Deliberazione 2 agosto 2006

Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas. Aggiornamento delle fasce orarie con decorrenza 1° gennaio 2007. (Deliberazione n. 181/06).

(GU n. 211 del 11-9-2006)

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

Nella riunione del 2 agosto 2006;

Visti:
la direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003 (di seguito: direttiva 2003/54/CE) relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE);
la legge 14 novembre 1995, n. 481;

il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
l'allegato A alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica ed il gas (di seguito: l'Autorita) 30 gennaio 2004, n. 5/04, recante disposizioni dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007 e disposizioni in materia di contributi di allacciamento e diritti fissi (di seguito: Testo integrato);
la deliberazione dell'Autorita' 5 novembre 2004, n. 196/04 (di seguito: deliberazione n. 196/04), recante avvio del procedimento per la definizione delle fasce orarie per il periodo 2006-2007;
la deliberazione dell'Autorita' 28 settembre 2005, n. 203/05;
la deliberazione dell'Autorita' 29 dicembre 2005, n. 299/05 (di seguito: deliberazione n. 299/05);
il documento per la consultazione 30 settembre 2005, recante «Orientamenti in materia di definizione delle fasce orarie con riferimento agli anni 2006 e 2007» (di seguito: documento per la consultazione 30 settembre 2005);
il documento per la consultazione 22 novembre 2005 «Revisione dell'articolazione per fasce orarie dei corrispettivi di alcuni servizi di pubblica utilita' nel settore elettrico per gli anni 2006 e 2007» (di seguito: documento per la consultazione 22 novembre 2005);
il documento per la consultazione 3 luglio 2006, recante «Proposte in materia di definizione delle fasce orarie per l'anno 2007 e successivi» (di seguito: documento per la consultazione 3 luglio 2006);
la relazione AIR allegata alla presente deliberazione (allegato  A);

Considerato che:

la tabella 1 del Testo integrato stabilisce le fasce orarie su cui possono essere articolati i corrispettivi dei soli servizi di pubblica utilita' oggetto delle disposizioni del medesimo Testo integrato;
le fasce orarie di cui alla tabella 1 del Testo integrato devono raggruppare ore sufficientemente omogenee in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso, nonche' rispondere a  criteri di semplicita';
con deliberazione n. 196/04, l'Autorita' ha avviato un procedimento per la formazione di un provvedimento di aggiornamento, per il periodo 2006-2007, delle fasce orarie di cui alla tabella 1 del Testo integrato;
in esito all'attivita' istruttoria condotta dalla Direzione energia elettrica dell'Autorita' nell'ambito del mandato conferito ai sensi della deliberazione n. 196/04 e' emerso che la definizione delle attuali fasce orarie non soddisfa i requisiti di omogeneita' e semplicita';
in esito all'attivita' istruttoria condotta dalla Direzione energia elettrica dell'Autorita' ai sensi della deliberazione n. 196/04 per l'anno 2006 sono stati emanati i documenti per la consultazione rispettivamente in data 30 settembre 2005, 22 novembre 2005 ed e' stato organizzato dalla Direzione energia elettrica dell'Autorita' un focus group con i rappresentanti dei consumatori e delle imprese distributrici; e che nell'ambito del focus group i partecipanti hanno indicato quale ulteriore requisito la stabilita' nel tempo del sistema delle fasce;

alla luce, tra l'altro, delle osservazioni inviate dagli operatori ai documenti per la consultazione 30 settembre 2005 e
22 novembre 2005, nonche' degli esiti del focus group, l'Autorita' ha emanato il documento per la consultazione 3 luglio 2006 nel quale vengono proposte delle opzioni di revisione dell'attuale sistema di fasce;
la quasi totalita' dei soggetti che hanno espresso osservazioni al documento di consultazione 3 luglio 2006 ha manifestato parere positivo relativamente agli obiettivi di omogeneita', di semplicita' e di stabilita' che l'Autorita' intende perseguire attraverso la ridefinizione delle fasce orarie;
la quasi totalita' degli operatori che hanno espresso osservazioni alla consultazione del 3 luglio 2006 ha manifestato parere positivo nei riguardi di una revisione del profilo delle fasce orarie per l'anno 2007 e per gli anni successivi purche' tale revisione sia effettuata con ampio anticipo rispetto alla fine dell'anno 2006, anche per consentire ai medesimi operatori di adattare i propri sistemi informativi e di organizzare i contratti sulla base del nuovo sistema di fasce;

le associazioni dei consumatori che hanno espresso osservazioni alla consultazione 3 luglio 2006 hanno mostrato di avere delle riserve sull'opportunita' di modificare le fasce orarie prima del recepimento della direttiva 2003/54/CE e della definizione del quadro regolatorio concernente la completa apertura del mercato a tutti i consumatori finali previsto dalla stessa direttiva a decorrere dal 1° luglio 2007;
dalla consultazione del 3 luglio 2006 e' comunque emerso un generale consenso:
all'utilizzo della metodologia statistica di analisi dei cluster proposta, in particolare con le modalita' utilizzate per la
definizione dell'«opzione 2» sottoposta a consultazione;

ad una riduzione del numero di fasce orarie;
ad una semplificazione della struttura di ciascuna fascia oraria;
dalla consultazione del 3 luglio 2006 molti soggetti, operatori e consumatori, hanno infine suggerito la necessita', al fine di aumentare l'omogeneita' delle fasce, di effettuare le seguenti modifiche all'«opzione 2» sottoposta a consultazione:

previsione di raggruppamenti orari differenti tra le ore giornaliere del sabato e le ore della domenica;
previsione di un raggruppamento differente con riferimento all'ora compresa tra le 7 e le 8 dei giorni feriali e del sabato, con l'inserimento di tale ora nella fascia intermedia;
previsione di un raggruppamento differente con riferimento all'ora compresa tra le 19 e le 20 dei giorni feriali, con l'inserimento di tale ora nella fascia intermedia;

Ritenuto che sia opportuno:

sostituire le fasce orarie di cui alla tabella 1 del Testo integrato con un sistema di fasce orarie che:
in ciascuna fascia, raggruppi ore sufficientemente omogenee in termini di valore atteso di acquisto dell'energia elettrica all'ingrosso;
costituisca una semplificazione rispetto al sistema di fasce orarie attualmente in vigore, con una riduzione del numero di fasce;

che la riduzione del numero di fasce orarie rispetto al sistema di fasce attualmente in vigore comporti la definizione di tre raggruppamenti distinti, in quanto un numero di fasce inferiore implicherebbe raggruppamenti di ore non sufficientemente omogenee;

che le nuove fasce orarie vengano determinate sulla base delle modalita' utilizzate per la definizione dell'«opzione 2» sottoposta a consultazione, apportando le modifiche di cui al precedente considerato proposte dai soggetti;
che la definizione delle fasce orarie sia realizzata con largo anticipo rispetto all'inizio del 2007;

Delibera:

1. Di approvare l'articolazione delle fasce orarie secondo lo schema riportato nella tabella 1 allegata al presente provvedimento (tabella 1), di cui forma parte integrante e sostanziale, la quale sostituisce, con decorrenza 1° gennaio 2007, la tabella 1 del Testo integrato.
2. Di pubblicare il presente provvedimento nella 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 e produca effetti dal 1° gennaio 2007.
Milano, 2 agosto 2006
Il presidente: Ortis

Tabella 1 omessa

Allegato A omesso

1. RIFERIMENTI NORMATIVI GENERALI.
Norme comunitarie/internazionali.
Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica.
Direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (di seguito: la direttiva).
Norme statali.
Legge 14 novembre 1995, n. 481. Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilita'. Istituzione delle autorita' di regolazione dei servizi di pubblica utilita'.

Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica.
Legge 23 agosto 2004, n. 239. Riordino del settore energetico, nonche' delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia.
Provvedimenti dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas.
Provvedimenti con rilevanza diretta
Deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas n. 5/04 e allegato A «Testo integrato delle disposizioni dell'Autorita' per l'energia elettrica ed il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica, periodo di regolazione 2004-2007» (di seguito: Testo integrato).

Deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas n. 196/04 «Avvio del procedimento per la definizione delle fasce orarie per il periodo 2006-2007».
Deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica ed il gas n. 235/04 «Aggiornamento delle fasce orarie per l'anno 2005».

Deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica ed il gas n.  299/05 «Aggiornamento per il trimestre gennaio-marzo 2006 di componenti e parametri della tariffa elettrica».
Deliberazione n. 168/03 «Condizioni per l'erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale e per l'approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79».
Documento per la consultazione «Orientamenti in materia di definizione delle fasce orarie con riferimento agli anni 2006 e 2007» emanato il 30 settembre 2005 (di seguito: documento per la consultazione 30 settembre 2005).
Documento per la consultazione «Revisione dell'articolazione per fasce orarie dei corrispettivi di alcuni servizi di pubblica utilita' nel settore elettrico per gli anni 2006 e 2007», emanato il  22 novembre 2005 (di seguito: documento per la consultazione 22 novembre 2005).
Documento per la consultazione 3 luglio 2006 recante «Proposte in materia di definizione delle fasce orarie per l'anno 2007 e successivi» (di seguito: documento per la consultazione 3 luglio 2006).
Provvedimenti di rilevanza indiretta
Deliberazione dell'Autorita' 28 settembre 2005, n. 203/05 «Avvio della sperimentazione triennale della metodologia di analisi di impatto della regolazione - AIR, nell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas».
Altri atti normativi.
Provvedimento CIP 95/90.

2. AMBITO DELL'INTERVENTO.
Relativamente all'ambito di applicazione, il provvedimento oggetto della presente relazione di analisi di impatto regolatorio (di seguito: il provvedimento) definisce le fasce orarie relative alle attivita' di vendita e di distribuzione per l'anno 2007 e successivi.
Il provvedimento si rivolge in via principale a tutti i clienti finali, alle imprese distributrici ed agli altri soggetti attivi nell'attivita' di vendita.

