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Allegato A DEFINIZIONE DELLE FASCE ORARIE PER L ANNO 2007 E SUCCESSIVI - PDF
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1 DEFINIZIONE DELLE FASCE ORARIE PER L ANNO 2007 E SUCCESSIVI Relazione AIR 2 agosto
2 Direzione U.O. Direzione Energia Elettrica Responsabile del gruppo di lavoro Clara Poletti, (Direzione energia elettrica, Unità Concorrenza e Mercato) Gruppo di lavoro Clara Poletti, (Direzione energia elettrica, Unità Concorrenza e Mercato) Giusi Squicciarini (Direzione energia elettrica, Unità Concorrenza e Mercato) Marta Chicca (Direzione energia elettrica, Unità Concorrenza e Mercato) Giovanni Colombo (Direzione strategie, studi e documentazione, Unità Impatto Regolatorio ) 2
3 INDICE 1 RIFERIMENTI NORMATIVI GENERALI AMBITO DELL INTERVENTO RAGIONI DI OPPORTUNITÀ DELL INTERVENTO...7 Servizio di vendita dell'energia elettrica al mercato vincolato...7 Contesto normativo attuale del servizio di vendita ai clienti del mercato vincolato... 7 Contesto normativo: impatto della Direttiva... 8 Motivazioni economiche e sociali Servizio di vendita dell energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato...14 Contesto normativo Motivazioni economiche e sociali Servizio di distribuzione dell energia elettrica ai clienti finali...16 Contesto normativo Motivazioni economiche e sociali OBIETTIVI DELLA REVISIONE DEL SISTEMA DELLE FASCE ORARIE...19 Obiettivi generali...19 Obiettivi specifici OPZIONI D INTERVENTO...20 Premessa all individuazione delle opzioni preliminari...20 Opzione zero: mantenere le fasce attuali...21 Opzione 1: fasce identificate applicando la metodologia di analisi dei cluster a prezzi PUN stimati sulla base del fabbisogno...21 Opzione 2: Fasce identificate applicando la metodologia di analisi dei cluster al prezzo medio orario dei giorni feriali, del sabato e della domenica...29 Opzione 3: Suddivisione convenzionale delle ore nelle tre fasce ore di picco, ore di fuori picco e festivi VALUTAZIONE PRELIMINARE DELLE OPZIONI...31 Valutazione delle opzioni rispetto agli obiettivi specifici...31 Omogeneità delle fasce orarie in termini di valore atteso dell energia elettrica all ingrosso Semplicità del sistema delle fasce e numerosità dei gruppi di ore Stabilità e aggiornamento delle fasce Conclusioni sulla valutazione delle opzioni rispetto agli obiettivi Valutazione dell impatto delle opzioni: simulazione sulla spesa unitaria a copertura dei costi di approvvigionamento
4 7 RISULTATI DELLE CONSULTAZIONI SULLE OPZIONI...46 Operatori...46 Clienti finali DESCRIZIONE DELL OPZIONE PREFERITA E MOTIVAZIONE DELLA SCELTA...52 Descrizione dell opzione preferita...52 Motivazioni della scelta...53 APPENDICE I APPENDICE II
5 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 Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità; - 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 Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia. Provvedimenti dell Autorità per l energia elettrica e il gas Provvedimenti con rilevanza diretta - Deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas n. 5/04 e Allegato A Testo integrato delle disposizioni dell Autorità per l energia elettrica ed il gas per l erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell energia elettrica, periodo di regolazione (di seguito: Testo integrato); - Deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas n. 196/04 Avvio del procedimento per la definizione delle fasce orarie per il periodo ; - Deliberazione dell Autorità per l energia elettrica ed il gas n. 235/04 Aggiornamento delle fasce orarie per l anno 2005 ; - Deliberazione dell Autorità 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 ; 5
6 - 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 utilità 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 Autorità 28 settembre 2005, n. 203/05 Avvio della sperimentazione triennale della metodologia di Analisi di impatto della regolazione - Air - nell Autorità 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 attività 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 attività di vendita. La modifica delle fasce orarie ha effetti sulla determinazione del prezzo di cessione che le imprese distributrici pagano alla società Acquirente unico Spa (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. 6
7 Esso ha altresì 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 parità 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 attività 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 attività di vendita. 3 RAGIONI DI OPPORTUNITÀ 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 attività 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 articolo 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 è 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 è 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 è 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 poiché modificherebbe la media ponderata dei Prezzi di Cessione. 7
8 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 è 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 Autorità 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, perché 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 attività di vendita al dettaglio; attività per la quale l articolo 21 della Direttiva e l articolo 30 della legge 239 del 23 agosto 2004 prevedono la completa apertura a partire dal luglio È, 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 articolo 3 della Direttiva prevede, tra l altro, che gli Stati membri provvedano affinché 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 qualità 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 sarà 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 attività regolatoria. In particolare, nella regolamentazione del servizio di vendita di maggior tutela, si possono identificare due attività: l approvvigionamento nel mercato all ingrosso dell energia elettrica destinata ai clienti finali ammessi al regime di tutela (di seguito: 1 La Direttiva specifica al comma 3 dell art. 3 che le piccole imprese sono le imprese aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio non superiore a 10 milioni di euro. 8
