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Deliberazione 19 febbraio 2004, n. 21

Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas. Adozione e prove operative di misure per la promozione della concorrenza e dell'efficienza nell'offerta di energia elettrica. (Testo aggiornato alla Deliberazione n.49/04 del 27 marzo 2004, pubbl. su GU n. 89 del 16.04.04)

(GU n. 66 del 19-3-2004) 



L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 24 febbraio 2004,
Visti:
la legge 10 ottobre 1990, n. 287;
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
il decreto del Ministro delle attivita' produttive 19 dicembre 2003 recante approvazione del testo integrato della disciplina del mercato elettrico e assunzione di responsabilita' del Gestore del mercato elettrico S.p.a. relativamente al mercato elettrico;
il decreto del Ministro delle attivita' produttive 19 dicembre 2003 recante assunzione della titolarita' delle funzioni di garante della fornitura dei clienti vincolati da parte della societa' Acquirente unico ai sensi dell'articolo 4, comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e direttive alla medesima societa';
la deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorita) 16 giugno 1997, n. 67;
la deliberazione dell'Autorita' 26 giugno 2002, n. 125; 
la deliberazione dell'Autorita' 30 dicembre 2003, n. 168;
il documento per la consultazione "Misure per la promozione della concorrenza e dell'efficienza nell'offerta di energia elettrica ai sensi dell'art. 1, comma 1, della legge 14 novembre 1995, n. 481" pubblicato in data 30 gennaio 2004 (di seguito: il documento per la consultazione).
Considerato che:
l'Autorita' e' investita di una generale funzione di regolazione attraverso la quale puo' adottare gli interventi necessari per rimuovere situazioni strutturali ostative alla promozione della concorrenza e dell'efficienza nell'offerta dei servizi nel settore dell'energia elettrica;
misure quali quelle indicate nell'alinea precedente debbono essere graduate in ragione delle effettive, congiunturali esigenze di supporto al processo di promozione della concorrenza come sopra evidenziate, diversamente dando luogo a forme surrettizie di intervento amministrativo sui meccanismi di mercato;
il documento per la consultazione prefigurava, in generale, misure per limitare i prezzi orari puntuali sia del mercato del giorno prima sia del mercato di aggiustamento, nonche' per garantire apporti dei diversi operatori attivi lato offerta adeguati alla capacita' di contributo di ciascun operatore nelle diverse zone e infine per monitorare l'eventuale deriva nel tempo dei prezzi medi;
allo stato, l'esigenza di assicurare la coerenza del provvedimento con i criteri di cui ai precedenti alinea motiva l'adozione di un primo gruppo di misure minime tese: a garantire un efficace funzionamento dei mercati prevenendo, anche ai fini della sicurezza del sistema elettrico nazionale, comportamenti volti a non collocare parte della produzione; ad assicurare, tramite lo strumento del contratto differenziale, la copertura del rischio di prezzo per il garante della fornitura al mercato vincolato;
l'approccio progressivo e di verifica operativa per la messa in funzione del sistema delle offerte adottato dal Ministero delle attivita' produttive e' in fase di completamento;
l'entrata in operativita' delle misure prefigurate nel presente provvedimento deve essere preparata mediante opportune prove, condotte dagli organismi tecnici cui e' affidata la gestione del mercato e che in tale veste dispongono delle conoscenze e delle dotazioni tecniche per operare in tale senso;
le prove di cui al precedente alinea consentiranno di misurare l'efficacia delle misure stesse rispetto a situazioni anomale di funzionamento del mercato; cio' che e' indispensabile per consentire all'Autorita', qualora sia necessario, di apportare eventuali modifiche e integrazioni al presente provvedimento;
quanto indicato al precedente alinea puo' essere effettuato sia attraverso apposite simulazioni sia attraverso l'applicazione di dette misure nell'ambito della pendente fase di prova del sistema delle offerte quando tale fase consentira' verifiche attendibili sull'efficienza del sistema di negoziazione.
Ritenuto che:
la conclusione di contratti differenziali da parte dell'Acquirente unico possa essere disciplinata prevedendo, diversamente da quanto prospettato nel documento per la consultazione, il ricorso a procedure concorsuali, essendo ben possibile, come si ricava dai contributi ricevuti nel corso della consultazione, che gli operatori, in una fase nella quale potrebbe fingere da incentivo l'interesse a stabilizzare i flussi di ricavo, accedano volontariamente alla sottoscrizione di detti contratti;
sia necessario prevedere soluzioni specifiche per situazioni di non chiusura del mercato ovvero di chiusura a prezzi manifestamente anomali;
sia necessario porre nei mercati del giorno prima e di aggiustamento, in analogia con quanto avviene in altri Paesi, un limite massimo volto al contenimento dei picchi estremi di prezzo il cui rispetto costituisca condizione per l'ammissibilita' delle offerte di vendita;
la quantita' di apporto minimo dei diversi operatori, da garantire per conseguire condizioni di concorrenza ed efficacia nell'offerta di energia elettrica, debba essere graduata alla dimensione relativa della capacita' di ciascun operatore nelle diverse zone ed alla entita' della domanda rapportata all'offerta in ciascuna zona;
qualora, nelle ore ad alto e medio carico, si presentino simultaneamente una deriva del prezzo medio dell'energia opportunamente calcolato su scala mensile, e il mancato raggiungimento da parte dell'operatore marginale della quantita' minima di cui all'alinea precedente, debba essere corrisposto all'operatore di cui sopra, non il prezzo marginale di sistema, ma il prezzo effettivamente offerto in tutte le zone dove detto operatore contribuisce al soddisfacimento della domanda;
sia necessario prevedere che il Gestore della rete di trasmissione nazionale e il Gestore del mercato, conducano una fase di prova delle misure da avviare sin dal momento dell'entrata in vigore del presente provvedimento i cui risultati siano tempestivamente resi disponibili all'Autorita';
sia necessario acquisire attraverso la definizione di opportuni indici dati relativi alla dinamica sia dell'offerta, sia della domanda sul mercato e sui relativi prezzi per le diverse zone e per i diversi mercati (del giorno prima, di aggiustamento e dei servizi di dispacciamento);
detti indici, nei limiti delle vigenti forme di tutela in ordine alla riservatezza o segretezza di informazioni aziendali, commerciali, industriali e finanziarie, debbano essere resi pubblici allo scopo di garantire la massima trasparenza sul funzionamento dei mercati;