La modifica delle fasce orarie ha effetti sulla determinazione del prezzo di cessione che le imprese distributrici pagano alla societa' Acquirente unico S.p.a. (di seguito: Acquirente unico) per la copertura dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato (di seguito: prezzo di cessione). L'Acquirente unico e le imprese distributrici sono, quindi, direttamente interessate al provvedimento.
La modifica del sistema di fasce orarie ha anche impatto sulla componente della tariffa di vendita del mercato vincolato a copertura dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato. Il provvedimento ha pertanto impatto diretto sui clienti finali del mercato vincolato.
Esso ha altresi' ricadute sui clienti finali del mercato libero nella misura in cui le tariffe applicate ai clienti del mercato vincolato sono utilizzate da grossisti come riferimento nella formulazione delle offerte commerciali per i clienti idonei.
Con riferimento al servizio di distribuzione, la modifica del sistema di fasce orarie, a parita' di componenti tariffarie utilizzate per la verifica del vincolo V1, ha impatto diretto sulla definizione delle opzioni tariffarie multiorarie. I soggetti interessati alla modifica delle fasce relativamente all'attivita' di distribuzione sono, quindi, tutti i clienti finali dotati di misuratore orario o di un misuratore in grado di rilevare l'energia  elettrica per raggruppamenti di ore, le imprese distributrici e le imprese che svolgono l'attivita' di vendita.

3. RAGIONI DI OPPORTUNITA' DELL'INTERVENTO.
Servizio di vendita dell'energia elettrica al mercato vincolato.
Contesto normativo attuale del servizio di vendita ai clienti del mercato vincolato
Nell'attuale quadro regolatorio dell'attivita' di vendita, le fasce orarie sono rilevanti ai fini della determinazione dei corrispettivi per la vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato. In particolare, le fasce orarie intervengono nella determinazione sia dei prezzi di cessione che l'Acquirente unico applica alle imprese distributrici per la cessione di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, sia dell'elemento PC della componente CCA, di cui all'art. 23 del Testo integrato, con il quale i costi sostenuti dalle imprese distributrici per l'approvvigionamento dell'energia elettrica sono trasferiti ai clienti del mercato vincolato.
L'elemento PC e' definito su base trimestrale secondo metodologie diverse a seconda del tipo di misuratore di cui il cliente dispone.

La definizione delle ore comprese in ciascuna fascia oraria e' tuttavia rilevante, seppure in maniera diversa, per la quantificazione dell'elemento PC per tutti i clienti.

Per i clienti dotati di misuratore orario o dotati di un misuratore in grado di rilevare il consumo per gruppi di ore separatamente (multiorari), in ciascun trimestre, per ciascuna fascia oraria, l'elemento PC viene calcolato come media trimestrale dei prezzi di cessione attesi nei mesi del trimestre. Tale media e' ponderata sulla base di un profilo convenzionale di prelievo attribuito ai medesimi clienti. Conseguentemente, un'eventuale modifica delle fasce orarie per questi clienti avrebbe un impatto sul valore dell'elemento PC in ciascuna fascia oraria poiche' modificherebbe la media ponderata dei prezzi di cessione.
Per i clienti non dotati di misuratore orario (clienti monorari), in ciascun trimestre, l'elemento PC rappresenta, per ciascuna tipologia contrattuale, la media annua dei prezzi di cessione. Tale media e' ponderata in base ad un profilo convenzionale di prelievo attribuito ai clienti della tipologia. I prezzi di cessione utilizzati sono quelli effettivi, se disponibili alla data di aggiornamento, e, qualora non disponibili, quelli stimati dall'Autorita' sulla base delle informazioni fornite dall'Acquirente unico. Un'eventuale modifica delle fasce orarie, quindi, avrebbe un impatto anche sul valore dell'elemento PC dei clienti con tariffa non differenziata temporalmente, perche' comporterebbe una modifica dei valori, sia effettivi che stimati, dei prezzi di cessione utilizzati per il calcolo della media.
Contesto normativo: impatto della direttiva
L'analisi della metodologia di determinazione delle fasce orarie per gli anni successivi al 2006 deve essere inquadrata nell'evoluzione del quadro regolatorio dell'attivita' di vendita al dettaglio; attivita' per la quale l'art. 21 della direttiva e l'art. 30 della legge n. 239 del 23 agosto 2004 prevedono la completa apertura a partire dal luglio 2007. E', quindi, opportuno chiarire a quale funzione le fasce orarie potrebbero assolvere in un mercato in cui tutti i clienti saranno idonei, ovvero liberi di acquistare energia elettrica da un fornitore di propria scelta.
Al riguardo si rileva che l'art. 3 della direttiva prevede, tra l'altro, che gli Stati membri provvedano affinche' tutti i clienti civili e, a discrezione del legislatore nazionale, le piccole imprese(1), «usufruiscano nel rispettivo territorio del servizio universale, ovvero del diritto alla fornitura di energia elettrica di una qualita' specifica a prezzi ragionevoli, facilmente e chiaramente comparabili e trasparenti» (di seguito: servizio di vendita di maggior tutela).
L'assetto prescelto del servizio di vendita di maggior tutela e l'estensione dell'ambito dei clienti finali ammessi al regime di tutela sara' definito dalla legge di recepimento della direttiva che, allo stato, ha appena iniziato il suo iter parlamentare sulla base del disegno di legge recentemente proposto dal Governo. E' tuttavia probabile che la dimensione di tale ambito sia non trascurabile e che includa anche punti di prelievo trattati su base oraria.
L'applicazione di detta previsione e, in particolare, il riferimento a «prezzi ragionevoli» suggerisce che i prezzi applicabili nell'ambito del servizio di vendita di maggior tutela formino l'oggetto di una specifica attivita' regolatoria.
In particolare, nella regolamentazione del servizio di vendita di maggior tutela, si possono identificare due attivita':
l'approvvigionamento nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica destinata ai clienti finali ammessi al regime di tutela (di seguito: clienti tutelati) e la commercializzazione al dettaglio di tale energia(2). I venditori del servizio di vendita di maggior tutela potrebbero, in funzione del tipo di regolamentazione adottato, svolgere l'attivita' di approvvigionamento dell'energia elettrica senza sostenere alcun rischio mercato (rischio di prezzo e rischio di volume)(3), acquistando l'energia elettrica all'ingrosso da uno o piu' soggetti terzi che erogherebbero uno specifico servizio compravendita all'ingrosso. In alternativa, gli stessi venditori potrebbero approvvigionarsi liberamente nel mercato all'ingrosso ed assumendone i relativi rischi.
La funzione delle fasce orarie nel nuovo contesto dipende principalmente dai seguenti due aspetti:
a) dal modello di regolazione adottato con riferimento all'attivita' di approvvigionamento all'ingrosso dell'energia elettrica destinata ai clienti tutelati;
b) dalla dimensione dell'ambito di tutela.
Con riferimento al primo aspetto, la rilevanza delle fasce orarie ha effetto esclusivamente con riferimento all'attivita' di approvvigionamento in quanto i costi relativi all'attivita' di  commercializzazione non dipendono dal profilo di consumo dei clienti.

In tale ambito appare inoltre importante l'assetto di regolazione delineato: nei casi in cui il modello fosse incentivante e il soggetto (o i soggetti) responsabile della compravendita all'ingrosso fossero esposti al rischio mercato, le fasce orarie potrebbero contribuire a ridurre il rischio di mercato (ed in particolare il rischio volume) sopportato dai venditori. Qualunque sia il modello delineato, comunque, le fasce orarie continuerebbero a svolgere la medesima funzione oggi richiesta per la determinazione delle tariffe del mercato vincolato, anche se con esclusivo riferimento ai clienti tutelati. Si applicano, quindi, le riflessioni svolte e le criticita' sollevate nel presente documento con riferimento a tale contesto.

Con riferimento al secondo aspetto, una corretta determinazione delle fasce orarie avra' particolare rilievo con riferimento ai clienti tutelati i cui consumi siano trattati su base oraria. Per tali clienti infatti l'articolazione temporale dei corrispettivi ha finalita' non solo di corretta attribuzione dei costi, ma anche di trasmissione di un corretto segnale di prezzo, ai fini sia delle scelte di consumo che di permanenza nel regime di tutela.

Motivazioni economiche e sociali
L'utilizzo delle fasce orarie ha lo scopo di:
attribuire ai clienti i costi da questi provocati;
assicurare la corretta remunerazione degli esercenti il servizio;
incentivare i clienti ad un comportamento efficiente, attraverso la definizione di segnali di prezzo che riflettano il costo marginale atteso che il loro comportamento induce nel sistema.
L'Autorita' ha messo in luce nei precedenti documenti per la consultazione l'inadeguatezza delle fasce attuali nel perseguire questi obiettivi generali di regolazione tariffaria. Si notava, infatti, nel primo documento per la consultazione(4) che le attuali fasce raggruppano ore con valori dell'energia all'ingrosso tra loro anche sensibilmente diversi. La disomogeneita' appare particolarmente marcata per la fascia F4.

(1) La direttiva specifica al comma 3 dell'art. 3 che le piccole imprese sono le imprese aventi meno di cinquanta dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio non superiore a 10 milioni di euro.
(2) La commercializzazione di energia elettrica al dettaglio comprende le attivita' connesse con la consegna finale dell'energia elettrica al cliente, nelle quantita' da questo richieste in ciascun periodo rilevante, alle condizioni previste nel contratto di vendita. A tal fine il venditore al dettaglio svolge le attivita' di approccio al cliente e sostiene gli eventuali rischi di controparte.

(3) Il rischio di prezzo e' il rischio connesso all'incertezza sulla differenza tra i corrispettivi di vendita dell'energia elettrica e i costi sopportati dal venditore per il relativo acquisto. Il rischio di volume e' il rischio connesso all'incertezza sulla quantita' di energia elettrica venduta al cliente finale, sia in termini di quantita' complessiva che in termini di profilo. Questo rischio trae la sua origine dall'elevata volatilita' ed imprevedibilita' del valore dell'energia elettrica nel tempo e dal fatto che i contratti di vendita al dettaglio hanno tipicamente natura di opzioni: il cliente finale ha cioe' diritto a prelevare l'energia elettrica in quantita' e con un profilo non noto ex-ante al venditore.
(4) «Orientamenti in materia di definizione delle fasce orarie con riferimento agli anni 2006 e 2007», pagina 7.

