Serie Generale n. 66 del 19-3-2004
DECRETI E DELIBERE DI ALTRE AUTORITA'
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
DELIBERAZIONE 24 febbraio 2004
Adozione e prove operative di misure per la promozione della concorrenza e dell'efficienza nell'offerta di energia elettrica. (Deliberazione n. 21/2004). (GU Serie Generale n.66 del 19-03-2004)

L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 24 febbraio 2004,
Visti:
la legge 10 ottobre 1990, n. 287;
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
il decreto del Ministro delle attività produttive 19 dicembre
2003 recante approvazione del testo integrato della disciplina del
mercato elettrico e assunzione di responsabilità del Gestore del
mercato elettrico S.p.a. relativamente al mercato elettrico;
il decreto del Ministro delle attività produttive 19 dicembre
2003 recante assunzione della titolarità delle funzioni di garante
della fornitura dei clienti vincolati da parte della società
Acquirente unico ai sensi dell'articolo 4, comma 8, del decreto
legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e direttive alla medesima società;
la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) 16 giugno 1997, n. 67;
la deliberazione dell'Autorità 26 giugno 2002, n. 125;
la deliberazione dell'Autorità 30 dicembre 2003, n. 168;
il documento per la consultazione «Misure per la promozione della
concorrenza e dell'efficienza nell'offerta di energia elettrica ai
sensi dell'art. 1, comma 1, della legge 14 novembre 1995, n. 481»
pubblicato in data 30 gennaio 2004 (di seguito: il documento per la
consultazione).
Considerato che:
l'Autorità è investita di una generale funzione di regolazione
attraverso la quale può adottare gli interventi necessari per
rimuovere situazioni strutturali ostative alla promozione della
concorrenza e dell'efficienza nell'offerta dei servizi nel settore
dell'energia elettrica;
misure quali quelle indicate nell'alinea precedente debbono
essere graduate in ragione delle effettive, congiunturali esigenze di
supporto al processo di promozione della concorrenza come sopra
evidenziate, diversamente dando luogo a forme surrettizie di
intervento amministrativo sui meccanismi di mercato;
il documento per la consultazione prefigurava, in generale,
misure per limitare i prezzi orari puntuali sia del mercato del
giorno prima sia del mercato di aggiustamento, nonchè per garantire
apporti dei diversi operatori attivi lato offerta adeguati alla
capacità di contributo di ciascun operatore nelle diverse zone e
infine per monitorare l'eventuale deriva nel tempo dei prezzi medi;
allo stato, l'esigenza di assicurare la coerenza del
provvedimento con i criteri di cui ai precedenti alinea motiva
l'adozione di un primo gruppo di misure minime tese: a garantire un
efficace funzionamento dei mercati prevenendo, anche ai fini della
sicurezza del sistema elettrico nazionale, comportamenti volti a non
collocare parte della produzione; ad assicurare, tramite lo strumento
del contratto differenziale, la copertura del rischio di prezzo per
il garante della fornitura al mercato vincolato;
l'approccio progressivo e di verifica operativa per la messa in
funzione del sistema delle offerte adottato dal Ministero delle
attività produttive è in fase di completamento;
l'entrata in operatività delle misure prefigurate nel presente
provvedimento deve essere preparata mediante opportune prove,
condotte dagli organismi tecnici cui è affidata la gestione del
mercato e che in tale veste dispongono delle conoscenze e delle
dotazioni tecniche per operare in tale senso;
le prove di cui al precedente alinea consentiranno di misurare
l'efficacia delle misure stesse rispetto a situazioni anomale di
funzionamento del mercato; ciò che è indispensabile per consentire
all'Autorità, qualora sia necessario, di apportare eventuali
modifiche e integrazioni al presente provvedimento;
quanto indicato al precedente alinea può essere effettuato sia
attraverso apposite simulazioni sia attraverso l'applicazione di
dette misure nell'ambito della pendente fase di prova del sistema
delle offerte quando tale fase consentirà verifiche attendibili
sull'efficienza del sistema di negoziazione.
Ritenuto che:
la conclusione di contratti differenziali da parte
dell'Acquirente unico possa essere disciplinata prevedendo,
diversamente da quanto prospettato nel documento per la
consultazione, il ricorso a procedure concorsuali, essendo ben
possibile, come si ricava dai contributi ricevuti nel corso della
consultazione, che gli operatori, in una fase nella quale potrebbe
fingere da incentivo l'interesse a stabilizzare i flussi di ricavo,
accedano volontariamente alla sottoscrizione di detti contratti;
sia necessario prevedere soluzioni specifiche per situazioni di