9 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 attività 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 più 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 attività 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 attività di approvvigionamento in quanto i costi relativi all attività 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 criticità sollevate nel presente documento con riferimento a tale contesto. Con riferimento al secondo aspetto, una corretta determinazione delle fasce orarie avrà 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 finalità 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. 2 La commercializzazione di energia elettrica al dettaglio comprende le attività connesse con la consegna finale dell energia elettrica al cliente, nelle quantità da questo richieste in ciascun periodo rilevante, alle condizioni previste nel contratto di vendita. A tal fine il venditore al dettaglio svolge le attività di approccio al cliente e sostiene gli eventuali rischi di controparte. 3 Il rischio di prezzo è 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 è il rischio connesso all incertezza sulla quantità di energia elettrica venduta al cliente finale, sia in termini di quantità complessiva che in termini di profilo. Questo rischio trae la sua origine dall elevata volatilità ed imprevedibilità 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 cioè diritto a prelevare l energia elettrica in quantità e con un profilo non noto ex-ante al venditore. 9
10 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 Autorità 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 disomogeneità appare particolarmente marcata per la fascia F4. La disomogeneità 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. È 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 disomogeneità 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 dà 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 equità, ma consente anche di minimizzare le distorsioni nella scelta del cliente finale di 4 Orientamenti in materia di definizione delle fasce orarie con riferimento agli anni 2006 e 2007, pagina 7. 10
11 passare dal mercato vincolato al mercato libero. Come sopra accennato, la disomogeneità 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 possibilità 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 più conveniente lasciare il mercato vincolato e pagare, sul mercato libero, un prezzo maggiormente rispondente ai costi generati. La presenza di sussidi incrociati è 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, è necessario osservare come le fasce orarie nel servizio di vendita dell energia elettrica per il mercato vincolato debbano essere caratterizzate da un grado di omogeneità, 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 è 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 nonché della variabilità della distribuzione stessa. L applicazione di corrispettivi differenziati che riflettano i costi generati dai clienti con profilo di consumo diverso non è 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 finalità 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 è, per vari motivi, minore che per i clienti multiorari. Innanzitutto si 11
12 rileva che, poiché il legame tra energia consumata in ogni ora e prezzo corrisposto è, 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 è, 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 esternalità positiva che il proprio comportamento virtuoso avrebbe sulla tipologia contrattuale di appartenenza. Così 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 quantità 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 può essere non rispondente ai costi causati da quel cliente non solo per la distorsione dovuta alla disomogeneità 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, è 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, poiché tutti i clienti non dotati di misuratore orario sono trattati dal sistema sulla base del loadprofiling, il profilo di prelievo ad essi attribuito non dipende dal loro comportamento 12
13 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. Ciò 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 è 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 possibilità 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 è riconducibile al fatto che ad una variazione dei costi di approvvigionamento non corrisponderebbe alcuna variazione dei 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 potrà costituire un elemento di riferimento della regolazione del prezzo del servizio di vendita di maggior tutela. Qualsiasi sia, infatti, il tipo di approccio che verrà 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 più elevato. 13
14 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 quantità destinate al mercato vincolato è svolto dall Acquirente Unico, che recupera i costi sostenuti per tale attività 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 quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti dalla medesima, sia tenuta a pagare il Prezzo di Cessione definito all articolo 30 del Testo Integrato. Il Prezzo di Cessione è articolato per fasce orarie ed è 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 qualità 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 è 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) è articolata per fasce orarie ed è determinata per ciascuna fascia oraria come pari alla media ponderata per le rispettive quantità 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 variabilità 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 14