Delibera:

Art. 1.
Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni richiamate e riportate all'art. 1 dell'allegato A alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 dicembre 2003, n. 168/03, nonche' all'art. 1 dell'allegato A alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n. 05/04, integrate come segue:
energia elettrica CIP 6 e' l'energia elettrica di cui all'art. 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99;
fasce orarie F1, F2, F3 e F4 sono le fasce orarie di cui alla tabella 1 del testo integrato;
operatore di mercato marginale e' l'operatore di mercato che ha presentato l'ultima offerta accettata nel mercato del giorno prima;
ore di alto e medio carico sono le ore dell'anno comprese nelle fasce orarie F1 ed F2 di cui alla tabella 1 del testo integrato;
parametro Ct e' il costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, di cui al comma 6.5, della deliberazione n. 70/97;
prezzo all'ingrosso per l'anno 2004 e', in ciascuna ora delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4, il prezzo pari alla differenza tra:
a) la somma del valore della componente del prezzo all'ingrosso a copertura dei costi fissi di produzione di cui alla tabella 1 allegata alla deliberazione n. 203/02 e del valore del parametro Ct;
b) i valori delle componenti r f e b f di cui alla tabella 1 allegata alla deliberazione n. 36/02.
quota di mercato e', per ciascun operatore di mercato, il rapporto tra la capacita' nella disponibilita' del medesimo operatore e la capacita' totale disponibile;
legge n. 287/1990 e' la legge 10 ottobre 1990, n. 287/1990; 
deliberazione n. 36/02 e' la deliberazione dell'Autorita' 7 marzo 2002, n. 36/02;
deliberazione n. 203/02 e' la deliberazione dell'Autorita' 12 dicembre 2002, n. 203/02;
deliberazione n. 67/03 e' l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorita' 26 giugno 2003, n. 67/03;
il decreto 19 dicembre 2003 e' il decreto del Ministro delle attivita' produttive del 19 dicembre 2003 recante approvazione del testo integrato della disciplina del mercato elettrico e assunzione di responsabilita' del Gestore del mercato elettrico S.p.a. relativamente al mercato elettrico, pubblicato nel supplemento ordinario n. 199 alla Gazzetta Ufficiale n. 301 del 30 dicembre 2003;
disciplina e' il testo integrato della disciplina del mercato elettrico con il decreto 19 dicembre 2003;
deliberazione n. 168/03 e' la deliberazione dell'Autorita' 30 dicembre 2003, n. 168/03;
testo integrato e' l'allegato A alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n. 05/04, come successivamente modificato ed integrato.

