Copyright © AmbienteDiritto
Deliberazione 24 marzo 2005, n. 50
Autoritą per l'Energia Elettrica e il Gas. Disposizioni in materia di monitoraggio del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica e del mercato per il servizio di dispacciamento.
(GU n. 95 del 26-4-2005)
L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 24 marzo 2005;
Visti:
la direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio 26 giugno 2003 (di seguito: Direttiva 2003/54/CE) ed, in particolare, l'art. 23;
la legge 10 ottobre 1990, n. 287; la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95) ed, in particolare, l'art. 2, comma 12, lettere da g) ad i);
il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 e sue modifiche e provvedimenti applicativi (di seguito: decreto legislativo n.79/1999);
gli indirizzi formulati in data 31 luglio 2003 dal Ministro delle attivita' produttive per la realizzazione di un sistema organizzato di offerte di vendita e di acquisto di energia elettrica (di seguito Sistema Italia 2004);
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 (di seguito: decreto ministeriale 19 dicembre 2003) ed, in particolare,l'art. 5;
la direttiva del
Ministro delle attivita' produttive 24 dicembre 2004 (prot. n. 4159), contenente
indirizzi alle societa' Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.a.,
Gestore del mercato elettrico S.p.a. e Aquirente unico S.p.a., ai fini della
partecipazione attiva della domanda al Sistema Italia 2004 (di seguito:
direttiva ministeriale 24 dicembre 2004), nonche'considerazioni ricognitive in
ordine agli interventi nella competenza dell'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas (di seguito: l'Autorita);
l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorita' 30 dicembre 2003, n. 168/03, come
successivamente integrato e modificato, ed in particolare, per quanto attiene
alle condizioni vigenti dal 1° gennaio 2005, dalla deliberazione 24 dicembre
2004 n. 237/04 (di seguito: deliberazione n. 168/03).
l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorita' 30 gennaio 2004, n. 05/04, come successivamente integrato e modificato (di seguito: Testo integrato);
la deliberazione dell'Autorita' 24 febbraio 2004, n. 21/04 (di seguito deliberazione n. 21/04);
la deliberazione dell'Autorita' 9 giugno 2004, n. 84/04 (di seguito: deliberazione n. 84/04);
la
deliberazione dell'Autorita' 25 giugno 2004, n. 102/04 (di seguito:
deliberazione n. 102/04);
la deliberazione dell'Autorita' 13 gennaio 2005, n. 3/05 (di seguito:
deliberazione n. 3/05;
la deliberazione dell'Autorita' 9 febbraio 2005, n. 19/05 (di seguto:
deliberazione n. 19/05).
Considerato che:
ai sensi della legge n. 481/1995, l'Autorita' e' investita di una generale
funzione di regolazione attraverso la quale puo' adottare misure ed interventi
necessari per rimuovere situazioni strutturali ostative alla promozione della
concorrenza e dell'efficienza nell'offerta dei servizi di pubblica utilita' nel
settore dell'energia elettrica;
la societa' Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.a. (di seguito: il Gestore della rete) svolge, tra l'altro, il servizio di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale di cui all'art. 5 del decreto legislativo n. 79/1999; e che detto servizio risulta essere di pubblica utilita';
la societa' Gestore del mercato elettrico S.p.a. (di seguito: il Gestore del mercato) svolge in esclusiva il servizio di pubblica utilita' di cui all'art. 5, comma 1, del decreto legislativo n. 79/1999;
al fine di acquisire gli elementi necessari al monitoraggio del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica e del mercato per i servizi di dispacciamento, l'Autorita' ha definito con deliberazione n. 21/04 avente effetti nella fase di avvio del dispacciamento di merito economico (di seguito: DME) dal 1° aprile 2004, in attuazione delle disposizioni sopra richiamate, le modalita' e i criteri per l'esercizio da parte del Gestore del mercato e del Gestore della rete delle attivita' funzionali al predetto monitoraggio, vale a dire attivita' di raccolta, organizzazione, elaborazione e descrizione analitica dei dati relativi a tali mercati; nel corso dell'anno 2004 e agli inizi dell'anno 2005, si sono registrati eventi tali da richiedere un'evoluzione delle modalita' e dei criteri per l'esercizio delle attivita' funzionali al monitoraggio previste dalla deliberazione n. 21/04; fra tali eventi sono da annoverarsi, in particolare:
a)
l'avvio dal 1° gennaio 2005 della partecipazione attiva della domanda nel
sistema delle offerte;
b) la chiusura dell'Istruttoria conoscitiva sullo stato della liberalizzazione
nel settore dell'energia elettrica svolta congiuntamente dall'Autorita' e dall'Autorita'
garante della concorrenza e del mercato (di seguito: 1'Antitrust) e condotta ad
esito con la deliberazione n. 19/05 (di seguito: Istruttoria conoscitiva);
c) la raccolta dei primi elementi emergenti dalle istruttorie conoscitive
avviate con deliberazioni n. 84/04, 102/04 e 3/05;
il richiamato avvio della
partecipazione attiva della domanda nel sistema delle offerte nell'ambito della
fase di regime del DME ha reso opportuna l'integrazione degli indici di mercato
della deliberazione n. 21/04 con appositi indici di mercato volti a monitorare
la struttura e il comportamento della domanda; nell'ambito dell'Istruttoria
conoscitiva sono stati sviluppati dall'Autorita' e condivisi con l'Antitrust
appositi indici oltre a:
a) identificare la dimensione geografica dei mercati rilevanti relativamente sia
al mercato all'ingrosso dell'energia elettrica che all'approvvigonamento delle
risorse per il servizio di
dispacciamento;
b) misurare il potere di mercato dei diversi operatori, in funzione del loro
grado di indispensabilita' ai fini del soddisfacimento della domanda oraria in
ciascuno dei suddetti mercati o loro aggregati;
c) valutare la convenienza dei medesimi operatori ad esercitare il potere di
mercato derivante da tale condizione di indispensabilita' su un singolo mercato
rilevante o, in maniera congiunta, su piu' mercati rilevanti;