non chiusura del mercato ovvero di chiusura a prezzi manifestamente
anomali;
sia necessario porre nei mercati del giorno prima e di
aggiustamento, in analogia con quanto avviene in altri Paesi, un
limite massimo volto al contenimento dei picchi estremi di prezzo il
cui rispetto costituisca condizione per l'ammissibilità delle
offerte di vendita;
la quantità di apporto minimo dei diversi operatori, da
garantire per conseguire condizioni di concorrenza ed efficacia
nell'offerta di energia elettrica, debba essere graduata alla
dimensione relativa della capacità di ciascun operatore nelle
diverse zone ed alla entità della domanda rapportata all'offerta in
ciascuna zona;
qualora, nelle ore ad alto e medio carico, si presentino
simultaneamente una deriva del prezzo medio dell'energia
opportunamente calcolato su scala mensile, e il mancato
raggiungimento da parte dell'operatore marginale della quantità
minima di cui all'alinea precedente, debba essere corrisposto
all'operatore di cui sopra, non il prezzo marginale di sistema, ma il
prezzo effettivamente offerto in tutte le zone dove detto operatore
contribuisce al soddisfacimento della domanda;
sia necessario prevedere che il Gestore della rete di
trasmissione nazionale e il Gestore del mercato, conducano una fase
di prova delle misure da avviare sin dal momento dell'entrata in
vigore del presente provvedimento i cui risultati siano
tempestivamente resi disponibili all'Autorità;
sia necessario acquisire attraverso la definizione di opportuni
indici dati relativi alla dinamica sia dell'offerta, sia della
domanda sul mercato e sui relativi prezzi per le diverse zone e per i
diversi mercati (del giorno prima, di aggiustamento e dei servizi di
dispacciamento);
detti indici, nei limiti delle vigenti forme di tutela in ordine
alla riservatezza o segretezza di informazioni aziendali,
commerciali, industriali e finanziarie, debbano essere resi pubblici
allo scopo di garantire la massima trasparenza sul funzionamento dei
mercati;
Delibera:
Art. 1.
Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni
richiamate e riportate all'art. 1 dell'allegato A alla deliberazione
dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 30 dicembre 2003, n.
168/03, nonchè all'art. 1 dell'allegato A alla deliberazione
dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n.
05/04, integrate come segue:
energia elettrica CIP 6 è l'energia elettrica di cui all'art. 3,
comma 12, del decreto legislativo n. 79/99;
fasce orarie F1, F2, F3 e F4 sono le fasce orarie di cui alla
tabella 1 del testo integrato;
operatore di mercato marginale è l'operatore di mercato che ha
presentato l'ultima offerta accettata nel mercato del giorno prima;
ore di alto e medio carico sono le ore dell'anno comprese nelle
fasce orarie F1 ed F2 di cui alla tabella 1 del testo integrato;
parametro Ct è il costo unitario variabile riconosciuto
dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che
utilizzano combustibili fossili commerciali, di cui al comma 6.5,
della deliberazione n. 70/97;
prezzo all'ingrosso per l'anno 2004 è, in ciascuna ora delle
fasce orarie F1, F2, F3 e F4, il prezzo pari alla differenza tra:
a) la somma del valore della componente del prezzo all'ingrosso
a copertura dei costi fissi di produzione di cui alla tabella 1
allegata alla deliberazione n. 203/02 e del valore del parametro Ct;
b) i valori delle componenti r f e b f di cui alla tabella 1
allegata alla deliberazione n. 36/02.
quota di mercato è, per ciascun operatore di mercato, il
rapporto tra la capacità nella disponibilità del medesimo operatore
e la capacità totale disponibile;
legge n. 287/1990 è la legge 10 ottobre 1990, n. 287/1990;
deliberazione n. 36/02 è la deliberazione dell'Autorità 7 marzo
2002, n. 36/02;
deliberazione n. 203/02 è la deliberazione dell'Autorità 12
dicembre 2002, n. 203/02;
deliberazione n. 67/03 è l'Allegato A alla deliberazione
dell'Autorità 26 giugno 2003, n. 67/03;
il decreto 19 dicembre 2003 è il decreto del Ministro delle
attività produttive del 19 dicembre 2003 recante approvazione del
testo integrato della disciplina del mercato elettrico e assunzione
di responsabilità del Gestore del mercato elettrico S.p.a.
relativamente al mercato elettrico, pubblicato nel supplemento
ordinario n. 199 alla Gazzetta Ufficiale n. 301 del 30 dicembre 2003;
disciplina è il testo integrato della disciplina del mercato
elettrico con il decreto 19 dicembre 2003;
deliberazione n. 168/03 è la deliberazione dell'Autorità 30
dicembre 2003, n. 168/03;
testo integrato è l'allegato A alla deliberazione dell'Autorità
per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004, n. 05/04, come
successivamente modificato ed integrato.