Art. 2.
Oggetto finalita'
2.1 Il presente provvedimento reca le disposizioni aventi ad oggetto:
a) le modalita' per l'esercizio da parte dell'Autorita' dell'attivita' di monitoraggio delle condizioni di offerta nel mercato elettrico, inclusa la definizione di criteri per la costruzione di indici di mercato da utilizzare ai fini del medesimo monitoraggio;
b) i meccanismi per il controllo dell'esercizio del potere di mercato nel settore elettrico, ivi inclusa la fissazione dei prezzi da riconoscere agli operatori di mercato in particolari condizioni, al fine di assicurare l'economicita' della fornitura.
2.2 Il presente provvedimento persegue la finalita' di: 
a) assicurare l'economicita' dell'approvvigionamento di energia elettrica;
b) garantire la promozione della concorrenza e dell'efficienza nel settore elettrico;
c) promuovere la tutela degli interessi di utenti e consumatori.

Titolo 1
MONITORAGGIO DEL MERCATO ELETTRICO

Art. 3.
Criteri generali
3.1 L'Autorita' esercita un'attivita' di moritoraggio sulle contrattazioni che hanno luogo nel sistema delle offerte e al di fuori del medesimo, nonche' sull'evoluzione della struttura della domanda e dell'offerta di energia elettrica.
3.2 Il Gestore del mercato elettrico e il Gestore della rete, con cadenza mensile, calcolano e comunicano all'Autorita' alcuni indici di mercato dagli stessi definiti in applicazione dei criteri di cui agli artt. 4 e 6.
3.3 Il Gestore del mercato pubblica nel proprio sito internet i valori degli indici di mercato per il monitoraggio della struttura e degli esiti dei mercati dell'energia, di cui all'art. 4, comma 4.3. 
3.4 Il Gestore della rete pubblica nel proprio sito internet i valori degli indici di mercato per il monitoraggio della struttura e degli esiti del mercato per il servizio di dispacciamento, di cui all'art. 6, comma 6.3.

Art. 4.
Criteri per la definizione degli indici di mercato per i mercati dell'energia
4.1 Il Gestore del mercato definisce e aggiorna indici di mercato per i mercati dell'energia attenendosi ai criteri di cui ai successivi commi del presente articolo.
4.2 Gli indici di mercato per i mercati dell'energia devono consentire il monitoraggio della struttura e degli esiti di tali mercati, nonche' della condotta dei singoli operatori di mercato.
4.3 Gli indici utilizzati ai tini del monitoraggio della struttura e degli esiti dei mercati dell'energia, tra i quali deve essere ricompreso anche quello di cui all'art. 5, devono, per ciascuna zona, fornire informazioni relative:
a) ai prezzi medi dell'energia elettrica;
b) alla volatilita' dei prezzi dell'energia elettrica;
c) al grado di concentrazione della domanda e dell'offerta.
4.4 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio della condotta dei singoli operatori di mercato nei mercati dell'energia devono, per ciascuna zona, fornire almeno informazioni relative:
a) alla quota di ciascun operatore di mercato con riferimento all'energia elettrica ceduta in tali mercati;
b) al numero di ore in cui l'offerta di un operatore di mercato e' risultata marginale;
c) alla differenza, espressa in termini percentuali, tra il prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica di cui all'art. 41, comma 41.2, lettera b), della Disciplina ed il prezzo della penultima offerta accettata;
d) alla quantita' dell'ultima offerta accettata, in rapporto al totale delle offerte accettate nella zona.(*)

 

(*) comma coś modificato dalla deliberazione n. 49/04 del 27 marzo 2004
Art. 5.
Indice di soluzione effettiva
5.1 Il Gestore del mercato definisce un indice mensile di prezzo di mercato denominato indice di soluzione effettiva, calcolato come media mobile su dodici mesi antecedenti, ponderata utilizzando le quantita', dei prezzi effettivamente rilevati sul mercato elettrico.
5.2 Ai fini del calcolo dell'indice di soluzione effettiva, il Gestore del mercato utilizza i prezzi e le quantita' risultanti dagli esiti effettivi del mercato elettrico nei dodici mesi antecedenti.