l'esperienza
acquisita nella fase di avvio del dispacciamento di merito economico e la
raccolta dei primi elementi emergenti dalle istruttorie conoscitive avviate con
deliberazioni n. 84/04, 102/04 e 3/05 hanno evidenzato l'esigenza di pervenire
ad una piu' efficace organizzazione del monitoraggio con riferimento tra
l'altro:
a) alla valutazione della condotta degli operatori in relazione a possibili
scenari di costo e a differenti strategie di offerta;
b) alla frequenza con cui i principali operatori determinano il prezzo nei
mercati geografici rilevanti e della rilevanza per il sistema elettrico
nazionale di tale comportamento;
c) alla relazione tra i ricavi dei produttori ed i prezzi registrati nel mercato
del giorno prima, anche in funzione dei volumi di energia sottesi ai contratti
di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte;
d) alle quantita' vendute dai principali operatori di mercato rispetto agli
esiti di un mercato concorrenziale;le modalita' di funzionamento
transitoriamente adottate per il mercato per il servizio di dispacciamento, che
prevedono la negoziazione in un unico mercato delle varie risorse per il
servizio di dispacciamento, comportano delle ulteriori difficolta'
nell'identificazione di indici idonei a consentire il monitoraggio della
struttura e degli esiti dei segmenti di mercato sottostanti (risoluzione di
congestioni, riserva di potenza reattiva, riserva di potenza attiva e
bilanciamento), nonche' della condotta degli utenti del dispacciamento nella
fornitura delle specifiche risorse;
Ritenuto opportuno:
che il monitoraggio della struttura e degli esiti del mercato
all'ingrosso dell'energia elettrica, nonche' della condotta degli operatori,
particolarmente rilevante nella fase di avvio e di transizione verso un mercato
piu' maturo e piu' liquido, sia strutturato in maniera sufficientemente dinamica
da consentire di cogliere e analizzare la sottostante evoluzione continua dei
mercati; inserire gli indici sviluppati nell'Istruttoria conoscitiva nella
funzione di monitoraggio;ridefinire gli obblighi informativi in capo al Gestore
del mercato e al Gestore della rete, ivi incluse le attivita' di raccolta,
organizzazione, elaborazione e descrizione analitica di dati, vale a dire le
attivita' funzionali all'esercizio del monitoraggio, da parte dell'Autorita',
del mercato all'ingrosso
dell'energia elettrica e del mercato per il servizio di dispacciamento;
che la copertura dei costi sostenuti dal gestore del mercato, nell'ambito del
citato servizio di pubblica utilita' dal medesimo esercitato, per le attivita'
funzionali al monitoraggio del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica e del
mercato per il servizio di dispacciamento svolto dall'Autorita' non comporti
discriminazioni tra operatori di mercato che concludono contratti di
compravendita al di fuori del sistema delle offerte o nell'ambito dei medesimo
sistema;
Delibera:
1. di approvare il seguente
provvedimento:
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, come successivamente
modificato ed integrato, all'art. 1 dell'Allegato A alla deliberazione dell'Autorita'
per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n. 05/04, come successivamente
modificato ed integrato, nonche' le seguenti:
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;offerte
integrative sono le offerte di vendita o di acquisto presentate dal Gestore
della rete nel mercato del giorno prima ai sensi dell'art. 48 della
deliberazione n. 168/03;operatore di mercato marginale e' l'operatore di mercato
cedente che ha presentato l'ultima offerta di vendita accertata nel mercato del
giorno prima;
operatore di mercato rilevante e' un operatore di mercato cedente che nel
periodo compreso tra il 1° aprile e il 31 dicembre 2004, in almeno una
macrozona, ha offerto in vendita nel mercato del giorno prima, ivi comprese le
offerte relative ai contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema
delle offerte, una quantita' di energia elettrica non inferiore al 10% della
quantita' complessivamente accettata in vendita alla chiusura del mercato del
giorno prima in tale periodo nella medesima macrozona; quantita' relative ai
contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte sono
le quantita' dichiarate dagli operatori di mercato al Gestore della rete in
esecuzione di contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle
offerte, ivi incluse le quantita' ridotte dal Gestore del mercato per
saturazione dei transiti. Sono escluse le quantita' giudicate «non congrue» in
quanto complessivamente superiori ai margini a salire definiti dall'utente del
dispacciamento e le quantita' dichiarate dagli operatori e ridotte dal Gestore
della rete in quanto non bilanciate con le quantita' in prelievo; ultima offerta
accettata e', per ciascuna zona geografica,
l'ultima offerta di vendita nell'ordine di merito tra le offerte di vendita
accettate e relative a punti di dispacciamento localizzati nella zona geografica
in oggetto;unita' di produzione 387/03 e' un'unita' di produzione la cui
produzione di energia elettrica e' ritirata dal gestore della rete a cui
l'unita' e' collegata, ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003; unita' di produzione 239/04 e' un'unita' di produzione
la cui produzione di energia elettrica e' ritirata dal gestore della rete a cui
l'unita' e' collegata, ai sensi del comma 41 della legge n. 239/2004;utente del
dispacciamento rilevante e' un utente del dispacciamento che nel periodo
compreso tra il 1° aprile e il 31 dicembre 2004, in almeno una zona, ha venduto
o acquistato nel mercato per il servizio di dispacciamento una quantita' di
energia elettrica non inferiore al 5% della quantita' complessivamente
accettata, rispettivamente in vendita o in acquisto, alla chiusura del mercato
per il servizio di dispacciamento in tale periodo nella medesima zona.
legge n. 287/1990 e' la legge 10 ottobre 1990, n. 287/1990;
legge 239/2004 e' la legge 23 agosto 2004, n. 239/2004; decreto legislativo n.
