L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 25 giugno 2007

Visti:

• l'articolo 2, comma 20, lettere c) e d), della legge 14 novembre 1995, n. 481;
• la legge 24 novembre 1981, n. 689;
• il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
• l'articolo 11bis del decreto legge 14 marzo 2005, n. 35, introdotto dalla legge 14 maggio 2005, n. 80;
• il decreto del Presidente della Repubblica 9 maggio 2001, n. 244;
• la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 9 marzo 2000, n. 52/00;
• la deliberazione dell'Autorità 28 febbraio 2001, n. 39/01;
• la deliberazione dell'Autorità 29 settembre 2003, n. 112/03;
• la deliberazione dell'Autorità 23 aprile 2004, n. 61/04, e il documento "Report on the events of September 28th 2003 culminating in the separation of the Italian power system from the other UCTE networks", costituente l'allegato A alla medesima deliberazione;
• la deliberazione dell'Autorità 9 giugno 2004, n. 83/04 e il documento "Resoconto dell'attività conoscitiva in ordine alla interruzione del servizio elettrico verificatasi il giorno 28 settembre 2003", costituente l'allegato A alla medesima deliberazione;
• il Rapporto intitolato "Black out del sistema elettrico italiano del 28 settembre 2003" della Commissione di indagine istituita dal Ministro delle Attività Produttive con decreto 29 settembre 2003, trasmesso all'Autorità con nota del Ministero delle Attività Produttive in data 9 giugno 2004 (prot. Autorità n. 014341);
• la deliberazione dell'Autorità 9 settembre 2004, n. 152/04;
• la deliberazione dell'Autorità 25 gennaio 2005, n. 9/05;
• la deliberazione dell'Autorità 25 maggio 2005, n. 96/05;
• la deliberazione dell'Autorità 2 agosto 2005, n. 172/05;
• la deliberazione dell'Autorità 17 ottobre 2005, n. 219/05;
• la deliberazione dell'Autorità 23 novembre 2005, n. 245/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 259/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 260/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 261/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 262/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 263/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 264/05;
• la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2005, n. 265/05;
• la deliberazione dell'Autorità 10 aprile 2006, n. 78/06;
• la deliberazione dell'Autorità 24 ottobre 2006, n. 233/06;
• la deliberazione dell'Autorità 5 dicembre 2006, n. 274/06;
• la deliberazione dell'Autorità 15 gennaio 2007, n. 6/07;
• le Regole tecniche di connessione di cui all'articolo 3, comma 6, del decreto legislativo n. 79/99 adottate dalla società Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa ai sensi dell'articolo 2 dell'Allegato A alla deliberazione n. 52/00, costituenti attuazione delle direttive di cui alla medesima deliberazione e approvate dall'Autorità con la deliberazione n. 39/01 (di seguito: Regole tecniche di connessione).