Art. 6.
Criteri per la definizione degli indici di mercato per il mercato per il servizio di dispacciamento
6.1 Il Gestore della rete definisce e aggiorna indici di mercato per il mercato per il servizio di dispacciamento attenendosi ai criteri di cui al presente articolo.
6.2 Gli indici di mercato devono consentire il monitoraggio della struttura e degli esiti del mercato nonche' della condotta dei singoli operatori sul mercato.
6.3 Gli indici analizzati ai fini del monitoraggio della struttura e degli esiti del mercato devono, per ciascuna zona, fornire almeno informazioni relative:
a) ai prezzi medi delle risorse;
b) alla volatilita' dei prezzi delle risorse;
c) al grado di concentrazione dell'offerta.
6.4 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio della condotta dei singoli operatori di mercato devono, per ciascuna zona, fornire almeno informazioni relative:
a) alla quota di ciascun operatore di mercato;
b) al numero di ore in cui l'offerta di un operatore di mercato e' risultata marginale per ciascuna tipologia di risorsa;
c) alla differenza tra i prezzi specificati nelle offerte presentate da ciascun operatore e i prezzi specificati nelle offerte degli altri operatori con riferimento alle stesse risorse e ad unita' dello stesso tipo.

Art. 7.
Criteri per la definizione di indici di disponibilita'
7.1 Il Gestore della rete definisce e aggiorna indici per la misura della disponibilita' di capacita' degli operatori di mercato, attenendosi ai criteri di cui al comma 7.2.
7.2 Gli indici per la misura della disponibilita' devono, per ciascuna zona, fornire almeno informazioni relative alla struttura dell'offerta in termini di:
a) capacita' nella disponibilita' di ciascun operatore di mercato;
b) capacita' non contrattualizzata nella disponibilita' di ciascun operatore di mercato;
c) tasso di indisponibilita' programmata ed accidentale di ciascuna unita' di produzione rilevante;
d) energia elettrica immessa dalle unita' di produzione nella disponibilita' di ciascun utente del dispacciamento.
7.3 Il Gestore della rete calcola, per ciascuna zona, ciascuna ora e con riferimento a ciascun operatore di mercato, la differenza tra:
a) la capacita' totale disponibile, definita ai sensi del successivo comma 8.2, ridotta di un coefficiente standard al fine di tenere conto delle indisponibilita' accidentali;
b) la capacita' non contrattualizzata nella disponibilita' dell'operatore di mercato medesimo, definita ai sensi del successivo comma 8.7.
7.4 Il Gestore della rete calcola, per ciascun operatore di mercato, un indice di offerta residuale pari al rapporto, espresso in termini percentuali, tra:
a) la differenza di cui al comma 7.3, e
b) il fabbisogno di potenza, inclusivo dei requisiti di riserva primaria, secondaria e terziaria e l'esportazione netta della zona, sulla base della direzione statisticamente prevalente dei transiti infrazonali valutata sul mese di riferimento, pubblicato dal Gestore della rete ai sensi dell'art. 13, comma 13.1. (*)
 7.5 Il Gestore della rete individua gli operatori di mercato per i quali l'indice di offerta residuale e' inferiore al 100%, nonche' l'ammontare di fabbisogno per il quale ciascun operatore risulta essenziale al fine della copertura del medesimo fabbisogno.
7.6 L'ammontare di fabbisogno di cui al comma 7.5 e' pari al prodotto tra:
a) la differenza tra 100% e l'indice di offerta residuale;
b) il fabbisogno di potenza di cui al comma 7.4, lettera b).

 

(*) commi coś modificati dalla deliberazione n. 49/04 del 27 marzo 2004
Art. 8.
Capacita' disponibile
 8.1 La capacita' nella disponibilita' di un operatore di mercato in una zona e' la somma dei seguenti elementi nella disponibilita' del medesimo operatore di mercato:
a) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione termoelettriche installate nella zona iscritte nel registro delle unita' di produzione (RUP), al netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione in manutenzione programmata e della potenza efficiente netta delle unita' di produzione che cedono energia elettrica nell'ambito di convenzione di cessione destinata;
b) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione non termoelettriche installate nella zona al netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione che cedono energia elettrica nell'ambito di convenzione di cessione destinata e tenendo conto della disponibilita' oraria a consuntivo delle rispettive fonti energetiche.
8.2 La capacita' totale disponibile in una zona e' la somma dei seguenti elementi:
a) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione termoelettriche installate nella zona iscritte nel registro delle unita' di produzione (RUP), al netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione in manutenzione programmata;
b) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione non termoelettriche installate nella zona al netto della potenza efficiente, tenendo conto della disponibilita' oraria a consuntivo delle rispettive fonti energetiche.
8.3 La capacita' non contrattualizzata nella disponibilita' di un operatore di mercato e' pari alla differenza tra la capacita' nella disponibilita' dell'operatore, al netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione in manutenzione programnmata e ridotta di un coefficiente standard al fine di tenere conto delle indisponibilita' accidentali, e la potenza di riferimento di eventuali contratti differenziali conclusi dal medesimo operatore ai sensi del successivo Titolo 2. (*)