La disomogeneita' del prezzo nelle ore assegnate ad una stessa fascia oraria genera inefficienze e distorsioni che, seppur simili nella sostanza, assumono rilevanza diversa a seconda del tipo di misuratore e del regime tariffario dei clienti. E' opportuno, quindi, illustrare separatamente gli effetti della non corretta definizione degli attuali raggruppamenti orari per tre categorie di clienti: i clienti dotati di misuratore orario, i clienti dotati di misuratore non atto a rilevare il consumo separatamente per ogni ora o per gruppi di ore ed i clienti dotati di misuratore in grado di rilevare separatamente il consumo per gruppi di ore.
Con riferimento ai clienti dotati di misuratore orario, la disomogeneita' dei prezzi all'ingrosso nelle ore assegnate ad una stessa fascia ha i seguenti effetti negativi:
a) inefficienza allocativa causata dal fatto che i corrispettivi per fascia non riflettono i costi attesi del servizio;
b) disallineamento tra il corrispettivo applicato a ciascun cliente nelle ore appartenenti ad una stessa fascia ed i costi causati dallo stesso; questo disallineamento da' luogo a sussidi incrociati tra clienti aventi profili di consumo diversi nelle ore appartenenti ad una stessa fascia;
c) amplificazione delle differenze tra i corrispettivi versati all'Acquirente unico dalle imprese distributrici ed i corrispettivi versati a queste ultime dai clienti finali del mercato vincolato.
Per quanto attiene alla distorsione di cui al precedente punto b), si deve considerare che la corrispondenza tra corrispettivi e costi causati risponde non solo ad esigenze di equita', ma consente anche di minimizzare le distorsioni nella scelta del cliente finale di passare dal mercato vincolato al mercato libero. Come sopra accennato, la disomogeneita' dei prezzi all'ingrosso nelle ore associate ad una stessa fascia, infatti, genera sussidi incrociati tra clienti caratterizzati da un diverso profilo di consumo nelle ore appartenenti ad una stessa fascia. I clienti idonei dotati di misuratore orario e consapevoli del proprio profilo di consumo hanno la possibilita' di confrontare il prezzo medio per fascia applicato loro nel mercato vincolato con il prezzo, maggiormente corrispondente al proprio profilo di consumo, che potrebbero avere sul mercato libero. Sulla base di tale confronto, alcuni clienti, troveranno conveniente rimanere nel mercato vincolato. Per altri clienti, al contrario, sarebbe piu' conveniente lasciare il mercato vincolato e pagare, sul mercato libero, un prezzo maggiormente rispondente ai costi generati. La presenza di sussidi incrociati e' motivata, quindi, innanzitutto, dal fatto che la scelta del fornitore non sia ancora disponibile per tutti clienti. Tuttavia, sussidi incrociati tra clienti caratterizzati da profili di consumo diversi possono persistere anche con l'apertura della vendita a tutti i clienti finali. Scarsa concorrenza nella vendita o la percezione che i vantaggi del passaggio ad un nuovo fornitore non compensino i costi connessi a tale cambio, possono consentire la persistenza di sussidi tra consumatori. Si ritiene pertanto, che, per evitare distorsioni nella scelta tra mercato libero e vincolato ora, e, in prospettiva, nella scelta tra venditore di ultima istanza e fornitori alternativi, sia opportuno definire un sistema di fasce orarie che raggruppi in ciascuna fascia ore sufficientemente omogenee in termini di valore dell'energia elettrica all'ingrosso.
In generale, e' necessario osservare come le fasce orarie nel servizio di vendita dell'energia elettrica per il mercato vincolato debbano essere caratterizzate da un grado di omogeneita', in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso nelle ore in queste contenute, molto maggiore di quanto non sia richiesto per le strutture di prezzo previste nelle offerte al mercato libero. Nel mercato libero, infatti, il fornitore e' in grado di differenziare tra i diversi clienti i corrispettivi previsti per ciascuna fascia oraria contrattuale per tenere conto, tra l'altro, delle diverse distribuzioni attese dei consumi tra le ore di ciascuna fascia oraria nonche' della variabilita' della distribuzione stessa. L'applicazione di corrispettivi differenziati che riflettano i costi generati dai clienti con profilo di consumo diverso non e' viceversa disponibile nel mercato vincolato, dal momento che le componenti CCA per i clienti dotati di misuratore orario sono le medesime - al netto dell'effetto delle perdite - per tutti i clienti, indipendentemente dalla distribuzione dei consumi del cliente tra le ore di ciascuna fascia oraria trimestrale.
Le distorsioni di cui al sopraccitato punto c), saranno discusse nel successivo paragrafo relativo ai corrispettivi per la cessione di energia elettrica alle imprese distributrice per la vendita ai clienti del mercato vincolato.
Con riferimento ai clienti dotati di misuratore non atto a rilevare il consumo in ogni ora o gruppi di ore (clienti monorari), sebbene le finalita' che si vogliono perseguire attraverso le fasce orarie siano le stesse che per i clienti dotati di misuratore orario, l'efficacia di una corretta definizione delle fasce orarie, e, dunque, la loro rilevanza per il perseguimento di tali obiettivi, appare limitata. Di conseguenza, anche le distorsioni derivanti dall'avere fasce orarie non omogenee, in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso nelle ore in queste contenute, sono meno significative.
Nel caso di clienti monorari, l'effetto in termini di efficienza allocativa stimolato dal segnale di prezzo e', per vari motivi, minore che per i clienti multiorari. Innanzitutto si rileva che, poiche' il legame tra energia consumata in ogni ora e prezzo corrisposto e', nel caso dei clienti monorari, indiretto, essi hanno un basso incentivo a modificare il proprio profilo di consumo per tenere conto del costo causato dal proprio prelievo. Il cliente monorario, infatti, non trae un beneficio diretto da un comportamento maggiormente virtuoso. Il calcolo della tariffa monoraria e', di fatti, basato, per ogni tipologia contrattuale, sul profilo di consumo standard attribuito, sulla base di procedure statistiche, a ciascuna tipologia contrattuale. La consapevolezza, da parte di ciascun cliente, che un eventuale cambiamento del proprio profilo di consumo avrebbe un impatto marginale sul profilo della tipologia di appartenenza e, in ultimo, sul prezzo pagato, genera un incentivo al free-riding. In altri termini, anche in presenza di fasce orarie corrette, il comportamento del cliente monorario potrebbe essere sub-ottimale dal punto di vista del sistema in quanto le decisioni di consumo del medesimo cliente non tengono pienamente conto dell'esternalita' positiva che il proprio comportamento virtuoso avrebbe sulla tipologia contrattuale di appartenenza.

Cosi' come osservato per i clienti dotati di misuratore orario, nel caso dei clienti monorari, fasce orarie omogenee contribuirebbero a ridurre la distorsione nella scelta tra mercato libero e vincolato causata da corrispettivi che non riflettono i costi generati e che permettono sussidi incrociati tra clienti caratterizzati da profili di consumo diversi in ore appartenenti ad una stessa fascia.

Tuttavia, nel caso di questi clienti, intervengono altre distorsioni, tra cui quelle legate ad errori di stima del consumo, che alterano gli incentivi nella scelta tra mercato libero e vincolato. Ai clienti non trattati su base oraria, infatti, viene attribuito, ai fini del calcolo della quantita' di energia elettrica che il fornitore deve approvvigionare per servire tale cliente, il profilo risultante dall'applicazione della disciplina del load-profiling. Questa disciplina prevede che a tutti i clienti finali liberi non dotati di misuratore orario sia attribuito il medesimo profilo di prelievo corrispondente al profilo di prelievo dell'area cui fanno riferimento, al netto dei prelievi riferiti a clienti dotati del misuratore orario. I corrispettivi di vendita al mercato vincolato sono invece definiti per tipologia sulla base di profili standard di prelievo definiti con procedure statistiche. In particolare, i corrispettivi di vendita dei clienti monorari sono calcolate con riferimento al costo sostenuto dall'Acquirente unico per fornire un cliente il cui profilo corrisponde a quello standard di tipologia.

Pertanto, il corrispettivo di vendita pagato da un cliente monorario puo' essere non rispondente ai costi causati da quel cliente non solo per la distorsione dovuta alla disomogeneita' interna delle fasce, ma anche per effetto della metodologia utilizzata per l'attribuzione del consumo a tali clienti.
Anche con riferimento ai clienti finali dotati di misuratore atto a rilevare il consumo separatamente per gruppi di ore, fasce orarie omogenee in termini di valore dell'energia elettrica all'ingrosso contribuiscono ad incrementare l'efficienza allocativa del sistema.

Tuttavia, e' opportuno osservare che, analogamente a quanto rilevato per i clienti monorari, l'introduzione di un sistema di fasce orarie che raggruppi ore omogenee potrebbe non essere sufficiente ad eliminare la presenza di distorsioni nella scelta tra mercato libero e vincolato. Si rileva, inoltre, che il trasmettere a clienti dotati di misuratore per fasce un segnale di prezzo che stimoli un comportamento efficiente comporta un costo che grava sull'insieme dei clienti vincolati. Infatti, poiche' tutti i clienti non dotati di misuratore orario sono trattati dal sistema sulla base del load-profiling, il profilo di prelievo ad essi attribuito non dipende dal loro comportamento effettivo. Ne consegue che i corrispettivi di vendita non necessariamente rifletteranno i costi effettivamente generati da questi clienti, ma piuttosto i costi ad essi attribuiti convenzionalmente. Cio' da un lato genera una distorsione nella scelta tra mercato libero e vincolato, dall'altro rende sostenibile un'articolazione temporale dei corrispettivi per questi clienti allineati al valore atteso dell'energia elettrica in ciascun gruppo di ore solo a condizione che sia previsto un meccanismo di perequazione.