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

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

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

Art. 5.
Indice di soluzione effettiva
5.1 Il Gestore del mercato definisce un indice mensile di prezzo di
mercato denominato indice di soluzione effettiva, calcolato come
media mobile su dodici mesi antecedenti, ponderata utilizzando le
quantità, dei prezzi effettivamente rilevati sul mercato elettrico.
5.2 Ai fini del calcolo dell'indice di soluzione effettiva, il
Gestore del mercato utilizza i prezzi e le quantità risultanti dagli
esiti effettivi del mercato elettrico nei dodici mesi antecedenti.

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

Art. 7.
Criteri per la definizione di indici di disponibilità
7.1 Il Gestore della rete definisce e aggiorna indici per la misura
della disponibilità di capacità degli operatori di mercato,
attenendosi ai criteri di cui al comma 7.2.
7.2 Gli indici per la misura della disponibilità devono, per
ciascuna zona, fornire almeno informazioni relative alla struttura
dell'offerta in termini di:
a) capacità nella disponibilità di ciascun operatore di
mercato;
b) capacità non contrattualizzata nella disponibilità di
ciascun operatore di mercato;
c) tasso di indisponibilità programmata ed accidentale di
ciascuna unità di produzione rilevante;
d) energia elettrica immessa dalle unità di produzione nella
disponibilità di ciascun utente del dispacciamento.
7.3 Il Gestore della rete calcola, per ciascuna zona, ciascuna ora
e con riferimento a ciascun operatore di mercato, la differenza tra:
a) la capacità totale disponibile, definita ai sensi del
successivo comma 8.6, al netto della potenza efficiente netta delle
unità di produzione in manutenzione programmata e ridotta di un
coefficiente standard al fine di tenere conto delle indisponibilità
accidentali;
b) la capacità non contrattualizzata nella disponibilità
dell'operatore di mercato medesimo, definita ai sensi del successivo
comma 8.7.
7.4 Il Gestore della rete calcola, per ciascun operatore di
mercato, un indice di offerta residuale pari al rapporto, espresso in
termini percentuali, tra:
a) la differenza di cui al comma 7.3, e
b) il fabbisogno di potenza, inclusivo dei requisiti di riserva
primaria, secondaria e terziaria, pubblicato dal Gestore della rete
ai sensi dell'art. 13, comma 13.1.
7.5 Il Gestore della rete individua gli operatori di mercato per i
quali l'indice di offerta residuale è inferiore al 100%, nonchè
l'ammontare di fabbisogno per il quale ciascun operatore risulta
essenziale al fine della copertura del medesimo fabbisogno.
7.6 L'ammontare di fabbisogno di cui al comma 7.5 è pari al
prodotto tra:
a) la differenza tra 100% e l'indice di offerta residuale;
b) il fabbisogno di potenza di cui al comma 7.4, lettera b).