 

(*) articolo coś sostituito dalla deliberazione n. 49/04 del 27 marzo 2004
Titolo 2
MISURE PER LA PROMOZIONE DELLA CONCORRENZA

Art. 9.
Contratti differenziali
9.1 L'Acquirente unico conclude, con controparti individuate attraverso procedure concorsuali, contratti differenziali di durata annuale. Possono chiedere di partecipare alle procedure concorsuali di cui al presente comma gli operatori di mercato dei punti di dispacciamento in immissione.
9.2 I contratti differenziali relativi all'anno 2004 devono essere stipulati dall'Acquirente unico entro il 31 marzo 2004 e produrre effetti con decorrenza dall'entrata in operativita' del dispacciamento di merito economico sino al 31 dicembre 2004.
9.3 Ciascun contratto differenziale impegna:
a) l'operatore di mercato a riconoscere all'Acquirente unico un corrispettivo pari, in ciascuna ora del periodo di durata del contratto e per ciascuna zona, al prodotto tra il prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica di cui all'art. 41, comma 41.2, lettera c), della disciplina e la quantita' di energia elettrica di riferimento oggetto del contratto;
b) l'Acquirente unico a riconoscere all'operatore di mercato un corrispettivo pari, in ciascuna ora del periodo contrattuale e per ciascuna zona, al prodotto tra il prezzo di assegnazione risultante dalla procedura concorsuale e la quantita' di energia elettrica di riferimento oggetto del contratto.

Art. 10.
Condizioni generali del contratto differenziale
10.1 L'Acquirente unico definisce le modalita' organizzative per l'espletamento delle procedure concorsuali di cui all'art. 9, secondo criteri di pubblicita', trasparenza e non discriminazione e nel rispetto dei criteri delineati nel presente articolo.
10.2 Le procedure concorsuali di cui all'art. 9 sono configurate come aste al ribasso rispetto ad un prezzo base d'asta definito dall'Autorita'.
10.3 Il prezzo base d'asta delle procedure concorsuali di cui al comma 9.2 e' pari al prezzo all'ingrosso per l'anno 2004. 
10.4 In esito a ciascuna procedura, a parita' di prezzo offerto, l'Acquirente unico identifica gli assegnatari e le quantita' di riferimento oggetto di ciascun contratto sulla base di un criterio pro-rata.
10.5 Le quantita' di energia elettrica offerte ai fini delle procedure corcorsuali di cui all'art. 9 devono essere fissate in ciascuna ora ed in ciascuna zona in funzione del profilo di prelievo atteso dei clienti del mercato vincolato.
10.6 Per il periodo compreso tra l'entrata in operativita' del dispacciamento di merito economico ed il 31 dicembre 2004, le quantita' di energia elettrica offerta ai fini delle procedure concorsuali di cui ai comma 9.2 devono essere, in ciascuna ora e in ciascuna zona, non inferiori al 30% del prelievo atteso dei clienti del mercato vincolato per l'anno 2004, al netto dell'energia elettrica CIP 6 ceduta all'Acquirente unico dal Gestore della rete e dell'energia elettrica di cui all'art. 9 della deliberazione n. 157/03.