387/2003 e' il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387;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;
Disciplina del mercato e' il Testo
Integrato della disciplina del mercato elettrico approvata con il decreto 19
dicembre 2003 come successivamente modificata e integrata;deliberazione n.
168/03 e' l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorita' 30 dicembre 2003, n.
168/03, come successivamente modificato e integrato;legge n. 239/2004 e' la
legge 23 agosto 2004, n. 239/2004;
Testo integrato e' l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorita' 30 gennaio
2004, n. 05/04, come successivamente modificato ed integrato.
Art. 2.
Oggetto e finalita'
2.1 Il presente provvedimento reca le disposizioni aventi ad oggetto le
modalita' e i criteri per l'esercizio, da parte del Gestore della rete e del
Gestore del mercato, delle attivita'
funzionali al monitoraggio, svolto dall'Autorita', del mercato all'ingrosso
dell'energia elettrica e del mercato per il servizio di dispacciamento.
2.2 Il presente provvedimento persegue la finalita' di promuovere la concorrenza
e di tutelare gli interessi di utenti e consumatori ai sensi della legge n.
481/1995, attraverso una maggiore trasparenza del mercato all'ingrosso
dell'energia elettrica e del mercato per il servizio di dispacciamento, nonche'
tramite la predisposizione degli strumenti, nella disponibilita' dell'Autorita',
necessari all'analisi delle dinamiche di detti mercati e alla valutazione della
condotta degli operatori in essi attivi.
Art. 3.
Macrozone
3.1 Ai fini dell'applicazione delle previsioni di cui all'art. 5, 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
dell'Autorita' 27 marzo 2004, n. 47/04;
b) macrozona B e' l'aggregato delle zone Sicilia e Calabria e del polo di
produzione limitata di Priolo, come definite nella deliberazione dell'Autorita'
27 marzo 2004, n. 47/04;
c) macrozona C e' la zona Sardegna come definita nella deliberazione dell'Autorita'
27 marzo 2004, 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
dell'Autorita' 27 marzo 2004, n. 47/04.
Art. 4.
Criteri generali
4.1 Il Gestore del mercato svolge le attivita' di raccolta, organizzazione,
elaborazione e descrizione analitica dei dati relativi alle negoziazioni e ai
contratti conclusi nel mercato
all'ingrosso dell'energia elettrica, strumentale al monitoraggio di cui
all'articolo 2.
4.2 Il Gestore della rete svolge le attivita' di raccolta, organizzazione,
elaborazione e descrizione analitica dei dati relativi al mercato all'ingrosso
dell'energia elettrica e al mercato per il servizio di dispacciamento,
strumentale alla funzione di
monitoraggio di cui all'articolo 2.
4.3 Entro il giorno 11 (undici) di ciascun mese, il Gestore del mercato:
a) calcola e trasmette all'Autorita' gli indici di mercato di cui all'articolo 5
e i dati di cui all'articolo 12;
b) pubblica sul proprio sito internet gli indici di mercato di cui all'articolo
5, commi 5.3 e 5.4;
c) predispone e trasmette all'Autorita' un rapporto sugli esiti e sulla
struttura del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica.
4.4 Entro il giorno 11 (undici) di ciascun mese, il Gestore della rete:
a) calcola e trasmette all'Autorita' gli indici di mercato di cui all'articolo
10, e all'articolo 11 e i dati di cui all'articolo 13;
b) pubblica sul proprio sito internet ali indici di mercato di cui all'art. 10,
comma 10.3, lettere da a) a e), nonche' gli indici di cui all'articolo 11, comma
11.3, lettera a), comma 11.4, e gli indici di cui all'articolo 13, comma 13.2,
lettere da a) a c). Gli indici di cui al comma 11.4, devono essere pubblicati
solo con riferimento al totale offerte accettate;
c) predispone e trasmette all'Autorita' un rapporto sugli esiti e sulla
struttura del mercato per il servizio di dispacciamento, sulle attivita' di
approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento al di fuori dei
meccanismi di mercato, nonche' sulla condotta dei singoli operatori nell'ambito
degli obblighi di pubblico servizio.
4.5 Gli indici calcolati dal Gestore del mercato e dal Gestore della rete ai
sensi del presente provvedimento devono essere computati con riferimento ad
opportuni raggruppamenti di ore (ad esempio: ore piene ed ore vuote) e su
opportuni orizzonti temporali (ad esempio: ora, giorno, settimana, mese),
nonche', ove possibile e salvo diversa indicazione, sia per zona che per
macrozona.
4.6 Ai fini del presente provvedimento, ove non diversamente specificato, sono
considerati congiuntamente gli operatori di mercato e gli utenti del
dispacciamento 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.
4.7 Ai fini di quanto previsto al comma 4.6, gli operatori di mercato e gli
utenti del dispacciamento forniscono al Gestore del mercato, al Gestore della
rete e, per conoscenza, all'Autorita' gli elementi e le informazioni necessarie
alla valutazione dei rapporti di controllo o collegamento sussumibili in una
delle fattispecie declinate nell'art. 7 della legge 10 ottobre 1990, n. 287.
Art. 5.