Nell'attuale quadro normativo, in sintesi, l'intervento di regolazione oggetto del presente documento per la consultazione e' motivato dal fatto che le fasce attuali non sembrano rappresentare correttamente la distribuzione nel tempo del valore dell'energia elettrica all'ingrosso. Tale circostanza induce nel sistema inefficienze e distorsioni che un intervento di regolazione di revisione delle fasce potrebbe eliminare per i clienti dotati di misuratore orario e attenuare nel caso di clienti non dotati di un tale misuratore.
Si ritiene, inoltre, che la corretta definizione delle fasce possa essere importante anche in prospettiva, nel nuovo contesto delineato dalla direttiva. Con l'apertura del mercato della vendita a tutti i clienti finali, infatti, la corretta definizione delle fasce orarie consentirebbe di ridurre il rischio, assunto dall'esercente il servizio di vendita di maggior tutela, di divergenza tra i prezzi applicati ai clienti finali ed i costi sostenuti per l'approvvigionamento dell'energia elettrica all'ingrosso.

Se, infatti, la normativa prevedesse la regolazione del prezzo di tale servizio come fissazione del prezzo medio massimo, sarebbe opportuno lasciare all'esercente tale servizio la possibilita' di articolare i corrispettivi per fasce orarie, pur nel rispetto del vincolo sul prezzo medio. In tale contesto, la non corretta determinazione delle fasce orarie aumenterebbe, per il venditore del servizio di vendita di maggior tutela, il rischio che il profilo dei consumi dei clienti serviti, nelle ore appartenenti a ciascuna fascia oraria, fosse diverso da quello atteso. La fonte di un tale rischio e' riconducibile al fatto che ad una variazione dei costi di approvvigionamento non corrisponderebbe alcuna variazione del prezzo medio massimo applicabile.
Si noti che la corretta definizione delle fasce sarebbe rilevante anche qualora la regolazione del prezzo del servizio di vendita di maggior tutela comprendesse la fissazione, per via amministrata, della struttura per fasce orarie dei prezzi. In questo secondo caso, infatti, fasce orarie disomogenee esporrebbero il venditore al rischio che l'articolazione dei prezzi determinata per via amministrata non rappresenti correttamente la struttura dei costi di approvvigionamento attesa dagli operatori.

In conclusione, quindi, si ritiene che, anche con l'apertura del mercato libero a tutti i clienti finali, la correttezza delle fasce orarie potra' costituire un elemento di riferimento della regolazione del prezzo del servizio di vendita di maggior tutela. Qualsiasi sia, infatti, il tipo di approccio che verra' scelto per la regolazione del prezzo di tale servizio, si rileva che la non corretta determinazione delle fasce orarie si tradurrebbe in maggiori rischi per l'esercente il servizio, e, in ultima analisi in un prezzo di tutela piu' elevato.
Servizio di vendita dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato.

Contesto normativo
Il servizio di approvvigionamento all'ingrosso di energia elettrica per le quantita' destinate al mercato vincolato e' svolto dall'Acquirente unico, che recupera i costi sostenuti per tale attivita' attraverso il prezzo di cessione corrispostogli dalle imprese distributrici. La regolamentazione dei corrispettivi per la cessione di energia dall'Acquirente unico alle imprese distributrici prevede che ciascuna impresa distributrice, per la quantita' di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti dalla medesima, sia tenuta a pagare il prezzo di cessione definito all'art. 30 del Testo integrato.
Il prezzo di cessione e' articolato per fasce orarie ed e' costituito da tre elementi:
a) la componente di prezzo a copertura dei costi sostenuti dall'Acquirente unico per l'acquisto dell'energia elettrica e dei costi sostenuti per la copertura dei rischi connessi all'oscillazione dei prezzi dell'energia elettrica, attraverso contratti differenziali o altre tipologie di contratto;
b) la componente di prezzo a copertura dei costi sostenuti dall'Acquirente unico in qualita' di utente del dispacciamento per il mercato vincolato;
c) la componente di prezzo a copertura dei costi di funzionamento dell'Acquirente unico.
La componente di prezzo a copertura dei costi di funzionamento non e' differenziata per fascia oraria. Le componenti di cui ai punti a) e b) sono determinate al termine di ciascun mese dall'Acquirente unico sulla base dei costi sostenuti nel mese precedente. In particolare, la componente di cui al punto a) e' articolata per fasce orarie ed e' determinata per ciascuna fascia oraria come pari alla media ponderata per le rispettive quantita' di energia elettrica dei costi unitari sostenuti nelle ore comprese in detta fascia oraria per:
a) l'acquisto dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima;
b) l'acquisto dell'energia elettrica attraverso contratti di compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del sistema delle offerte (bilaterali fisici);
c) la copertura dei rischi connessi all'oscillazione dei prezzi dell'energia elettrica, attraverso contratti differenziali o altre tipologie di contratto a copertura del rischio legato alla variabilita' del prezzo.
Il Testo integrato stabilisce che l'attribuzione a ciascuna ora e, in ultimo, alle fasce orarie dei costi unitari sostenuti dall'Acquirente unico nelle ore comprese in ciascuna fascia oraria per l'acquisto dell'energia elettrica attraverso i contratti bilaterali fisici e per i contratti differenziali per la copertura dei rischi connessi all'oscillazione dei prezzi dell'energia elettrica avvenga sulla base dell'andamento dei prezzi orari del mercato del giorno prima.

Motivazioni economiche e sociali
Con riferimento particolare al servizio di vendita dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato, cosi' come per il servizio di vendita ai clienti finali, l'inadeguatezza delle attuali fasce orarie nell'aggregare ore omogenee in termini di valore dell'energia elettrica all'ingrosso genera inefficienze e distorsioni che un eventuale modifica del sistema di fasce orarie contribuirebbe ad eliminare o quantomeno a ridurre. In particolare, fasce orarie che non raggruppano ore omogenee in termini di valore dell'energia elettrica all'ingrosso contribuiscono:
a) a generare inefficienza allocativa nel sistema in quanto il segnale di prezzo trasmesso all'insieme del mercato vincolato attraverso il prezzo di cessione non riflette il costi sopportati dall'Acquirente unico al variare della distribuzione temporale dei consumi del mercato vincolato;
b) ad amplificare gli scostamenti tra i costi sostenuti dalle imprese distributrici per l'acquisto di energia elettrica dall'Acquirente unico ed il ricavo previsto per il servizio di vendita ai clienti finali del mercato vincolato.
Per quanto attiene al punto a) si rileva che una revisione delle fasce orarie potrebbe migliorare l'efficienza del prezzo di cessione nel segnalare il valore per il complesso dei clienti del mercato vincolato di una variazione dei consumi in ciascuna fascia. Tuttavia, e' opportuno tenere presente che la regolazione attuale prevede che le imprese distributrici si limitino a trasferire ai clienti finali del mercato vincolato i costi di approvvigionamento sostenuti dall'Acquirente unico. In altri termini, le medesime imprese non sono responsabilizzate rispetto tale voce di costo in quanto non traggono beneficio da eventuali incrementi di efficienza nel comportamento dell'insieme dei clienti del mercato vincolato. Ne consegue che l'efficacia del prezzo di cessione quale segnale del valore dell'energia elettrica prelevata e' di per se' piccola. Tale segnale di prezzo, infatti, e' efficace nella misura in cui e' recepito nel corrispondente corrispettivo applicato ai clienti finali del mercato vincolato.
Il punto b) rileva che fasce orarie che raggruppano ore sensibilmente diverse in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso aumentano la necessita' di ricorrere a meccanismi di perequazione tra le imprese distributrici. Il prezzo di cessione articolato per fascia pagato dalle imprese distributrici riflette il costo medio effettivo di approvvigionamento sostenuto dall'Acquirente unico nelle ore appartenenti a ciascuna fascia.

L'elemento PC della componente CCA applicata ai clienti del mercato vincolato, invece, e' determinata ex-ante trimestralmente dall'Autorita' e riflette i costi di approvvigionamento attesi.

Questa differenza tra come viene calcolato il prezzo di cessione e come viene aggiornato l'elemento PC della componente del servizio di vendita per i clienti del mercato vincolato ha un impatto sul rischio volume in capo all'impresa distributrice. Se, infatti, la quantita' effettivamente prelevata relativamente a ciascuna fascia e' diversa da quella attesa, il prezzo medio atteso per detta fascia si discostera' da quello effettivo. Tale errore sara' tanto maggiore quanto piu' le ore nella fascia sono disomogenee in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso.

Va tuttavia rilevato che gli scostamenti tra incassi e spese delle imprese distributrici per il servizio di vendita ai clienti del mercato vincolato possono essere contenuti ma non eliminati, a causa di diversi fattori tra cui:
a) la possibilita' di commettere errori nella stima dei profili di consumo attesi di ciascuna tipologia contrattuale;
b) il vincolo di uniformita' tariffaria sul territorio nazionale, che impone di utilizzare anche ai fini delle determinazioni dei corrispettivi di vendita un profilo di consumo unico per tutti i clienti appartenenti ad una tipologia, senza poter tener conto di eventuali differenze geografiche nell'articolazione dei prelievi;
c) la possibilita' di commettere errori nella stima dell'andamento dei prezzi nel mercato del giorno prima, ovvero dei prezzi utilizzati nell'aggiornamento tariffario dei corrispettivi di vendita per il mercato vincolato;
d) la differenza tra il profilo di consumo attribuito ai clienti del mercato vincolato monorari utilizzato ai fini del calcolo degli esborsi pagati dalle imprese distributrici all'Acquirente unico ed il profilo sulla base del quale sono calcolati i corrispettivi per il servizio di vendita di detti clienti.
Con riferimento al punto d) si ricorda che, ai fini del calcolo degli esborsi dovuti dall'impresa distributrice all'Acquirente unico, le quantita' prelevate dai clienti del mercato vincolato sono calcolate attribuendo ai clienti monorari il profilo di consumo previsto dal regime del load-profiling. Gli incassi dell'impresa distributrice, invece, dipendono, per i clienti non dotati di misuratore orario, dal profilo medio atteso, differenziato per tipologia, sulla base del quale sono calcolate le componenti CCA dei clienti monorari. Vi e', quindi, uno scostamento tra incassi ed esborsi dell'impresa distributrice dovuto al fatto che il profilo di consumo attribuito dal sistema ai clienti del mercato vincolato sottesi ad un'area di riferimento su cui viene determinato il profilo attribuito dal regime del load-profiling potrebbe essere diverso dal profilo di consumo medio atteso dell'insieme dei medesimi clienti che risulta dalla media ponderata dei profili di consumo attesi delle diverse tipologie. L'entita' di tale distorsione dipende dai consumi e dalla tipologia dei clienti trattati con il load-profiling che nella medesima area di riferimento sono riforniti sul mercato libero.