10.7 Per l'anno 2004, l'Acquirente Unico al fine di meglio riprodurre il profilo della propria domanda e di incrementare le quantita' dei contratti differenziali puo' concludere entro il 15 aprile 2004 contratti differenziali con controparti individuate attraverso procedure concorsuali configurate come aste discriminatorie al ribasso, con prezzo base d'asta fissato dall'Acquirente Unico e pari, al massimo, al prezzo all'ingrosso per l'anno 2004 aumentato del 2%.
10.8 Ciascun contratto differenziale di cui al comma 10.7 impegna: 
a. l'operatore di mercato a riconoscere all'Acquirente Unico un corrispettivo pari, in ciascuna ora del periodo di durata del contratto, al prodotto tra il prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica di cui all'art. 41, comma 41.2, lettera c), della disciplina e la quantita' di energia elettrica di riferimento oggetto del contratto;
b. l'Acquirente Unico a riconoscere all'operatore di mercato un corrispettivo pari, in ciascuna ora del periodo contrattuale, al prodotto tra il prezzo di assegnazione risultante dalla procedura concorsuale e la quantita' di energia elettrica di riferimento oggetto del contratto.
10.9 Le quantita' di energia elettrica oggetto di tutti i contratti differenziali stipulati dall'Acquirente Unico non devono eccedere la stima del profilo orario del mercato vincolato approvvigionato nel mercato del giorno prima. (*)

 

(*) commi aggiunti dalla deliberazione n. 49/04 del 27 marzo 2004

Art. 11.
Prezzi massimi delle offerte nel mercato dell'energia
11.1 I prezzi specificati nelle offerte di vendita presentate nel mercato del giorno prima e nei mercato di aggiustamento per ciascun punto di dispacciamento per le unita' rilevanti non possono eccedere un valore limite determinato dall'Autorita' entro il 31 ottobre di ciascun anno a valere per l'anno successivo.
11.2 Per il periodo compreso tra l'entrata in operativita' del dispacciamento di merito economico e il 31 dicembre 2004 il valore limite di cui al comma 11.1 e' pari a 500 euro/MWh.
11.3 Il Gestore del mercato non riconosce valide le offerte presentate nel mercato del giorno prima o nel mercato di aggiustamento che eccedano il valore limite di cui al comma 11.1.

 Art. 12
Misure transitorie per l'anno 2004 in materia di monitoraggio dei prezzi medi mensili zonali e di controllo della quantita' minima.
 12.1. Le disposizioni di cui al presente articolo trovano applicazione limitatamente al periodo ricompreso tra l'entrata in operativita' del dispacciamento di merito economico e il 31 dicembre 2004.
12.2. Il Gestore del mercato calcola, per ciascun giorno del mese, la media dei prezzi di valorizzazione dell'energia elettrica di cui all'art. 41, comma 41.2, lettera c) della disciplina relativi alle ore di alto e medio carico dei trenta giorni precedenti, ponderati per le quantita' vendute nel mercato del giorno prima, ivi comprese le quantita' relative ai contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte.
12.3. Il Gestore del mercato calcola, per ciascun giorno del mese, la media dei prezzi all'ingrosso per l'anno 2004, relativi alle ore di alto e medio carico dei trenta giorni precedenti, ponderati per le quantita' vendute nel mercato del giorno prima, ivi comprese le quantita' relative ai contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte. Il valore risultante dalla media e' moltiplicato per un fattore Pp pari a:

(Formula omessa)

dove:
Qd sono le quantita' di energia contrattualizzate dall'Acquirente Unico attraverso i contratti differenziali stipulati entro il 30 aprile 2004;
Qtot e' la stima della domanda del mercato vincolato dall'avvio del dispacciamento di merito economico al 31 dicembre 2004, al netto dell'energia elettrica CIP 6 ceduta all'Acquirente Unico dal Gestore della rete e dell'energia elettrica di cui all'art. 9 della deliberazione n. 157/03, effettuata dall'Acquirente all'inizio del medesimo periodo.
12.4. Le operazioni di cui ai commi 12.2 e 12.3 sono eseguite entro il giorno 10 di ciascun mese successivo a quello cui la media si riferisce.
12.5. Per i primi trenta giorni di applicazione delle disposizioni di cui al presente articolo, la media di cui al comma 12.2 e' calcolata, entro i dieci giorni successivi al completamento dei primi trenta giorni, assumendo come prezzi di valorizzazione dell'energia elettrica i prezzi all'ingrosso per l'anno 2004 relativi alle ore di alto e medio carico ridotti di 1Euro/MWh e ponderati per la previsione del fabbisogno orario di energia elettrica di cui al comma 8.1, lettera a), della deliberazione n. 67/03.
12.6. Qualora la media dei prezzi di cui al comma 12.2 sia superiore al valore determinato ai sensi al comma 12.3, il Gestore del mercato calcola, per ciascun operatore di mercato marginale in una zona, la differenza, per ciascuna macro zona e per ciascuna ora, tra le quantita' vendute nel mercato dei giorno prima ivi comprese le quantita' relative ai contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte, e la quantita' minima Q(elevato)h (base)"min" definita ai sensi del comma 12.8.
12.7. Qualora, per una data macro-zona e una data ora, la differenza di cui al comma 12.6 sia negativa, i prezzi liquidati all'operatore di mercato marginale dal Gestore del mercato per le offerte accettate nel mercato del giorno prima in qualsiasi zona e relative ad unita' di produzione termoelettriche sono modificati in modo da riconoscere un prezzo pari al prezzo specificato nella stessa offerta, in luogo del prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica di cui all'art. 41, comma 41.2. lettera b), della disciplina.
12.8. Il Gestore del mercato determina la quantita' minima oraria Q^h "min" imputabile a ciascun operatore di mercato, in una macro-zona, pari a:

(Formula omessa)

dove:
D(elevato)h e' la quantita' complessivamente accettata in acquisto nell'ora h alla chiusura del mercato del giorno prima, ivi incluse le offerte assimilate di cui all'art. 19, comma 19.5, della deliberazione n. 168/03, aumentata delle importazioni nette;
x(elevato)h (base)i e' la quota di mercato dell'operatore di mercato i nell'ora /h, calcolata come rapporto tra la capacitanella disponibilita' del medesimo operatore nella macro zona e capacita' totale disponibile della macro-zona definite rispettivamente ai commi 12.9 e 12.10;
F(elevato)h e' il rapporto tra la capacita' totale disponibile nell'ora /h e la domanda D(elevato)h.
12.9. La capacita' nella disponibilita' di un operatore di mercato in una macro-zona e' la somma dei seguenti elementi nella disponibilita' del medesimo operatore di mercato:
a) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione termoelettriche installate nella macro-zona iscritte nel registro delle unita' di produzione (RUP), al netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione in manutenzione programmata e del tasso di indisponibilita' accidentale pari convenzionalmente al 15% delle ore disponibili;
b) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione non termoelettriche installate nella macro-zona, tenendo conto della disponibilita' oraria a consuntivo delle rispettive fonti energetiche;
12.10. La capacita' totale disponibile in una macro zona e' la somma dei seguenti elementi:
a) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione termoelettriche installate nella macro zona iscritte nel registro delle unita' di produzione (RUP) al netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione in netto della potenza efficiente netta delle unita' di produzione in manutenzione programmata e del tasso di indisponibilita' accidentale pari convenzionalmente al 15% delle ore disponibili;
b) la potenza efficiente netta delle unita' di produzione non termoelettriche installate nella macro-zona, tenendo conto della disponibilita' oraria stimata delle rispettive fonti energetiche.
12.11. Ai fini della determinazione della potenza efficiente netta delle unita' di produzione termoelettriche installate di cui ai commi 12.9 e 12.10, alla potenza degli impianti turbogas e' applicato un fattore Tu = 0,1; e' inoltre sottratta dalla potenza efficiente netta delle unita' di produzione termoelettriche l'indisponibilita', valutata a consuntivo, connessa a vincoli e limiti ambientali, nonche' alle congestioni strutturali definite dai poli limitati.
12.12. Nel caso in cui l'applicazione delle disposizioni di cui al presente articolo determini una differenza positiva tra ricavi e costi del Gestore del mercato connessi con i contratti di compravendita di energia elettrica nel mercato del giorno prima, il Gestore del mercato versa tale differenza al Gestore della rete. Il Gestore della rete utilizza tali proventi per la copertura dei costi di dispacciamento, a riduzione del corrispettivo di cui all'art. 36 della deliberazione n. 168/03.
12.13. Il Gestore della rete in situazioni eccezionali di criticita' del sistema elettrico nazionale, ai fini della tutela della sicurezza del medesimo sistema, puo' sospendere l'applicazione delle disposizioni di cui al comma 12.7 dandone tempestiva comunicazione all'Autorita'. (*)

 