Criteri per la definizione degli indici di mercato per il monitoraggio del
mercato all'ingrosso dell'energia elettrica computati dal Gestore del mercato
5.1 Il Gestore del mercato definisce e aggiorna indici di mercato relativi al
mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, attenendosi ai criteri di cui ai
commi seguenti.
5.2 Gli indici di cui al comma 5.1 devono consentire il monitoraggio della
struttura e degli esiti del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, nonche'
della condotta dei singoli operatori attivi in detto mercato.
5.3 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio della struttura del mercato
all'ingrosso dell'energia elettrica devono fornire informazioni relative a:
a) il grado di concentrazione dell'offerta di energia elettrica nel mercato del
giorno prima e nei mercato di aggiustamento. calcolato sia con riferimento alle
offerte accettate che con riferimento alle offerte presentate;
b) la liquidita' della piattaforma per la variazione dei programmi preliminari
di prelievo di cui all'art. 52.2 della deliberazione n. 168/03, intesa come
rapporto tra gli scambi bilaterali di enercia elettrica realizzati attraverso la
medesima piattaforma e le offerte di acquisto accettate nel mercato del giorno
prima;
c) la liquidita' degli sbilanciamenti a programma, intesa come rapporto tra le
quantita' considerate come vendite ai Gestore del mercato ai sensi dell'art. 17,
comma 17.5.1, lettera b), della deliberazione n. 168/03 e le offerte di acquisto
accettate nel mercato del giorno prima;
d) il numero di operatori di mercato in acquisto ed il numero di operatori di
mercato in vendita;
e) la quota di domanda che ha formulato offerte di acquisto con indicazione di
prezzo nel mercato del giorno prima.
5.4 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio degli esiti dei mercati
dell'energia elettrica, tra i quali sono ricompresi l'indice I^g z e l'indice
Pscorrevole^g z di cui all'art. 6, devono fornire informazioni relative a:
a) la media, ponderata per le quantita', dei prezzi di vendita dell'energia
elettrica nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento;
b) la media aritmetica e la volatilita' dei prezzi di vendita dell'energia
elettrica nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento;
c) la media, ponderata per le quantita', dei prezzi di acquisto dell'energia
elettrica nel mercato del giorno prima;
d) la media aritmetica e la volatilita' dei prezzi di acquisto dell'energia
elettrica nel mercato del giorno prima;
e) la media, ponderata per le quantita' vendute nel mercato di aggiustamento,
della differenza tra i prezzi di vendita dell'energia elettrica nel mercato del
giorno prima e nel mercato di aggiustamento;
f) la media aritmetica e la volatilita' della differenza tra i prezzi di vendita
dell'energia elettrica nei mercato del giorno prima e nel mercato di
aggiustamento;
g) le correlazioni fra i prezzi di vendita dell'energia elettrica nel mercato
del giorno prima e i prezzi di vendita dell'energia elettrica nel mercato di
aggiustamento;
h) la media, ponderata per le quantita' vendute nel mercato del giorno prima,
ivi incluse le offerte assimilate di cui all'art. 19, comma 19.5, della
deliberazione n. 168/03, dei corrispettivi unitari per l'assegnazione della
capacita' di trasporto nel mercato del giorno prima;
i) la media, ponderata per le quantita' vendute nel mercato di aggiustamento,
dei corrispettivi unitari per l'assegnazione della capacita' di trasporto nel
mercato di aggiustamento;
j) la media aritmetica e la volatilita' dei corrispettivi unitari per
l'assegnazione della capacita' di trasporto nel mercato del giorno prima e nel
mercato di aggiustamento.
5.5 Gli indici utilizzati ai fini del montoragio della condotta dei singoli
operatori di mercato nei mercati dell'energia tra i quali sono ricompresi
l'indice IC^h «m,z», l'indice Q\min ^h «m,z», l'indice H «m, z»\over H «mese»,
l'indice P medio «m,z», l'indice IM^g «m,z», di cui agli articoli da 7 a 9,
devono, per ciascun operatore di mercato rilevante, fornire almeno informazioni
relative a:
a) le quote di mercato, calcolate sia con riferimento alle offerte accettate che
con riferimento alle offerte presentate, per il mercato del giorno prima e il
mercato di aggiustamento;
b) la percentuale di ore relative a ciascun raggruppamento di ore, identificato
ai sensi dell'articolo 4 comma 4.5, in cui l'operatore di mercato ha presentato
offerte di vendita che hanno determinato il prezzo di equilibrio;
c) la condotta dell'operatore di mercato con riferimento alle offerte di vendita
comprese in un intorno predefinito del prezzo di equilibrio;
d) per ciascun operatore di mercato rilevante, il rapporto tra le quantita'
offerte in vendita dal medesimo operatore che, a parita' di altre condizioni,
sarebbero state accettate qualora avesse presentato per ciascuna unita' di
produzione un prezzo pari ad un costo variabile standard di riferimento,
definito dal Gestore della rete ai sensi dell'articolo 11, comma 11.3, lettera
c) e le offerte effettivamente accettate;
e) l'impatto, a parita' di altre condizioni, delle offerte integrative del
Gestore della rete sui prezzi del mercato del giorno prima;
f) per ciascuna unita' di produzione rilevante di tipo termoelettrico offerta in
vendita da un operatore di mercato rilevante, il valore orario, la media
aritmetica, la media ponderata per le quantita' vendute e il coefficiente di
variazione dello scostamento percentuale tra il prezzo di vendita registrato nel
mercato del giorno prima nella zona in cui e' localizzata l'unita' di produzione
e il costo variabile di cui art. 11, comma 11.3, lettera c).
Art. 6.