Servizio di distribuzione dell'energia elettrica ai clienti finali.

Contesto normativo
La regolamentazione dei corrispettivi per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica ai clienti finali e' disciplinato dalla sezione 2 del Testo integrato. Le opzioni tariffarie base per il servizio di distribuzione sono proposte dalle imprese distributrici nel rispetto dei vincoli di ricavo determinati dall'Autorita'. In particolare:
a) il vincolo V1, di cui all'art. 8 del Testo integrato, limita i ricavi totali dell'impresa distributrice per l'insieme dei clienti appartenenti a ciascuna tipologia contrattuale;
b) il vincolo V2, di cui all'art. 10 del Testo integrato, limita la tariffa applicabile a ciascun singolo cliente.
I ricavi ammessi dai due vincoli V1 e V2 sono determinati, per ciascuna tipologia contrattuale, sulla base dell'opzione tariffaria TV1 e della tariffa TV2, la cui struttura e' definita dal Testo integrato. I corrispettivi relativi all'opzione tariffaria TV1 e alla tariffa TV2 devono essere resi noti alle imprese distributrici entro il 31 luglio, con anticipo adeguato per consentire a questi ultimi di proporre delle opzioni tariffarie coerenti con i vincoli. Il termine per la presentazione delle opzioni tariffarie da parte delle imprese distributrici e' il 15 ottobre, in modo da consentire all'Autorita' le necessarie verifiche e l'emanazione della deliberazione di approvazione entro fine anno.
Nell'attuale contesto normativo, in sintesi, le fasce orarie sono utilizzate per determinare il ricavo massimo che l'impresa distributrice puo' ottenere da ciascuna tipologia contrattuale. I costi delle porzioni di rete condivise da piu' tipologie(5) sono infatti ripartiti tra queste tipologie sulla base della distribuzione, tra le fasce orarie, del consumo storico tipico di ciascuna tipologia(6). Ne consegue che un'eventuale variazione delle fasce orarie debba essere effettuata tenendo conto dell'esigenza di mantenere invariato il ricavo tariffario delle imprese distributrici.

Tuttavia si ritiene che una modifica delle fasce orarie non debba portare ad una rideterminazione dei parametri che caratterizzano i vincoli tariffari che devono intendersi fissi per l'intero periodo di regolazione, salvo quanto previsto dal meccanismo del Price Cap.

Motivazioni economiche e sociali
Si ritiene che le fasce orarie applicate per l'articolazione delle opzioni tariffarie di distribuzione debbano essere coerenti con quelle utilizzate per l'articolazione temporale dei corrispettivi per il servizio di vendita. In presenza di raggruppamenti di ore non coerenti per i due servizi, infatti, si produrrebbe non solo un incremento nei costi di gestione dell'impresa distributrice - nella sua duplice veste di fornitore del servizio di distribuzione e di quello di vendita ai clienti del mercato vincolato - ma anche un aumento della complessita' percepita dai clienti finali con la conseguente riduzione dell'efficacia del segnale di prezzo. Si noti per altro che gli attuali strumenti di misura non rendono tecnicamente possibile avere fasce distinte per la distribuzione e per la vendita nel caso di clienti cui corrispondono punti di prelievo non dotati di misuratori orari(7). E' opportuno, inoltre, che l'eventuale modifica delle fasce orarie nel servizio di vendita sia coordinata, dal punto di vista temporale, con la presentazione delle opzioni tariffarie.

(5) Ad esempio la rete di alta tensione per i clienti connessi a livelli di tensione inferiori.
(6) L'articolazione dei corrispettivi di distribuzione (massimi ottenibili) tra le diverse tipologie, risponde anche alla  finalita' di riflettere la struttura di costi sostenuti, nell'ambito di un periodo regolatorio, dall'esercente il servizio per il potenziamento della rete condivisa da piu' tipologie.
(7) E' tuttavia compatibile con gli attuali strumenti di misura prevedere l'articolazione per fascia oraria dei soli corrispettivi di vendita a fronte di opzioni tariffarie di distribuzione non articolate temporalmente (monorarie).
Dopo aver precisato l'esistenza di uno stretto legame tra le fasce orarie utilizzate per l'articolazione dei corrispettivi di vendita e di distribuzione, sembra opportuno chiarire a quale funzione le fasce orarie assolvono con riferimento specifico all'attivita' di distribuzione.
L'articolazione per fascia oraria dei corrispettivi per il servizio di distribuzione risponde all'esigenza di contenere i costi connessi al dimensionamento della capacita' di trasporto delle reti di distribuzione da un lato e di migliorare la qualita' attesa del servizio dall'altro, attraverso la definizione di opportuni segnali di prezzo per i clienti. Le reti di distribuzione, infatti, si caratterizzano essenzialmente come «reti passive». In altri termini, il gestore della rete (l'impresa distributrice) non svolge un'attivita' di regolazione dei flussi di energia elettrica sulla rete e di gestione delle congestioni. Questo implica che nel dimensionamento della rete di distribuzione, l'impresa distributrice, non potendo intervenire sul comportamento effettivo dei clienti, debba operare sulla base del loro comportamento atteso. In quest'ottica, l'articolazione dei corrispettivi per fasce orarie risponde all'esigenza di segnalare all'utente il costo marginale atteso (quindi in probabilita) del servizio(8) nei diversi periodi temporali dell'anno.
D'altra parte, si rileva che ad un miglioramento del segnale del valore del servizio attraverso l'articolazione per fascia oraria dei corrispettivi corrisponde un aumento dei costi di gestione del rapporto contrattuale con l'utente del servizio. Pertanto, nel regolare il servizio di distribuzione ai clienti finali si e' lasciata all'esercente la facolta' di offrire al cliente finale opzioni tariffarie i cui corrispettivi siano articolati per fasce orarie (opzioni tariffarie multiorarie); e' l'esercente il servizio che deve pertanto valutare l'opportunita' di offrire opzioni tariffarie multiorarie confrontandone benefici e costi.

Nonostante l'articolazione temporale dei corrispettivi per il servizio di distribuzione stimoli l'utilizzo efficiente delle reti di distribuzione, e' opportuno rilevare che l'efficacia delle opzioni  tariffarie multiorarie relativamente agli obiettivi di efficienza rischia di essere significativamente inficiata dalla presenza di una serie di vincoli alla definizione delle fasce per la distribuzione.

In particolare appare opportuno sottolineare che il gia' menzionato vincolo di coerenza tra i raggruppamenti orari utilizzati per l'articolazione delle opzioni tariffarie di distribuzione non permette di avere fasce ad hoc per la sola distribuzione con riferimento ai clienti cui corrispondono punti di prelievo non dotati di misuratori orari.

4. OBIETTIVI DELLA REVISIONE DEL SISTEMA DELLE FASCE ORARIE.
Obiettivi generali.
L'Autorita' ritiene, alla luce delle ragioni di opportunita' dell'intervento esposte nella sezione precedente, che la revisione delle fasce orarie costituisca un elemento importante nel perseguimento dei seguenti obiettivi di carattere generale:

a) incentivare il comportamento efficiente dei consumatori in risposta a segnali di prezzo;
b) promuovere la corretta remunerazione degli esercenti il servizio e ridurre la necessita' di ricorrere a meccanismi di compensazione ex post;
c) promuovere la semplificazione dei rapporti commerciali tra esercenti il servizio e clienti finali.
Obiettivi specifici.
Alla luce di quanto sopra evidenziato nel riquadro sottostante sono riportati gli obiettivi specifici che corrispondono ad altrettanti requisiti desiderabili in un sistema di fasce ottimale.

La' dove possibile e' stato anche individuato un indicatore quantitativo ed il relativo valore obiettivo.

Tabella omessa

(8)L'incremento di costo connesso con un aumento dell'energia elettrica prelevata dalla rete risulta pari a zero in assenza di congestioni e al «valore dell'energia elettrica non fornita» in caso si debba interrompere il servizio.

5. OPZIONI D'INTERVENTO.
Premessa all'individuazione delle opzioni preliminari.
Il primo obiettivo specifico che l'intervento di modifica delle fasce si prefigge di raggiungere e' l'adozione di un sistema di fasce orarie che rappresenti gruppi di ore al loro interno per quanto possibile omogenei dal punto di vista del valore del bene. Oltre all'obiettivo di omogeneita' interna dei gruppi di ore e' opportuno tenere presente che il ricorso all'uso di fasce orarie si giustifica solo se i diversi gruppi di ore sono, anche solo potenzialmente, eterogenei tra loro. Sulla base di tali considerazioni, si ritiene che la metodologia statistica nota come cluster analysis possa essere utile ai fini dell'individuazione sia del numero ottimale di fasce orarie sia degli elementi appartenenti a ciascuna fascia.

La cluster analysis, infatti, ha come obiettivo la creazione di cluster aventi due caratteristiche:
a) coesione interna, nel senso che gli elementi appartenenti allo stesso gruppo devono essere il piu' possibile omogenei al loro interno;
b) separazione esterna, nel senso che gli elementi appartenenti a diversi gruppi devono essere il piu' possibile disomogenei tra loro.
Un cluster dovrebbe essere, quindi, per costruzione, una collezione di oggetti simili tra loro che sono dissimili dagli
oggetti contenuti negli altri cluster.