Art. 8.
Capacità disponibile
8.1 La capacità nella disponibilità di un operatore di mercato in
una zona è la somma dei seguenti elementi nella disponibilità del
medesimo operatore di mercato:
a) la potenza efficiente netta delle unità di produzione
termoelettriche installate nella zona, al netto della potenza
efficiente netta delle unità di produzione che cedono energia
elettrica nell'ambito di convenzioni di cessione destinata;
b) la potenza efficiente netta delle unità di produzione non
termoelettriche installate nella zona, tenendo conto della
disponibilità oraria stimata delle rispettive fonti energetiche, al
netto della potenza efficiente netta delle unità di produzione che
cedono energia elettrica nell'ambito di convenzioni di cessione
destinata;
c) la somma delle importazioni da altre zone al netto delle
esportazioni verso altre zone determinate ai sensi dei commi da 8.2 a
8.5.
8.2 Le importazioni e le esportazioni da o verso zone estere nella
disponibilità di un operatore di mercato sono determinate con
riferimento alle bande assegnate al medesimo operatore di mercato in
base alle procedure di cui alla deliberazione n. 157/03.
8.3 Ai fini della determinazione della capacità nella
disponibilità di un operatore di mercato in una zona nazionale, le
zone sono classificate in zone importatrici o zone esportatrici sulla
base della direzione statisticamente prevalente dei transiti tra le
zone.
8.4 Le esportazioni nella disponibilità di un operatore di mercato
da una zona esportatrice nazionale verso una zona importatrice
limitrofa nazionale sono determinate in base al limite di transito e
al rapporto tra la potenza efficiente netta nella disponibilità
dell'operatore nella zona, aumentata delle importazioni
dell'operatore da altre zone, e la potenza efficiente netta totale
della zona, aumentata delle importazioni totali da altre zone.
8.5 Le importazioni di una zona importatrice da una zona
esportatrice limitrofa nazionale nella disponibilità di un operatore
di mercato sono pari alle esportazioni dalla medesima zona
esportatrice, determinate ai sensi del comma 8.4.
8.6 La capacità totale disponibile in una zona è la somma dei
seguenti elementi:
a) la potenza efficiente netta delle unità di produzione
termoelettriche installate nella zona, al netto della potenza
efficiente netta delle unità di produzione che cedono energia
elettrica nell'ambito di convenzioni di cessione destinata;
b) la potenza efficiente netta delle unità di produzione non
termoelettriche installate nella zona, tenendo conto della
disponibilità oraria stimata delle rispettive fonti energetiche, al
netto della potenza efficiente netta delle unità di produzione che
cedono energia elettrica nell'ambito di convenzioni di cessione
destinata;
c) la differenza oraria fra la capacità di trasporto in
importazione e la capacità di trasporto in esportazione con le zone
limitrofe determinata sulla base della direzione statisticamente
prevalente dei transiti tra le zone.
8.7 La capacità non contrattualizzata nella disponibilità di un
operatore di mercato è pari alla differenza tra la capacità nella
disponibilità dell'operatore, al netto della potenza efficiente
netta delle unità di produzione in manutenzione progranrnata e
ridotta di un coefficiente standard al fine di tenere conto delle
indisponibilità accidentali, e la potenza di riferimento di
eventuali contratti differenziali conclusi dal medesimo operatore ai
sensi dei successivo Titolo 2.

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

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

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

Art. 12.
Misure transitorie per l'anno 2004 in materia
di monitoraggio dei prezzi medi mensili zonali
e di controllo della quantità minima.
12.1 Le disposizioni di cui al presente articolo trovano
applicazione limitatamente al periodo ricompreso tra l'entrata in
operatività del dispacciamento di merito economico e il 31 dicembre
2004.
12.2 Il Gestore del mercato calcola, per ciascuna ora del mese, la
media dei prezzi di valorizzazione dell'energia elettrica di cui
all'art. 41, comma 41.2, lettera c), della Disciplina relativi alle
ore di alto e medio carico dei trenta giorni precedenti, ponderati
per le quantità vendute nel mercato del giorno prima, ivi comprese
le quantità relative ai contratti di compravendita conclusi al di
fuori del sistema delle offerte.
12.3 Il Gestore del mercato calcola, per ciascuna ora del mese, la
media dei prezzi all'ingrosso relativi alle ore di alto e medio
carico dei trenta giorni precedenti, ponderati per le quantità
vendute nel mercato del giorno prima, ivi comprese le quantità
relative ai contratti di compravendita conclusi ai di fuori del
sistema delle offerte.
12.4 Le operazioni di cui ai commi 12.2 e 12.3 sono eseguite entro
il giorno 10 di ciascun mese successivo a quello cui la media si
riferisce.
12.5 Per i primi trenta giorni di applicazione delle disposizioni
di cui al presente articolo, la media di cui al comma 12.2 è
calcolata, entro i dieci giorni successivi al completamento dei primi
trenta giorni, assumendo come prezzi di valorizzazione dell'energia
elettrica i prezzi all'ingrosso per l'anno 2004 relativi alle ore di
alto e medio carico ridotti di 1Euro/MWh e ponderati per la
previsione del fabbisogno orario di energia elettrica di cui al comma
8.1, lettera a), della deliberazione n. 67/03.
12.6 Qualora la media di cui al comma 12.2 sia superiore alla media
di cui al comma 12.3, il Gestore del mercato calcola, per ciascuna
zona e per ciascuna ora, la differenza tra le quantità vendute
dall'operatore di mercato marginale nella zona nel mercato del giorno
prima, ivi comprese le quantità relative ai contratti di
compravendita conclusi ai di fuori del sistema delle offerte, e la
quantità minima Q elevato a h in base min definita ai sensi del
comma 12.8.
12.7 Qualora, per una data zona e una data ora, la differenza di
cui al comma 12.6 sia negativa, i prezzi liquidati all'operatore di
mercato marginale dal Gestore del mercato per le offerte accettate
nel mercato del giorno prima in qualsiasi zona e relative ad unità
di produzione termoelettriche sono modificati in modo da riconoscere
un prezzo pari al prezzo specificato nella stessa offerta, in luogo
del prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica di cui all'art.
41, comma 41.2, lettera b), della Disciplina.
12.8 Il Gestore del mercato determina la quantità minima oraria Q
elevato a h in base min imputabile a ciascun operatore di mercato, in
una zona, pari a:

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12.9 Nel caso in cui l'applicazione delle disposizioni di cui al
presente articolo determini una differenza positiva tra ricavi e
costi del Gestore del mercato connessi con i contratti di
compravendita di energia elettrica nel mercato del giorno prima, il
Gestore del mercato versa tale differenza al Gestore della rete. Il
Gestore della rete utilizza tali proventi per la copertura dei costi
di dispacciamento, a riduzione dei corrispettivo di cui all'art. 36
della deliberazione n. 168/03.
12.10 Il Gestore della rete in situazioni eccezionali di criticità
del sistema elettrico nazionale, ai fini della tutela della sicurezza
del medesimo sistema, può sospendere l'applicazione delle
disposizioni di cui al comma 12.7 dandone tempestiva comunicazione
all'Autorità.

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

Art. 14.
Disposizioni transitorie e finali
14.1 Ai fini di quanto previsto nel presente provvedimento, il
Gestore della rete trasmette al Gestore del mercato le informazioni
necessarie in suo possesso.
14.2 Entro sessanta giorni dalla pubblicazione del presente
provvedimento il Gestore del mercato presenta all'Autorità
un'analisi dei possibili interventi regolatori da applicarsi nel caso
in cui il prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica nel mercato
elettrico assuma valori ritenuti anomali, ad esempio pari a zero.
14.3 Il Gestore del mercato presenta all'Autorità, entro lo stesso
termine di cui al comma 14.2, una proposta di misure per il controllo
del potere di mercato fondata su vincoli alla volatilità del prezzo
di acquisto dell'energia elettrica nel mercato elettrico. La proposta
deve indicare esplicitamente le conseguenze per gli operatori
connesse con eventuali comportamenti anticoncorrenziali.
14.4 Il Gestore della rete nelle regole per il dispacciamento di
cui all'art. 7 della deliberazione n. 168/03 definisce, sentito il
Gestore del mercato, le regole tecniche per l'approvvigionamento
delle risorse per il dispacciamento nel caso in cui i mercati
dell'energia non chiudano per insufficienza di offerta ovvero nel
caso di eventi eccezionali che compromettano i sistemi tecnici
necessari per il funzionamento del mercato elettrico.
14.5 Entro dieci giorni dalla pubblicazione del presente
provvedimento, il Gestore del mercato invia all'Area elettricità
dell'Autorità per l'approvazione una proposta avente ad oggetto la
definizione degli indici di cui agli articoli 4 e 5 corredata da una
relazione tecnica sulle metodologie utilizzate al fine del calcolo
dei medesimi. L'Area elettricità dell'Autorità si pronuncia sulla
proposta entro dieci giorni dal ricevimento del medesimo. Trascorso
inutilmente tale termine, lo schema si intende approvato.
14.6 Entro dieci giorni dalla pubblicazione del presente
provvedimento, il Gestore della rete invia all'Area elettricità
dell'Autorità per l'approvazione una proposta avente ad oggetto la
definizione degli indici di cui agli articoli 6, 7 e 8, corredata da
una relazione tecnica sulle metodologie utilizzate al fine del
calcolo dei medesimi. L'Area elettricità dell'Autorità si pronuncia
sulla proposta entro dieci giorni dal ricevimento del medesimo.
Trascorso inutilmente tale termine, lo schema si intende approvato.
14.7 Il Gestore del mercato procede tempestivamente a testare,
anche in parallelo alle prove in corso per l'avvio del mercato
elettrico, gli effetti del presente provvedimento. Gli esiti di ogni
test effettuato vengono tempestivamente comunicati all'Autorità al
fine di rendere possibili, se necessari, gli interventi di
adeguamento o integrazione del medesimo provvedimento.
14.8 Ai fini del presente provvedimento, ove non diversamente
specificato, sono considerati congiuntamente gli operatori di mercato
tra i quali sussista un rapporto di controllo o collegamento
sussumibile in una delle fattispecie declinate nell'art. 7 della
legge 10 ottobre 1990, n. 287.
14.9 Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet
dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(www.autorita.energia.it) ed entra in vigore il giorno della sua
pubblicazione.
Milano, 24 febbraio 2004
Il presidente: Ortis