Indice di prezzo relativo
(omissis)
Art. 7.
Indice orario di copertura
(omissis)
Art. 8.
Quantita' minima oraria
8.1 La quantita' minima oraria imputabile all'operatore di mercato
m nell'ora h e nella macrozona z, e' pari al massimo tra zero e:
(omissis)
Art. 9.
Indice di marginalita'
9.1 L'indice di marginalita' relativo all'operatore di mercato m, per ciascun
giorno g di ciascun mese e per ciascuna macrozona z, e' pari a:
(omissis)
Art. 10.
Criteri per la definizione degli indici di mercato per il monitoraggio del
mercato all'ingrosso dell'energia elettrica computati dal Gestore della rete
10.1 Il Gestore della rete definisce e aggiorna indici per il monitoraggio del
mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, attenendosi ai criteri di cui ai
successivi commi del presente articolo.
10.2 Gli indici di cui al comma 10.1 devono consentire il monitoraggio della
struttura e degli esiti del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, nonche'
della condotta dei singoli operatori di mercato attivi in detto mercato.
10.3 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio della struttura del mercato
all'ingrosso dell'energia elettrica devono fornire informazioni relative a:
a) la domanda residuale dell'ipotetico monopolista, di cui al comma 10.4;
b) la domanda residuale di ciascun utente del dispacciamento rilevante, di cui
al comma 10.5;
c) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, la percentuale di ore di
assoluta indispensabilita', di non indispensabilita', di potenzialita' attiva e
di potenzialita'
passiva, di cui ai commi da 10.7 a 10.10;
d) per ciascun utente dei dispacciamento rilevante, un curva cronologica di
pivotalita' costruita attribuendo un valore pari a 100 ad ogni ora di assoluta
indispensabilita', un valore pari a 50 ad ogni ora di potenzialita' attiva, un
valore pari a 25 ad ogni ora di potenzialita' passiva e un valore pari a 0 ad
ogni ora di non indispensabilita';
e) per ciascun utente del dispacciamento rilevante e per ciascuna ora,
l'aggregato di macrozone su cui il medesimo utente del dispacciamento rilevante
risulta utente del dispacciamento pivotale, come definito al comma 10.11;
f) la domanda residuale dell'utente del dispacciamento pivotale, definita ai
sensi del successivo comma 10.12;
g) i valori puntuali delle variabili utilizzate per il calcolo degli indici di
cui al presente comma, lettere da a) a f);
10.4 La domanda residuale dell'ipotetico monopolista, per ciascuna zona e per
ciascuna ora, e' pari alla somma algebrica dei seguenti elementi:
a) la quantita' delle offerte d'acquisto accettata nella zona nel mercato del
giorno prima;
b) la capacita' massima di importazione da altre zone nazionali ed estere
confinanti con la suddetta zona (contabilizzata con segno negativo).
10.5 La domanda residuale di un utente del dispacciamento rilevante, per
ciascuna macrozona e per ciascuna ora, e' pari alla differenza fra:
a) la quantita' delle offerte d'acquisto accettata nella macrozona nel mercato
del giorno prima;
b) il totale della capacita' produttiva disponibile ubicata nella macrozona
nella disponibilita' degli utenti di dispacciamento diversi dall'utente del
dispacciamento rilevante, come definita ai sensi del comma 10.6.
10.6 Per capacita' produttiva disponibile di un utente del dispacciamento in una
macrozona si intende la somma dei seguenti elementi:
a) la potenza massima dichiarata sul Registro delle Unita' di Produzione
dinamico per ciascuna unita' di produzione termoelettrica abilitata nella
titolarita' dell'utente del dispacciamento ubicata nella macrozona;
b) il programma finale cumulato per ciascuna unita' di produzione nella
titolarita' dell'utente del dispacciamento ubicata nella macrozona e non inclusa
nella precedente lettera a).
10.7 Per ore di assoluta indispensabilita' di un utente del dispacciamento
rilevante in una macrozona si intendono le ore in cui risulta maggiore di zero
la somma algebrica dei seguenti elementi:
a) la domanda residuale dell'utente del dispacciamento nella macrozona;
b) la capacita' massima di importazione da altre macrozone nazionali o da zone
estere confinanti con la suddeta macrozona (contabilizzata con segno negativo).
10.8 Per ore di non indispensabilita' di un utente del dispaccamento rilevante
in una macrozona si intendono le ore in cui risulta minore o uguale a zero la
somma algebrica dei seguenti
elementi:
a) la domanda residuale dell'utente del dispaccamento nella macrozona;
b) la capacita' massima di esportazione verso altre macrozone nazionali o zone
estere confinanti con la suddetta macrozona (contabilizzata con segno positivo).
10.9 Per ore di potenzialita' attiva di un utente del dispacciamento rilevante
in una macrozona si intendono le ore in cui:
a) la domanda residuale dell'utente del dispacciamento nella macrozona e'
maggiore di zero;
b) la somma algebrica della domanda residuale dell'utente del dispacciamento
nella macrozona e della capacita' massima di importazione da altre macrozone
nazionali o da zone estere confinanti
con la suddetta macrozona (contabilizzata con segno meno) e' minore di zero.
10.10 Per ore di potenzialita' passiva di un utente del dispacciamento rilevante
in una macrozona si intendono le ore in cui:
a) la domanda residuale dell'utente del dispacciamento nella macrozona e' minore
o uguale a zero;
b) la somma algebrica della domanda residuale dell'utente del dispacciamento
nella macrozona e della capacita' massima di esportazione verso altre macrozone
nazionali o zone estere confinanti
con la suddetta macrozona (contabilizzata con segno positivo) e' maggiore di
zero.