La cluster analysis puo' aiutare inoltre nella selezione del numero di cluster, attraverso il confronto tra scenari di raggruppamento che ipotizzano un diverso numero di gruppi. A tal fine la metodologia utilizza una statistica (pseudo F-statistics) che viene calcolata rapportando una misura della varianza tra i gruppi ad una di varianza interna al gruppo(9). Valori piu' elevati di tale statistica segnalano un raggruppamento migliore in termini di compattezza interna dei gruppi e di separazione tra gli stessi. Con riferimento all'attivita' di vendita, il valore del bene rispetto al quale valutare l'omogeneita' delle ore appartenenti a ciascuna fascia oraria puo' ragionevolmente essere assunto corrispondente al prezzo unico nazionale (PUN) registrato nel mercato del giorno prima (MGP) in ciascuna ora. L'applicazione della metodologia dei cluster, quindi, consente di raggruppare ore il piu' possibile omogenee dal punto di vista del valore dell'energia, al contempo salvaguardando l'eterogeneita' tra i gruppi.

In alternativa a criteri per l'identificazione delle fasce basati su metodi statistici, come la cluster analysis, gli obiettivi di semplificazione del sistema delle fasce e di stabilita' suggeriscono di considerare soluzioni molto semplificate che dividono convenzionalmente le ore in due o tre gruppi.

In questo documento sono descritte tre opzioni alternative al mantenimento delle fasce attuali (opzione zero). In particolare, le opzioni analizzate in via preliminare sono le seguenti:

a) opzione 1: fasce identificate a partire dai prezzi PUN stimati sulla base del fabbisogno;
b) opzione 2: stessa metodologia dell'opzione 1, ma con fasce orarie costanti in ogni settimana dell'anno e sabato uguale alla domenica;
c) opzione 3: suddivisione convenzionale delle ore nelle tre fasce «ore di picco», «ore di fuori picco» e «festivi». La seconda e la terza opzione utilizzano la metodologia dei cluster per l'identificazione delle fasce, mentre l'ultima opzione proposta suddivide le ore convenzionalmente.
Opzione zero: mantenere le fasce attuali.

La prima opzione considerata (detta anche opzione zero) e' quella di mantenere il sistema di fasce attualmente in vigore, limitando le modifiche per il 2007 ai necessari adeguamenti per tenere conto delle festivita' infrasettimanali indicate dal calendario.

Le fasce orarie attualmente in vigore sono state introdotte con deliberazione n. 5/04 del 30 gennaio 2004, sulla base di indicazioni fornite dal Gestore della rete di trasmissione nazionale (di seguito: il Gestore della rete). Tale articolazione delle fasce modificava i raggruppamenti orari stabiliti dal provvedimento Cip n. 45/1990, attraverso un forte spostamento di fascia oraria F1 e F2 dai mesi invernali ai mesi estivi, coerentemente con le mutate modalita' di prelievo alla punta del sistema elettrico nazionale.
Le fasce orarie 2005, definite dall'Autorita' con la deliberazione n. 235/2004, cosi' come le fasce orarie 2006, definite con la deliberazione n. 292/2005, ricalcano le fasce 2004, aggiornate sulla base di necessari adeguamenti calendariali che includono una diversa disposizione delle festivita' infrasettimanali coerente con gli stati di funzionamento attesi.

Opzione 1: fasce identificate applicando la metodologia di analisi dei cluster a prezzi PUN stimati sulla base del fabbisogno.

L'opzione 1 consiste nell'applicare la metodologia dell'analisi dei cluster a prezzi stimati sulla base della relazione statistica tra prezzi e variabili strutturali.
La definizione di fasce orarie future che raggruppino ore omogenee in termini di prezzo di acquisto dell'energia elettrica su MGP richiede l'identificazione di regolarita' nella fissazione del prezzo dell'energia all'ingrosso, ovvero l'individuazione di variabili in grado di spiegare la variabilita' del prezzo. A tal proposito e' utile ricordare che la previsione dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica ha, inevitabilmente, insiti margini di errore; inoltre, nel sistema elettrico italiano tali margini sono amplificati dalla scarsa correlazione tra i fondamentali del mercato ed i prezzi, risultante dalla bassa concorrenzialita' del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica.

Con lo scopo di studiare tali relazioni, e' stata effettuata un'analisi sui prezzi effettivi da gennaio 2005 a marzo 2006.

Nel periodo che va da gennaio 2005 a marzo 2006 l'andamento del prezzo dell'energia elettrica su MGP e' stato influenzato dall'andamento crescente dei prezzi dei combustibili. Al fine di correggere il livello dei prezzi per l'effetto del prezzo dei combustibili, il campione e' stato suddiviso in tre periodi (gennaio-giugno 2005, luglio-dicembre 2005 e gennaio-marzo 2006) caratterizzati da livelli dei prezzi dei combustibili sufficientemente omogenei. Dopo avere isolato, in tal modo, l'effetto dell'andamento dei combustibili sul PUN, si osserva, su tutto il periodo considerato, una forte correlazione tra prezzo e fabbisogno.
La relazione tra queste due variabili viene riportata graficamente in figura 1, segnalando con diversi colori i tre periodi con prezzi dei combustibili omogenei (gennaio-giugno, luglio-dicembre 2005 e gennaio-marzo 2006).

(9)L'Appendice I contiene una descrizione tecnica della metodologia di cluster analysis.

Figura omessa

Considerando solo il 2005, si osservano prezzi molto elevati nel mese di agosto, nonostante questo sia un mese tipicamente caratterizzato da domanda molto bassa. Ad esempio, confrontando maggio 2005 con agosto dello stesso anno, si nota che, mentre nel mese di maggio il prezzo medio e' stato pari a 47 euro/MWh e la domanda media pari a circa 34 GWh, il prezzo medio relativo al mese di agosto e' stato di 9 euro/MWh superiore, cio' a fronte di una domanda inferiore (31,5 GWh). La differenza non e' soltanto dovuta alle quotazioni petrolifere, dal momento che il prezzo su MGP di agosto risulta superiore anche rispetto a quelli del secondo semestre dell'anno, in cui sono stati registrati valori molto simili nel prezzo dei combustibili (figura 2). Concorre, infatti, a spiegare gli elevati prezzi registrati in agosto anche lo spostamento a sinistra della curva d'offerta a causa delle tipiche manutenzioni degli impianti nel periodo di minima domanda.
 

Figura 2 omessa

L'analisi dei prezzi effettivi discussa ai punti precedenti suggerisce l'utilizzo della relazione tra prezzo e fabbisogno al fine di individuare fasce che raggruppino ore caratterizzate da prezzi omogenei. La stessa analisi, suggerisce, inoltre, che un modello volto a spiegare la variabilita' del PUN dovrebbe tenere conto di almeno altri due elementi: l'andamento dei combustibili e le manutenzioni degli impianti (che si concentrano, in particolare, nel mese di agosto). Sulla base di tali considerazioni e' stato elaborato un modello econometrico, descritto nell'appendice II, volto a stimare la relazione tra prezzo e fabbisogno tendendo conto dell'effetto derivante dalla variazione dei combustibili e per l'effetto delle manutenzioni estive.
Tale modello econometrico e' stato utilizzato per stimare il livello del PUN sulla base delle previsioni del fabbisogno; a tale livello e' stata applicata la cluster analysis per identificare le ore da includere in ciascuna fascia oraria.

La tabella 1 mostra le fasce identificate applicando la metodologia della cluster analysis a prezzi stimati per il 2005 dalla relazione tra prezzo e fabbisogno a partire dalla domanda effettiva dello stesso anno.

Tabelle omesse

6. VALUTAZIONE PRELIMINARE DELLE OPZIONI.
Valutazione delle opzioni rispetto agli obiettivi specifici.
Questa sezione confronta le opzioni preliminari proposte nella sezione precedente rispetto agli obiettivi specifici individuati nella sezione 4.
Omogeneita' delle fasce orarie in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso
Al fine di garantire la corretta attribuzione dei costi ai clienti finali, nonche' la corretta remunerazione degli esercenti i servizi, le fasce orarie devono raggruppare ore il piu' possibile omogenee in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso. Le quattro opzioni sottoposte a consultazione nel documento per la consultazione del 3 luglio sono state, quindi, confrontate rispetto all'obiettivo di omogeneita' in termini di valore del PUN relativo dei raggruppamenti orari che determinano.

I quattro sistemi di fasce che derivano dall'applicazione di ciascuna delle opzioni preliminari all'anno 2005 sono stati confrontati rispetto al grado di omogeneita' del valore dell'energia per fascia che ciascuna opzione consente di ottenere. La tabella 5 mostra i valori medi ed i relativi coefficienti di variazione(12) calcolati sui prezzi relativi alle ore assegnate a ciascuna fascia in ciascuna delle quattro opzioni per l'anno 2005. I risultati che si ottengono da questo confronto mettono in evidenza che le fasce attuali non raggruppano ore omogenee al proprio interno; cio' nonostante il sistema attuale conti un raggruppamento orario in piu' rispetto alle altre opzioni considerate. Inoltre, il confronto dei coefficienti di variazione mostra che le opzioni migliori dal punto di vista dell'omogeneita' sono quelle che utilizzano la metodologia dei cluster per l'assegnazione delle ore a ciascuna fascia. In particolare, l'opzione 1 individua fasce cui corrispondono i piu' bassi coefficienti di variazione relativamente a ciascuna fascia.

L'opzione 2 e' la seconda migliore opzione rispetto all'obiettivo di omogeneita' in quanto a ciascuna fascia individuata da tale opzione corrispondono coefficienti di variazione non superiori al 30%.

(11)I coefficienti di variazione relativi alle fasce della versione originaria e calcolati sui prezzi PUN 2005 sono: 24% per la fascia F1, 24% per la fascia F2, 25% per la fascia F3.
(12)Il coefficiente di variazione e' dato dal rapporto tra la deviazione standard e la media. Valori piu' bassi del coefficiente di variazione indicano maggiore omogeneita'.