15 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, così 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, è 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 è di per sé piccola. Tale segnale di prezzo, infatti, è efficace nella misura in cui è 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 necessità 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, è determinata ex-ante trimestralmente dall Autorità 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 quantità effettivamente prelevata relativamente a ciascuna fascia è diversa da quella attesa, il prezzo medio atteso per detta fascia si 15
16 discosterà da quello effettivo. Tale errore sarà tanto maggiore quanto più 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 possibilità di commettere errori nella stima dei profili di consumo attesi di ciascuna tipologia contrattuale; b) il vincolo di uniformità 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 possibilità 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 quantità 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 è, 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 entità 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 è disciplinato dalla sezione 2 del Testo Integrato. Le opzioni 16
17 tariffarie base per il servizio di distribuzione sono proposte dalle imprese distributrici nel rispetto dei vincoli di ricavo determinati dall Autorità. In particolare: a) il vincolo V1, di cui all articolo 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 articolo 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 è 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 è il 15 ottobre, in modo da consentire all Autorità 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 può ottenere da ciascuna tipologia contrattuale. I costi delle porzioni di rete condivise da più 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 complessità 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 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 finalità di riflettere la struttura di costi sostenuti nell ambito di un periodo regolatorio - dall esercente il servizio per il potenziamento della rete condivisa da più tipologie. 17
18 vendita nel caso di clienti cui corrispondono punti di prelievo non dotati di misuratori orari. 7 È 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. 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 attività 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 capacità di trasporto delle reti di distribuzione da un lato e di migliorare la qualità 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 attività 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 probabilità) 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 è lasciata all esercente la facoltà di offrire al cliente finale opzioni tariffarie i cui corrispettivi siano articolati per fasce orarie (opzioni tariffarie multiorarie); è l esercente il servizio che deve pertanto valutare l opportunità 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, è 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 già 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. 7 È 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). 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. 18
19 4 OBIETTIVI DELLA REVISIONE DEL SISTEMA DELLE FASCE ORARIE Obiettivi generali L Autorità ritiene, alla luce delle ragioni di opportunità 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 necessità 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. Là dove possibile è stato anche individuato un indicatore quantitativo ed il relativo valore obiettivo. Obiettivo specifico 1 Indicatore quantitativo Valore obiettivo Omogeneità delle fasce orarie in termini di valore atteso dell energia elettrica all ingrosso nelle ore in queste contenute; tale finalità è cruciale al fine della corretta attribuzione dei costi ai clienti finali e della corretta remunerazione dell erogazione dei servizi Coefficiente di variazione dei prezzi PUN relativi alle ore contenute in ciascuna fascia oraria Coefficiente di variazione in ogni fascia non superiore al 30% Obiettivo specifico 2 Indicatore quantitativo Valore obiettivo Semplicità della struttura delle fasce, anche in termini di numerosità dei gruppi di ore, elemento rilevante sia rispetto all efficacia del segnale di prezzo sia rispetto all obiettivo generale di semplificazione dei rapporti commerciali Numero di fasce orarie Una riduzione del numero di fasce (attualmente pari a 4) è auspicabile purché compatibile con l obiettivo specifico 1 Obiettivo specifico 3 Indicatore quantitativo Valore obiettivo Stabilità del sistema delle fasce, ovvero possibilità di essere utilizzato, a meno di revisioni marginali (quale, se del caso, l adeguamento delle festività infrasettimanali sulla base del calendario), per un numero di anni almeno pari ad un periodo di regolazione 19
20 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 è 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 omogeneità interna dei gruppi di ore è opportuno tenere presente che il ricorso all uso di fasce orarie si giustifica solo se i diversi 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 più possibile omogenei al loro interno; b) separazione esterna, nel senso che gli elementi appartenenti a diversi gruppi devono essere il più 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 può 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 più elevati di tale statistica segnalano un raggruppamento migliore in termini di compattezza interna dei gruppi e di separazione tra gli stessi. Con riferimento all attività di vendita, il valore del bene rispetto al quale valutare l omogeneità delle ore appartenenti a ciascuna fascia oraria può 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 più possibile omogenee dal punto di vista del valore dell energia, al contempo salvaguardando l eterogeneità 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 stabilità 9 L Appendice I contiene una descrizione tecnica della metodologia di cluster analysis. 20

References: articolo 23
 articolo 21
 articolo 30
 articolo 3
 art. 3
 articolo 30
 articolo 8
 articolo 10