10.11 Un utente del dispacciamento rilevante risulta utente del dispacciamento
pivotale in un aggregato di macrozone fra loro confinanti se, con riferimento a
tale aggregato, risultano
soddisfatte le seguenti condizioni:
a) l'utente del dispacciamento rilevante non e' in alcuna macrozona
dell'aggregato in posizione di non indispensabilita';
b) la somma algebrica delle domande residuali dell'utente del dispacciamento
rilevante di tutte le macrozone che compongono l'aggregato e della capacita'
massima di importazione da altre
macrozone o da zone estere confinanti con il suddetto aggregato e' maggiore di
zero.
10.12 La domanda residuale dell'utente del dispacciamento pivotale e' pari, con
riferimento all'aggregato di macrozone definito ai sensi del comma 10.11, alla
somma algebrica di cui al comma 10.11, lettera b).
Art. 11.
Criteri per la definizione degli indici di mercato per il monitoraggio del
mercato per il servizio di dispacciamento computati dal Gestore della rete
11.1 Il Gestore della rete definisce e aggiorna indici per il monitoraggio del
mercato per il servizio di dispacciamento, attenendosi ai criteri di cui ai
commi seguenti.
11.2 Gli indici di cui al comma 11.1 devono consentire il monitoraggio della
struttura e degli esiti del mercato per il servizio di dispacciamento, nonche'
della condotta dei singoli
operatori di mercato.
11.3 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio della struttura del mercato
per il servizio di dispacciamento devono fornire informazioni relative a:
a) il grado di concentrazione dell'offerta di energia elettrica nel mercato per
il servizio di dispacciamento, calcolato sia con riferimento alle offerte
accettate che con riferimento alle offerte presentate;
b) l'elenco delle unita' di produzione la cui selezione e' stata effettuata, su
un sottoinsieme di unita' abilitate, per la risoluzione di vincoli tecnici; tale
elenco deve fare evidenza della
frequenza di tali selezioni e della loro entita' in riferimento al totale delle
offerte accettate nella zona di localizzazione;
c) i costi variabili di produzione delle unita' di produzione rilevanti, per
tipologia di unita'.
11.4 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio degli esiti del mercato per
il servizio di dispacciamento devono, per ciascuna zona, nonche' per l'aggregato
della macrozona Nord e della macrozona Sud, fornire informazioni relative a: a)
il prezzo medio delle quantita' delle offerte a salire accettate nel mercato per
il servizio di' dispacciamento, dando separata evidenza al valore relativo alle
selezioni appartenenti o meno all'elenco di cui all'art. 11, comma 11.3, punto
b);
b) il prezzo medio delle quantita' delle offerte a scendere accettate nel
mercato per il servizio di dispacciamento, dando separata evidenza al valore
relativo alle selezioni appartenenti o
meno all'elenco di cui all'art. 11, comma 11.3, punto b);
c) il minimo e il massimo dei prezzi delle offerte a salire accettate nel
mercato per il servizio di dispacciamento, dando separata evidenza al valore
relativo alle selezioni appartenenti o
meno all'elenco di cui all'art. 11, comma 11.3, punto b);
d) il minimo e il massimo dei prezzi delle offerte a scendere accettate nel
mercato per il servizio di dispacciamento, dando separata evidenza al valore
relativo alle selezioni appartenenti o meno all'elenco di cui all'art. 11, comma
11.3, punto b);
e) la volatilita' dei prezzi dell'energia elettrica di cui alle precedenti
lettere da a) a d);
f) la media della volatilita' oraria dei prezzi delle offerte a scendere e delle
offerte a salire accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, dando
separata evidenza al valore
relativo alle selezioni appartenenti o meno all'elenco di cui all'art. 11, comma
11.3, punto b);
g) lo scostamento fra la previsione di domanda formulata dal Gestore della rete
per la quantificazione delle offerte integrative e le offerte di acquisto totali
presentate sul mercato del giorno prima.
11.5 Gli indici utilizzati ai fini del monitoraggio della condotta degli
operatori nel mercato per il servizio di dispacciamento devono fornire
informazioni relative a:
a) le quote di mercato sulle offere a salire, calcolate sia con riferimento alle
offerte accettate che con riferimento alle offerte presentate;
b) le quote di mercato sulle offerte a scendere, calcolate sia con riferimento
alle offerte accettate che con riferimento alle offerte presentate;
c) la quota di riserva secondaria e la quota di riserva terziaria, distinta per
tipologia di unita' di produzione, approvvigionata in esito alla fase di
programmazione del mercato per
il servizio di dispacciamento da ciascun utente del dispacciamento rilevante;
d) la quota di riserva secondaria e la quota di riserva terziaria, distinta per
tipologia di unita' di produzione, utilizzata nella fase di gestione in tempo
reale del mercato per il servizio di dispacciamento, in riferimento a ciascun
utente del dispacciamento rilevante ed utilizzata dal gestore della rete;
e) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il prezzo medio delle
quantita' delle offerte a salire accettate nel mercato per il servizio di
dispacciamento, dando separata evidenza al valore relativo alle selezioni
appartenenti o meno all'elenco di cui
all'art. 11, comma 11.3, punto b),
f) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il prezzo medio delle
quantita' delle offerte a scendere accettate nel mercato per il servizio di
dispacciamento, dando separata evidenza al valore relativo alle selezioni
appartenenti o meno all'elenco di cui all'art. 11, comma 11.3, punto b);
g) per ciascuna unita' abilitata la variazione della potenza massima e/o minima
tra il mercato del giorno prima e la fase di programmazione del mercato per il
servizio di dispacciamento;
h) per ciascuna unita' abilitata la variazione della potenza massima e/o minima
tra la fase di programmazione e la fase di gestione in tempo reale del mercato
per il servizio di
dispacciamento.