(*) articolo coś sostituito dalla deliberazione n. 49/04 del 27 marzo 2004


Titolo 3
DISPOSIZIONI TRANSITORIE E FINALI

Art. 13.
Obblighi informativi
13.1 Ai fini dei computo delle indice di offerta residuale di cui all'art. 7, il Gestore della rete calcola e pubblica sui proprio sito internet per ciascuna zona e ciascuna ora il fabbisogno di potenza, inclusivo dei requisiti di riserva primaria, secondaria e terziaria.
13.2 Ai fini delle quantificazioni di cui all'art. 8, comma 8.7, ciascun utente del dispacciamento e' tenuto a comunicare al Gestore della rete secondo modalita' dal medesimo definite, per ciascuna ora e per ciascun punto di dispacciamento, la potenza efficiente netta delle unita' incluse in ciascun punto di dispacciamento di cui e' responsabile, imputabile a ciascun operatore di mercato registrato per quel punto di dispacciamento.
13.3 Il Gestore del mercato, anche tramite la predisposizione di apposite funzioni del sistema telematico di negoziazione, nel rispetto dei vincoli di sicurezza del sistema principale rende accessibili all'Autorita' in via continuativa ed in sola lettura i dati relativi allo svolgimento delle negoziazioni e ai contratti conclusi nel mercato elettrico.
13.4 Il Gestore del mercato e il Gestore della rete garantiscono all'Autorita' l'accesso diretto e da remoto al sistema di archiviazione dei dati utilizzato per il calcolo degli indici di cui ai Titoli 1 e 2 del presente provvedimento.

Art. 14.
Disposizioni transitorie e finali
14.1 Ai fini di quanto previsto nel presente provvedimento, il Gestore della rete trasmette al Gestore del mercato le informazioni necessarie in suo possesso.
14.2 Entro sessanta giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento il Gestore del mercato presenta all'Autorita' un'analisi dei possibili interventi regolatori da applicarsi nel caso in cui il prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica nel mercato elettrico assuma valori ritenuti anomali, ad esempio pari a zero.
14.3 Il Gestore del mercato presenta all'Autorita', entro lo stesso termine di cui al comma 14.2, una proposta di misure per il controllo del potere di mercato fondata su vincoli alla volatilita' del prezzo di acquisto dell'energia elettrica nel mercato elettrico. La proposta deve indicare esplicitamente le conseguenze per gli operatori connesse con eventuali comportamenti anticoncorrenziali.
14.4 Il Gestore della rete nelle regole per il dispacciamento di cui all'art. 7 della deliberazione n. 168/03 definisce, sentito il Gestore del mercato, le regole tecniche per l'approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento nel caso in cui i mercati dell'energia non chiudano per insufficienza di offerta ovvero nel caso di eventi eccezionali che compromettano i sistemi tecnici necessari per il funzionamento del mercato elettrico.
14.5 Entro dieci giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, il Gestore del mercato invia all'Area elettricita' dell'Autorita' per l'approvazione una proposta avente ad oggetto la definizione degli indici di cui agli articoli 4 e 5 corredata da una relazione tecnica sulle metodologie utilizzate al fine del calcolo dei medesimi. L'Area elettricita' dell'Autorita' si pronuncia sulla proposta entro dieci giorni dal ricevimento del medesimo. Trascorso inutilmente tale termine, lo schema si intende approvato.
14.6 Entro dieci giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, il Gestore della rete invia all'Area elettricita' dell'Autorita' per l'approvazione una proposta avente ad oggetto la definizione degli indici di cui agli articoli 6, 7 e 8, corredata da una relazione tecnica sulle metodologie utilizzate al fine del calcolo dei medesimi. L'Area elettricita' dell'Autorita' si pronuncia sulla proposta entro dieci giorni dal ricevimento del medesimo. Trascorso inutilmente tale termine, lo schema si intende approvato.
14.7 Il Gestore del mercato procede tempestivamente a testare, anche in parallelo alle prove in corso per l'avvio del mercato elettrico, gli effetti del presente provvedimento. Gli esiti di ogni test effettuato vengono tempestivamente comunicati all'Autorita' al fine di rendere possibili, se necessari, gli interventi di adeguamento o integrazione del medesimo provvedimento.
14.8 Ai fini del presente provvedimento, ove non diversamente specificato, sono considerati congiuntamente gli operatori di mercato tra i quali sussista un rapporto di controllo o collegamento sussumibile in una delle fattispecie declinate nell'art. 7 della legge 10 ottobre 1990, n. 287.
14.9 Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore il giorno della sua pubblicazione.

Milano, 24 febbraio 2004
Il presidente: Ortis