Tabelle omesse

7. RISULTATI DELLE CONSULTAZIONI SULLE OPZIONI.
Le risposte al documento per la consultazione del 3 luglio 2006 sono brevemente riassunte relativamente alle due categorie di soggetti interessate al provvedimento: operatori (grossisti ed imprese distributrici) e clienti finali.
Operatori.
Tempi per l'entrata in vigore del provvedimento.
La maggior parte degli operatori che ha inviato osservazioni al documento per la consultazione del 3 luglio si e' detta favorevole all'entrata in vigore della riforma a partire da gennaio 2007 a condizione che le fasce relative a tale anno siano comunicate con congruo anticipo. Tuttavia, si segnala che un operatore ritiene preferibile posticipare la definizione delle nuove fasce orarie al 1° gennaio 2008 o comunque in un momento successivo al recepimento della Direttiva 2003/54/CE ed alla definizione del quadro regolatorio concernente la completa apertura del mercato a tutti i consumatori finali previsto dalla stessa Direttiva.
Tempi di emanazione della delibera.
Gli operatori favorevoli al cambiamento delle fasce gia' dal 2007 hanno richiesto che l'emanazione della relativa delibera avvenga prima dell'inizio delle campagne commerciali che, tipicamente, hanno luogo in autunno. Per essere coerente con tale scadenza, il termine ultimo dovrebbe essere, a parere di alcuni grossisti, la fine del mese di agosto o, secondo altri, la meta' del mese di settembre.

Condivisione degli obiettivi di revisione delle fasce.
Vi e' un generale consenso tra gli operatori sia in merito all'opportunita' di modificare le fasce attuali sia per quanto
riguarda gli obiettivi generali e specifici illustrati nel documento per la consultazione. Tuttavia, non vi e' accordo su quale peso relativo debba essere attribuito ai singoli obiettivi. Ad operatori che sostengono l'opportunita' di considerare preponderante l'obiettivo di omogeneita' della fasce si contrappongono operatori secondo i quali l'obiettivo di semplicita' dovrebbe essere quello cui assegnare maggiore peso.
Omogeneita'. L'obiettivo di omogeneita' delle fasce orarie e' stato ampiamente condiviso dagli operatori. Tuttavia un operatore ha messo in evidenza come la difficolta' di raggruppare ore omogenee in termini di valore atteso sia legata, almeno in parte, alla difficolta' di previsione del prezzo di acquisto dell'energia su MGP.

A parere di tale operatore, infatti, benche' esista una correlazione  tra prezzi all'ingrosso e carico del sistema, il prezzo del mercato all'ingrosso e' soprattutto influenzato dall'esercizio del potere di mercato da parte dell'operatore maggiore.

 Semplicita' e preferenza relativa al numero di fasce che il nuovo sistema di fasce orarie dovrebbe avere. La maggior parte dei grossisti si sono espressi in favore di una semplificazione dell'attuale sistema di fasce orarie.
Per quanto riguarda il numero di fasce orarie che il nuovo sistema dovrebbe avere, le risposte non sono state univoche. Molti operatori si sono mostrati favorevoli ad una riduzione del numero di fasce a 3. Tuttavia due operatori hanno espresso la propria preferenza per mantenere il numero di fasce pari a quattro mentre altri due soggetti hanno dichiarato di preferire un sistema a due fasce.
Stabilita' del sistema di fasce orarie. Alcuni operatori ritengono che sia preferibile scegliere un sistema di fasce che non debba essere aggiornato annualmente e che possa essere mantenuto in vigore per un periodo temporale significativo con possibili revisioni a fronte di rilevanti modifiche nelle condizioni del sistema e del mercato.
Un grossista ritiene l'obiettivo di stabilita' delle fasce meno rilevante degli obiettivi di omogeneita' e di semplicita'. A parere dello stesso soggetto, inoltre, le fasce possono essere aggiornate annualmente purche' la comunicazione delle fasce relativa all'anno successivo avvenga con almeno sei mesi di anticipo.

Obiettivi ulteriori. Alcuni grossisti hanno proposto, quale ulteriore obiettivo quello di individuare un sistema di fasce che sia compatibile con prodotti del mercato elettrico europeo e italiano, tipicamente strutturati secondo il raggruppamento delle ore in «picco» e «fuori picco».
Opzione preferita tra quelle proposte.
L'opzione preferita dalla maggior parte dei grossisti e', tra quelle sottoposte a consultazione, l'opzione 2 in quanto, complessivamente, e' considerata essere quella maggiormente rispondente agli obiettivi dell'intervento regolatorio in oggetto.

Tuttavia la preferenza accordata all'opzione 2 non e' condivisa da tutti gli operatori. Un operatore ha infatti ritenuto la versione 2 sottoposta a consultazione non adatta a raggiungere gli obiettivi specifici del provvedimento, mostrando di preferire la versione preliminare della stessa opzione risultante dall'applicazione della metodologia dei cluster. Due soggetti, infine, hanno accordato la propria preferenza all'opzione 3 in quanto ritenuta maggiormente coerente con le modalita' di contrattazione in uso nei mercati all'ingrosso europei, oltre che piu' semplice e stabile delle altre opzioni proposte.
Commenti relativi alle opzioni.
La maggior parte degli operatori considerano l'opzione 1 la migliore rispetto all'obiettivo specifico di omogeneita'. Tuttavia, nessun operatore ha accordato la propria preferenza a tale opzione in quanto ritenuta non adatta a perseguire gli obiettivi specifici di semplicita' e di stabilita'.
Un operatore ritiene, inoltre, che l'opzione 1 generi eccessiva incertezza negli operatori in quanto necessita di revisioni frequenti. Tuttavia, lo stesso soggetto ritiene che lo svantaggio della scarsa stabilita' di tale sistema di fasce possa essere attenuato dalla comunicazione delle fasce relative ad un dato anno con congruo anticipo (almeno sei mesi).

Per quanto riguarda le opzioni zero e 3, la maggior parte dei soggetti ritengono che esse non consentano di individuare fasce sufficientemente omogenee e che siano, per tale ragione, peggiori rispetto all'opzione 2.
Proposta di opzioni ulteriori.
Alcuni grossisti hanno suggerito sistemi di fasce alternativi a quelli proposti. In generale, le opzioni suggerite rappresentano versioni alternative dell'opzione 2 sottoposta a consultazione. Le ulteriori opzioni suggerite sono di seguito brevemente illustrate.

Due grossisti hanno suggerito di rivedere l'opzione 2 in modo da prevedere una quarta fascia. Uno di questi due grossisti ha proposto di individuare una fascia separata per le ore diurne del fine settimana. L'altro grossista ha suggerito di modificare l'opzione 2 in modo da incrementare l'omogeneita' delle fasce e da rendere il sistema di fasce compatibile con il raggruppamento delle ore in «picco» e «fuori picco» dei prodotti del mercato elettrico all'ingrosso. Questo implicherebbe apportare le seguenti modifiche all'opzione 2:
distinguere il sabato dalla domenica;
individuare una quarta fascia per poter cogliere la riduzione del PUN nelle ore centrali della giornata e nelle ore immediatamente precedenti e successive i due picchi di meta' mattina e del tardo pomeriggio;
rendere l'opzione 2 compatibile con i raggruppamenti delle ore in «picco» e «fuori picco» tipicamente utilizzati come riferimento per i prodotti dei mercati all'ingrosso. Questo sarebbe possibile facendo in modo che le ore assegnate alle due fasce centrali della giornata nei giorni feriali corrispondessero alle ore di «picco» di tali contratti (dalle ore 8 alle ore 20).
Un altro operatore ha suggerito di apportare all'opzione 2 le seguenti modifiche volte ad incrementare l'omogeneita' delle fasce orarie:
distinguere il sabato dalla domenica;
introdurre, per i giorni feriali, due ulteriori ore di fascia a medio carico prima dell'inizio della fascia ad alto carico (in particolare dalle 7.00 alle 9.00);
ridurre le ore ad alto carico relative ai giorni feriali prevedendo la classificazione nella fasce intermedia delle ore comprese tra le 18.00 e le 22.00;

eventuale inserimento di due ore classificate come fascia intermedia nelle ore centrali dei giorni feriali corrispondenti con la pausa pomeridiana.
Un'ulteriore sistema di fasce proposto comporta le seguenti modifiche all'opzione 2 in modo da:
distinguere il sabato dalla domenica;

considerare l'ora 8 dei giorni feriali come appartenente alla fascia 1 anziche' alla fascia 3.
Con riferimento all'attivita' di vendita, un operatore propone di rivedere l'opzione 2 applicando la stessa metodologia a periodi infrannuali.
Ulteriori commenti
Con riferimento all'attivita' di distribuzione, un grossista propone l'abolizione dell'articolazione per fasce orarie. Secondo lo stesso soggetto l'eliminazione dell'articolazione temporale per il  servizio di distribuzione incrementerebbe la semplicita' gestionale per i distributori, i venditori del mercato libero ed i clienti senza incidere significativamente sull'incentivo alla modifica dei profili di consumo da parte dei clienti. Tale incentivo sarebbe infatti gia' presente nella componente CCA e nella componente della tariffa di distribuzione relativa alla potenza massima prelevata.

Un soggetto ha mostrato apprezzamento per come il metodo previsto dall'Air e' stato applicato al documento di consultazione sulle fasce. Lo stesso soggetto ha inoltre auspicato che l'adozione della  procedura Air venga estesa ad un numero maggiore di provvedimenti.
In merito alle distorsioni relative alla scelta tra mercato libero e vincolato, lo stesso soggetto ha evidenziato la presenza di distorsioni dovute alle modalita' di trasferimento dei costi di approvvigionamento nei prezzi applicati ai clienti finali. In particolare, tali distorsioni sono state ritenute imputabili alla possibilita' dell'Acquirente unico di contrarre debiti in misura rilevante. A parere dello stesso soggetto, tale livello di indebitamento non sarebbe viceversa sostenibile dagli operatori del mercato libero. Si auspica, quindi, un ripensamento dell'attuale sistema di individuazione delle tariffe per i clienti oggi potenzialmente liberi.
Un operatore ha sollecitato la revisione della metodologia di load profiling attualmente in vigore, almeno per gli utenti per i quali e' disponibile una misura per fascia. Lo stesso operatore ritiene, infatti, che l'applicazione dell'attuale disciplina del load profiling generi distorsioni nella scelta di passaggio al mercato libero dei clienti idonei non dotati di misuratore orario.