Art. 12.
Obblighi informativi a carico del Gestore del mercato
12.1 Il Gestore del mercato trasmette all'Autorita' i seguenti dati ed
informazioni per il monitoraggio del mercato all'ingrosso dell'energia
elettrica, nonche' della condotta dei singoli operatori:
Dal punto a) al punto d)
(omissis)
e) la quantita' delle offerte di acquisto accettata nel mercato del giorno
prima, ivi incluse le quantita' accettate in esecuzione di contratti di
compravendita conclusi al di fuori dei sistema delle offerte, nonche' le
quantita' di cui alle successive lettere g) e h), per ciascuna macrozona, con
separata indicazione dei valori relativi alle zone geografiche incluse nella
macrozona;
f) la quantita' delle offerte di acquisto accettata nel mercato del giorno
prima, escluse le quantita' accettate in esecuzione di contratti di
compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte, nonche' le
quantita' di cui alle successive lettere g) e h), per ciascuna macrozona, con
separata indicazione dei valori relativi alle zone geografiche incluse nella
macrozona;
g) la quantita' delle offerte di acquisto integrative del Gestore della rete
accettata nel mercato del giorno prima, per ciascuna macrozona, con separata
indicazione dei valori relativi alle zone geografiche incluse nella macrozona;
h) per ciascun operatore di mercato rilevante, la quantita' accettata delle
offerte di acquisto nel mercato del giorno prima relative ad unita' di
pompaggio, per ciascuna macrozona, con separata indicazione dei valori relativi
alle zone geografiche incluse nella macrozona;
i) per l'insieme degli operatori di mercato non rilevanti, la quantita'
accettata delle offerte di acquisto nel mercato del giorno prima relative ad
unita' di pompaggio, per ciascuna macrozona, con separata indicazione dei valori
relativi alle zone geografiche incluse nella macrozona;
j) per ciascun operatore di mercato rilevante, la quantita' accettata delle
offerte di vendita nel mercato del giorno prima, ivi incluse le quantita'
accettate in esecuzione di contratti di compravendita conclusi al di fuori del
sistema delle offerte, per ciascuna macrozona, con separata indicazione dei
valori relativi alle zone geografiche incluse nella macrozona;
k) per ciascun operatore di mercato rilevante, i ricavi da vendita di energia
elettrica e i costi da acquisto di energia elettrica nel mercato del giorno
prima e nel mercato di aggiustamento.
12.2 Il Gestore del mercato, anche tramite la predisposizione di un sistema
ausiliario 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.
12.3 Il Gestore del mercato garantisce all'Autorita' l'accesso ai dati
utilizzati per il calcolo degli indici di sua competenza di cui al presente
provvedimento.
Art. 13.
Obblighi informativi a carico del Gestore della rete
13.1 Il Gestore della rete trasmette all'Autorita' i seguenti dati ed
informazioni per il monitoraggio del mercato all'ingrosso dell'energia
elettrica, del mercato per il servizio di dispacciamento, nonche' della condotta
dei singoli operatori:
a) per ciascun operatore di mercato rilevante, i programmi di immissione
presentati in esecuzione di contratti di compravendita conclusi al di fuori dei
sistema delle offerte:
b) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, l'energia elettrica prodotta
in ciascuna ora, con separata indicazione dell'energia elettrica prodotta da
unita' di produzione CIP 6/92; da unita' di produzione 387/03; da unita' di
produzione termoelettriche convenzionali e da unita' di produzione diverse da
quelle precedentemente elencate;
c) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il piano di manutenzione
delle unita' di produzione di cui all'art. 27 della deliberazione n. 168/03;
d) per ciascun utente del dispacciamento rilevante e per il complesso degli
altri utenti di dispacciamento, l'elenco delle nuove installazioni e dismissioni
di capacita' produttiva, con riferimento al medesimo orizzonte temporale del
piano di manutenzione di cui alla precedente lettera c);
e) per ciascun utente del dispacciamento rilevante e per il complesso degli
altri utenti di dispacciamento, il piano degli eventuali interventi di
potenziamento, riconversione, ambientalizzazione;
f) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il corrispettivo sostitutivo
per la risorsa non fornita, di cui all'art. 23 della deliberazione n. 168/03;
g) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il corrispettivo di
sbilanciamento, di cui all'art. 32 della deliberazione n. 168/03;
h) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il corrispettivo di non
arbitraggio, di cui all'art. 33 della deliberazione n. 168/03;
i) per ciascun utente del dispacciamento rilevante il corrispettivo unitario di
mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di cui all'art. 34 della
deliberazione n. 168/03;
j) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, il corrispettivo unitario
per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacita' di trasporto di cui
all'art. 35 della deliberazione n. 168/03;
k) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, i ricavi da corrispettivo
per la remunerazione della capacita' produttiva;
l) per ciascun utente del dispacciamento rilevante, altri ricavi o costi
connessi con il servizio di dispacciamento non compresi nelle precedenti lettere
del presente comma;
m) per ogni unita' di produzione iscritta nel Registro delle unita' di
produzione: ragione sociale dell'impresa proprietaria, ragione sociale
dell'utente del dispacciamento, nome e codice dell'unita' di produzione, comune
e regione dove e' ubicato l'impianto, ammissione al Mercato del giorno prima,
ammissione al Mercato per il servizio di dispacciamento, potenza nominale,
validazione dell'unita' di produzione, livello di tensione, tipo e
sotto-tipo di unita' di produzione, combustibile, codice e descrizione della
zona, tipologia dell'unita' di produzione ai sensi dell'art. 10 della
deliberazione n. 168/03, codice dell'assetto, validazione e descrizione
dell'assetto, gradienti di potenza a salire e a scendere, potenza massima e
minima efficiente lorda e netta, potenza termica per eventuali usi civili e/o
industriali, tempo di risposta agli ordini, tempo di avviamento, tempo di
arresto, tempo di cambio assetto in aumento e in diminuzione, semibanda di
regolazione secondaria, abilitazione alla fornitura di servizi di riserva
secondaria, di bilanciamento e risoluzione delle congestioni, di riserva
terziaria a salire (5, 15 e 60 minuti) e di riserva terziaria a scendere (5. 15
minuti).
