI PIVOTALI NELLE MACROZONE
A E C
Articolo 15
Obblighi informativi degli operatori pivotali nelle macrozone A e C
15.1 Ciascun operatore pivotale nelle macrozone A e C calcola e
comunica all’Autorita’, con riferimento a ciascuna macrozona, per
ciascuna tipologia di unita’ di produzione nella disponibilita’ del
medesimo operatore:
a) i ricavi da cessione di energia elettrica, nonche’ gli
ulteriori ricavi a copertura dei costi di produzione relativi
all’anno 2004 e a ciascun trimestre degli anni successivi al 2004;
b) i costi fissi per MW quantificati secondo i criteri di cui
all’Articolo 13;
c) i costi variabili di combustibile relativi all’anno 2004 e a
ciascun trimestre degli anni successivi al 2004;
d. i costi variabili diversi da quelli di cui alla precedente
lettera c), relativi a ciascun trimestre degli anni successivi al
2004.
15.2 I dati di cui al comma 15.1 relativi all’anno 2004 devono
essere comunicati entro il trentuno (31) dicembre 2005; i dati di cui
al medesimo comma relativi ai trimestri degli anni successivi al 2004
devono essere comunicati entro sessanta (60) giorni dalla fine di
ciascun trimestre. Su informazioni contenute nella comunicazione
ciascun operatore pivotale nelle macrozone A e C puo’ porre vincoli
di riservatezza o di segretezza.

TITOLO 4
DISPOSIZIONI FINALI
Articolo 16
Obblighi informativi del Gestore della rete
16.1 Entro il venti (20) ottobre 2005 il Gestore della rete
pubblica nel proprio sito internet i seguenti dati:
a) con riferimento ad Enel, il valore risultante in ciascuna ora
del 2006 e per ciascuna delle macrozone B e D, dalla seguente
operazione:
i) la domanda complessiva oraria di energia elettrica, nella
macrozona, come stimata dal Gestore della rete; meno
ii) la capacita’ produttiva disponibile delle unita’ di produzione
rilevanti termoelettriche, nell’ora e nella macrozona, nella
disponibilita’ di operatori non riconducibili ad Enel, come stimata
dal Gestore della rete; meno
iii) la produzione attesa delle unita’ di produzione diverse da
quelle di cui al precedente punto ii) offerte da operatori non
riconducibili ad Enel, nell’ora e nella macrozona, come stimata del
Gestore della rete; meno
iv) la produzione attesa, sulla base delle stime del Gestore delle
rete, da unita’ di produzione e pompaggio strategiche nella
disponibilita’ di Enel e localizzate nella macrozona.
b) il valore assunto con riferimento a ciascuna ora dell’anno 2006
dal rapporto tra:
i) il fabbisogno di energia elettrica, nell’ora e nell’insieme di
zone appartenete alla macrozona, stimato dal Gestore della rete;
ii) la somma dei fabbisogni di cui al punto i), nell’ora e
nell’insieme di zone appartenenti a tutte le macrozone..
16.2 Entro il trenta (30) giugno 2006 il Gestore della rete
calcola e comunica all’Autorita’, con riferimento a ciascuna
macrozona, un aggiornamento per gli anni 2006 e 2007:
a) dei dati e delle stime di fabbisogno, capacita’ produttiva e
produzione, necessari al calcolo della pivotalita’ oraria non
contrattualizzata di Enel ed Endesa;
b) del programma di ripotenziamento e ambientalizzazione dei
gruppi termoelettrici, del programma di ingresso o di dismissione di
unita’ di produzione.
Articolo 17
Obblighi informativi di Enel
17.1 Enel comunica all’Autorita’:
a) la capacita’ produttiva impegnata in contratti con copertura
senza natura di opzione, ai sensi dell’articolo 4, comma 4.1, entro
il venti (20) novembre 2005;
b) i premi di riserva previsti per le procedure concorsuali di cui
Articolo 7, entro il venti (20) novembre 2005;
c) il valore assunto in ciascuna ora dalla capacita’ produttiva
detraibile ai fini della quantificazione di cui all’Articolo 7, comma
7.6, nonche’ le modalita’ di attribuzione della capacita’ detraibile
a ciascuna macrozona e gli esiti delle procedure concorsuali di cui
all’Articolo 7, entro sette (7) giorni dalla conclusione delle
medesime procedure.
17.2 Su informazioni contenute nella comunicazione di cui al comma
17.1, lettera b), Enel puo’ porre vincoli di riservatezza o di
segretezza.
Articolo 18
Modificazione della deliberazione n. 78/99
18.1 All’articolo 1, comma 2, della deliberazione 26 maggio 1999,
n. 78/99, come modificata ed integrata dalla deliberazione 29 ottobre
2003, n. 123/03, sono soppresse le parole “Nei contratti in cui la
parte acquirente e’ un cliente grossista,”.
– di trasmettere il presente provvedimento al Ministro delle
attivita’ produttive, al Gestore della rete, ad Enel e ad Endesa;
– di pubblicare il presente provvedimento nella Gazzetta Ufficiale
della Repubblica Italiana e nel sito internet dell’Autorita’
(www.autorita.energia.it), affinche’ entri in vigore dalla data della
sua prima pubblicazione.

Milano, 7 ottobre 2005

Il Presidente: Alessandro Ortis

—-> Vedere Allegato da pag. 27 a pag. 109 del S.O. formato zip/pdf

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 18 ottobre 2005

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