Alcuni operatori hanno infine espresso preoccupazione sugli effetti del cambiamento delle fasce orarie in termini di trasmissione dei dati da parte delle imprese distributrici.

Clienti finali.
Tempi per l'entrata in vigore del provvedimento
Le associazioni dei consumatori che hanno espresso osservazioni alla consultazione 3 luglio 2006 hanno mostrato di avere delle riserve sull'opportunita' di modificare le fasce orarie prima del recepimento della Direttiva 2003/54/CE e della definizione del quadro regolatorio concernente la completa apertura del mercato a tutti i consumatori finali previsto dalla stessa direttiva a decorrere dal 1° luglio 2007.
Condivisione degli obiettivi di revisione delle fasce
La maggior parte dei clienti finali ha mostrato di condividere gli obiettivi generali e specifici illustrati nel documento per la consultazione del 3 luglio.
Omogeneita'. L'obiettivo di omogeneita' delle fasce in termini di valore atteso dell'energia elettrica all'ingrosso e' stato, in generale, condiviso. Tuttavia alcune associazioni di consumatori considerano tale obiettivo non prioritario. Inoltre, alcuni rappresentanti delle associazioni di consumatori hanno messo in evidenza come la difficolta' di raggruppare ore omogenee in termini di valore atteso sia in parte legata alla difficolta' di previsione del prezzo di acquisto dell'energia su MGP. A parere di tali soggetti, infatti, benche' esista una correlazione tra prezzi all'ingrosso e carico del sistema, il prezzo del mercato all'ingrosso e' soprattutto influenzato dall'esercizio del potere di mercato da parte dell'operatore maggiore. Da ultimo, inoltre, il fatto che alcuni operatori formulino le proprie offerte su MGP tenendo conto della struttura delle fasce orarie potrebbe inficiare la validita' dell'analisi di omogeneita' delle fasce condotta nel documento di consultazione del 3 luglio.
Semplicita' e preferenza relativa al numero di fasce che il nuovo sistema di fasce orarie dovrebbe avere. Un'associazione di clienti con elevato consumo energetico ritiene che un sistema di quattro fasce orarie sia preferibile per le utenze alimentate ad alta o media tensione, per le quali comunque, il segnale di prezzo rilevante sara' orario. A parere della stessa associazione, un sistema a 3 fasce sembra essere, invece, preferibile per le utenze connesse in bassa tensione. Le associazioni dei clienti di piccole e medie dimensioni giudicano molto positivamente il tentativo di semplificazione del sistema di fasce, pur non considerando essenziale la riduzione del numero di fasce. Alcune associazioni dei consumatori ritengono invece preferibile un sistema a due fasce .
Stabilita' del sistema di fasce orarie. L'obiettivo di stabilita' delle fasce e' stato ampiamente condiviso dalle associazioni dei clienti finali.
Opzione preferita tra quelle proposte.
La maggior parte dei clienti finali ha espresso la propria preferenza per l'opzione 2. Tuttavia, alcuni soggetti hanno suggerito di apportare alcune modifiche alla struttura di fasce proposta da tale opzione.
L'opzione preferita da un'associazione di grandi consumatori e', tra quelle proposte nel documento, l'opzione 3 per i clienti connessi in bassa tensione. Un sistema a quattro fasce e' invece ritenuto maggiormente idoneo per i clienti connessi in media e alta tensione.

Commenti relativi alle opzioni
Le associazioni di clienti di piccoli e medie dimensioni intervenute nella consultazione si sono dette contrarie all'adozione del sistema di fasce dell'opzione 1 in quanto ritenuto eccessivamente complesso. Tale metodo, infatti, prevede eccessive variazioni da una settimana all'altra e da un giorno all'altro. Le fasce attuali, a parere dello stesso soggetto, sarebbero affette da simili svantaggi.
L'opzione 3 e' stata, in generale, apprezzata per la sua semplicita'. Tuttavia, a parere della maggior parte delle associazioni, essa non sembra essere superiore all'opzione 2.
Proposta di opzioni ulteriori
Alcune associazioni hanno suggerito sistemi di fasce alternativi a quelli proposti. In generale, le opzioni suggerite rappresentano versioni alternative dell'opzione 2 sottoposta a consultazione. Le ulteriori opzioni suggerite sono brevemente illustrate in quanto segue.
Le associazioni dei consumatori hanno sottolineato il contributo che anche che i clienti domestici e i clienti di piccola dimensione possono dare ad un uso piu' efficiente dell'energia elettrica. In quest'ottica, tali associazioni hanno suggerito di modificare l'opzione 2 sottoposta a consultazione al fine di far iniziare la fascia 2 dalle ore 19 anziche' dalle ore 20. A parere di tali soggetti, infatti, questa modifica incentiverebbe i piccoli consumatori e in particolare i clienti domestici a spostare i propri consumi dalle ore di picco del carico nelle ore serali, tipicamente caratterizzate da un carico inferiore e da costi dell'energia elettrica all'ingrosso inferiori.
Un'associazione di clienti di piccole e medie dimensioni ha suggerito di apportare all'opzione 2 le seguenti modifiche:

considerare le ore successive alle 21 della sera come appartenenti alla fascia 3;
considerare le ore tra le 12 e le 14 come appartenenti alla fascia 2 o alla fascia 3;
classificare almeno 3/4 delle ore del sabato e tutte le ore della domenica nella fascia 3;
classificare tutte le ore della domenica come appartenenti alla fascia 3;
valutare la convenienza a differenziare le fasce anche considerando le stagioni, pur mantenendo l'impostazione metodologica dell'opzione 2.
Ulteriori commenti
Alcune associazioni di clienti di piccole e medie dimensioni hanno sottolineato come questi clienti abbiano, in generale, pochissimi gradi di flessibilita' nel variare il proprio profilo di prelievo, in gran parte determinato da esigenze produttive e/o commerciali. A parere di tali associazioni, quindi, un segnale di prezzo piu' corretto ed efficace non potrebbe comunque contribuire a modificare il profilo di prelievo di tale categoria di clienti.

8. DESCRIZIONE DELL'OPZIONE PREFERITA E MOTIVAZIONE DELLA SCELTA.
Descrizione dell'opzione preferita.
La tabella 10 descrive l'opzione preferita. Il sistema di fasce scelto e' basato sull'opzione 2 sottoposta a consultazione, rispetto alla quale si differenzia, tuttavia, in tre aspetti:

distingue il sabato dalla domenica in quanto considera tutte le ore della domenica appartenenti alla fascia 3;
l'ora tra le 7 e le 8 dei giorni feriali e del sabato e' considerata come appartenente alla fascia 2 anziche' alla fascia 3;

l'ora tra le 19 e le 20 dei giorni feriali e' considerata come appartenente alla fascia 2 anziche' alla fascia 1.

Tabella omessa

Motivazioni della scelta
La valutazione delle opzioni sottoposte a consultazione rispetto alla loro idoneita' a soddisfare gli obiettivi specifici dell'intervento regolatorio in oggetto, ha messo in evidenza come, nel complesso, l'opzione 2 proposta fosse, tra le opzioni sottoposte a consultazione, quella maggiormente adeguata ad individuare un sistema di fasce dalla struttura semplice, sufficientemente stabile e che raggruppasse, all'interno di ciascuna fascia, ore omogenee in termini di valore atteso dell'energia elettrica.
L'analisi di confronto e valutazione delle opzioni presentata dall'Autorita' nel documento per la consultazione del 3 luglio e' stata sostanzialmente condivisa dalla maggior parte degli operatori e dalle associazioni rappresentanti i clienti finali. L'opzione 2 e' stata, infatti, l'opzione, tra quelle sottoposte a consultazione, che ha ottenuto i maggiori riscontri. Tuttavia, nell'ambito della consultazione, alcuni soggetti hanno suggerito alcune varianti all'opzione 2 proposta.
L'Autorita' ha analizzato le varianti all'opzione 2 suggerite dagli operatori, valutandone i relativi costi e benefici in termini di contributo ad incrementare la correttezza e/o l'efficacia del segnale di prezzo.
Tale valutazione ha portato ad escludere i seguenti suggerimenti:

l'introduzione di una quarta fascia in quanto la maggior parte degli operatori e delle associazioni rappresentanti i clienti finali ha mostrato di preferire un sistema di fasce ridotto rispetto all'attuale sistema;
la riduzione a un sistema di due fasce in quanto questa riduzione avrebbe portato ad un peggioramento con riferimento all'obiettivo specifico di omogeneita';
l'inserimento di due o tre ore in fascia 2 a meta' giornata in quanto questo avrebbe portato ad un peggioramento con riferimento all'obiettivo specifico di omogeneita';
l'incremento del numero di ore serali appartenenti alla fascia 3 in quanto questo avrebbe portato ad un peggioramento con riferimento all'obiettivo specifico di omogeneita';

la differenziazione delle fasce sulla base delle stagioni in quanto la maggior parte dei soggetti che hanno partecipato alla consultazione ha apprezzato il fatto che l'opzione 2 proponesse la stessa articolazione di fasce per ogni settimana dell'anno.

L'Autorita' ha, invece, ritenuto di accettare le seguenti variazioni all'opzione 2 proposta:
distinguere il sabato dalla domenica e classificare tutte le ore della domenica come appartenenti alla fascia 3;
considerare l'ora tra le 7 e le 8 dei giorni feriali e del sabato come appartenente alla fascia 2 anziche' alla fascia 3;
considerare l'ora tra le 19 e le 20 dei giorni feriali come appartenente alla fascia 2 anziche' alla fascia 1.
Tali modifiche individuano un sistema di fasce che rispetto, all'opzione 2 proposta, sostanzialmente non comporta un peggioramento in termini di omogeneita' delle fasce. Inoltre, l'opzione preferita accoglie le varianti maggiormente condivise dai soggetti che hanno partecipato alla consultazione.
Milano, 3 agosto 2006
Il direttore della direzione energia elettrica: Bortoni


Appendice I e II omissis