13.2 Il Gestore della rete trasmette all'Autorita' i seguenti dati ed
informazioni in materia di oneri a carico degli utenti del dispacciamento;
a) il saldo tra proventi ed oneri di cui all'art. 36, comma 36.1,lettera a),
della deliberazione n. 168/03:
b) il saldo tra proventi ed oneri di cui all'art. 36, comma 36.1, lettera b),
della deliberazione n. 168/03;
c) il corrispettivo unitario per l'approvvigionamento delle risorse nel mercato
per il servizio di dispacciamento di cui all'art. 36, comma 36.2, della
deliberazione n. 168/03;
d) per ciascun utente del dispacciamento in prelievo, il rapporto tra la somma
dei corrispettivi di sbilanciamento di cui all'art. 32 della deliberazione n.
168/03 a carico dell'utente e il programma finale cumulato relativo ai punti di
dispacciamento nella sua
disponibilita';
e) per ciascun utente del dispacciamento in prelievo, il rapporto tra il valore
mensile sia degli sbilanciamenti positivi che degli sbilanciamenti negativi
relativi all'insieme dei punti di
dispacciamento nella sua disponibilita' e la somma dei relativi programmi finali
cumulati.
13.3 Il Gestore della rete garantisce all'Autorita' l'accesso ai dati utilizzati
per il calcolo degli indici di sua competenza di cui al presente provvedimento.
13.4 Ai fini di quanto previsto nel presente provvedimento, il Gestore della
rete trasmette al Gestore del mercato le informazioni necessarie in suo
possesso.
Art. 14.
Disposizioni transitorie e finali
14.1 Entro venti giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, il
Gestore del mercato invia alla Direzione energia elettrica dell'Autorita' una
proposta avente ad oggetto la definizione degli indici di cui all'art. 5
corredata da una relazione tecnica sulle metodologie utilizzate al fine del
calcolo dei medesimi. La medesima Direzione, entro venti giorni dal ricevimento
della proposta, ne verifica la conformita' ai criteri e alle disposizioni di cui
al presente provvedimento, potendo chiedere modifiche ed integrazioni. Decorso
inutilmente tale termine, la proposta si intende positivamente verificata.
14.2 Entro venti giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, il
Gestore della rete invia alla Direzione energia elettrica dell'Autorita' una
proposta avente ad oggetto la definizione deali indici di cui all'art. 10 e
all'art. 11 corredata da una relazione tecnica sulle metodologie utilizzate al
fine del calcolo dei medesimi. La medesima Direzione, entro venti giorni dal
ricevimento della proposta, ne verifica la conformita' ai criteri e
alle disposizioni di cui al presente provvedimento, potendo chiedere modifiche
ed integrazioni. Decorso inutilmente tale termine, la proposta si intende
positivamente verificata.
14.3 Nelle proposte presentate al sensi dei commi 14.1 e 14.2 il Gestore del
mercato e il Gestore della rete possono proporre, per motivati vincoli
operativi, deroghe alle tempistiche previste
all'art. 4 per il calcolo e la trasmissione degli indici di cui all'art. 5 e
all'art. 11.
14.4 I documenti risultanti dalle proposte di cui ai commi 14.1 e
14.2, positivamente verificati dalla Direzione energia elettrica dell'Autorita',
vengono pubblicati nel sito Internet dell'Autorita' e, per le parti di
rispettiva competenza, nei siti Internet del Gestore della rete e del Gestore
del mercato.
14.5 Entro venti giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, il
Gestore del mercato invia all'Autorita' i dati di cui all'art. 12, comma 12.1,
lettere da a) a d), relativi al mese
di gennaio e febbraio 2005.
14.6 Entro venti giorni dalla pubblicazione del presente provvedimento, il
Gestore della rete invia all'Autorita' i dati di cui all'art. 13, comma 13.1,
lettera a), relativi ai mesi di gennaio e febbraio 2005.
14.7 I calcoli e le elaborazioni degli indici di cui al presente provvedimento
si applicano ai dati del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica e ai dati
del mercato per il servizio di dispacciamento a far data dal 1° gennaio 2005.
14.8 Con successivo provvedimento l'Autorita' definira' le modalita' ovvero i
criteri per la copertura dei costi sostenuti dal Gestore del mercato e dal
Gestore della rete nell'esercizio delle attivita' funzionali al monitoraggio
regolate dal presente provvedimento.
2. di conferire mandato al direttore della Direzione energia elettrica dell'Autorita'
di formulare proposte integrative alle disposizioni del presente provvedimento
in materia di attivita' funzionali al monitoraggio, anche tenendo conto di
elementi raccolti attraverso audizioni informali degli operatori e dei soggetti
interessati indette dal medesimo direttore, al fine di consentire all'Autorita'
di adeguare il proprio monitoraggio all'evoluzione
continua del mercato elettrico;
3. 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 il giorno della sua
pubblicazione;-
Milano, 24 marzo 2005
Il presidente: Ortis