Fatto

1. Con deliberazione n. 152/04, l'Autorità ha avviato nei confronti della società Enipower S.p.A. un'istruttoria formale volta all'eventuale adozione di:
   • una sanzione amministrativa pecuniaria, ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/95, per la possibile violazione dei criteri e delle prescrizioni di cui agli articoli 8 e 9 dell'Allegato A alla deliberazione n. 52/00;
   • un provvedimento prescrittivo, ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481/95, qualora fossero accertate esigenze connesse all'omissione dei necessari interventi volti a rimuovere carenze strutturali del sistema eventualmente provocate dalla violazione delle disposizioni sopra richiamate.
2. La violazione contestata riguarda la mancata applicazione delle disposizioni, attuative dei citati criteri e prescrizioni, di cui ai paragrafi 4 e 5 delle Regole tecniche di connessione, aventi ad oggetto:
   • le prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione;
   • la disciplina concernente le procedure di rifiuto di carico.
3. Più in dettaglio, Enipower avrebbe:
   • omesso di fornire le prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione relativamente ai gruppi di produzione di Brindisi (unità GT1, unità GT2, unità GT3, unità GT4, unità GT11), Livorno (unità TEG2, unità TEG3, unità TEG4), Mantova (unità A4, unità A6), Ravenna (unità G1, unità G300, unità G400, unità TG501) e Taranto (unità TG2, unità TG4, unità TG5);
   • violato la disciplina concernente le procedure di rifiuto di carico, con riferimento ai gruppi di produzione di Mantova (unità A4), Ravenna (unità TG501) e Taranto (unità TG2, unità TG4 e unità TG5).
4. Nell'ambito del procedimento formale sono stati acquisiti, oltre a quella già agli atti della preliminare istruttoria conoscitiva conclusa dall'Autorità con la deliberazione n. 83/04, la documentazione richiamata nella deliberazione n. 152/04, nonché i seguenti documenti:
   • trascrizione delle registrazioni magnetiche dell'audizione in contraddittorio con il Gestore della rete ai sensi dell'articolo 10, comma 1, del dPR n. 244/01, svoltasi presso la sede dell'Autorità in data 9 novembre 2004, nell'ambito del procedimento avviato nei confronti del medesimo con deliberazione n. 152/04;
   • nota del Gestore della rete in data 14 marzo 2005 (prot. Autorità n. 5413), recante elementi integrativi delle dichiarazioni rese durante l'audizione di cui al punto precedente;
   • nota di Enipower in data 25 novembre 2004 (prot. Autorità n. 26282), recante integrazione delle dichiarazioni rese nel corso dell'audizione svoltasi in data 15 novembre 2004;
   • nota di Enipower in data 16 maggio 2005 (prot. Autorità n. 11628) e il relativo allegato recante il resoconto di uno studio commissionato all'Electric Power Research Institute (di seguito: studio Epri);
   • documentazione depositata da Enipower in data 18 maggio 2005 ad illustrazione dello studio Epri (prot. Autorità n. 11675);
   • nota di Enipower in data 4 maggio 2007 (prot. Autorità n. 11274) di risposta alla richiesta di informazioni degli Uffici in data 6 aprile 2007 (prot. FS/M07/1676).
5. Enipower è stata sentita in un'audizione ai sensi dell'articolo 10 del dPR n. 244/01, in un primo momento, in data 15 novembre 2004, nel corso della quale gli Uffici dell'Autorità hanno, tra l'altro, prospettato le violazioni sopra descritte e, in un secondo momento, in data 18 maggio 2005.
6. Con nota in data 14 giugno 2005 (prot. AM/M05/2527) gli Uffici dell'Autorità hanno comunicato alla società le risultanze istruttorie ai sensi dell'articolo 16, comma 1, del dPR n. 244/01.
7. In data 14 luglio 2005 si è svolta l'audizione finale di cui agli articoli 16, comma 3, e 10, comma 5, del dPR n. 244/01, nel corso della quale il Collegio dell'Autorità ha consentito alla società di presentare, oltre il termine previsto dal citato articolo 16, comma 3, una ulteriore memoria difensiva acquisita in data 22 luglio 2007 (prot. Aturotià n. 15995).
8. In data 31 maggio 2007 Enipower è stata sentita dal Collegio dell'Autorità in una nuova audizione nell'ambito della quale la società ha ribadito le proprie argomentazioni, depositando una nota (prot. Autorità n. 13313).

Valutazione giuridica

A. Argomentazioni di Enipower

9. In primo luogo, la società ha evidenziato l'irrilevanza del proprio contributo alla causazione del black-out. Ciò in ragione della particolare natura degli impianti di produzione oggetto dell'addebito contestato, la cui energia era essenzialmente destinata a siti industriali e solo le eccedenze erano immesse in rete per quantitativi minimi rispetto a quelli immessi dai restanti produttori nazionali.
10. In secondo luogo, con riferimento all'omessa erogazione delle prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione, Enipower ha dichiarato di avere stipulato con "Enel" e con il Gestore della rete accordi (cc.dd. regolamenti di esercizio) che ammettevano il distacco dalla rete pur in presenza delle condizioni eccezionali di rete, per quanto riguarda gli impianti di Brindisi (unità GT1, GT2, GT3, GT4 e GT11), Mantova (unità A4 e A6), Livorno (unità TEG2, TEG3 e TEG4) e Ravenna (unità G1, G300 e G400).
11. Inoltre, per gli impianti di Brindisi e Mantova, Enipower ha dichiarato che i predetti accordi erano tesi a salvaguardare l'alimentazione elettrica degli impianti petrolchimici e delle raffinerie connesse alle predette unità in caso di perturbazioni rilevanti sulla rete elettrica, ovvero in caso di indisponibilità della medesima rete.
12. I predetti accordi (regolamenti di esercizio ed accordi con "Enel") costituirebbero, secondo Enipower, attuazione degli obblighi generali posti per i predetti impianti dal decreto legislativo 17 agosto 1999, n. 334, di attuazione della direttiva 96/82/CE, relativa al controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi con determinate sostanze pericolose.
13. Quanto alle ulteriori centrali oggetto di contestazione, in un primo momento, Enipower ha ammesso l'addebito, evidenziando che:
    • l'unità TG501 di Ravenna si è distaccata dalla rete ad una frequenza superiore a 47,5 Hz per intervento della protezione di minima corrente di eccitazione;
    • l'unità TG5 di Taranto è andata in blocco ad una frequenza superiore a 47,5 Hz prima dell'intervento dell'interruttore di interfaccia;
    • nelle unità TG2 e TG4 di Taranto si è verificato l'intervento dell'interruttore di interfaccia in corrispondenza di una frequenza di rete pari a 43,8 Hz.
14. In un secondo momento, invece, Enipower ha dichiarato che il distacco delle unità di produzione di Ravenna e Taranto era stato determinato da cause indipendenti dalla propria volontà, consistenti in condizioni di funzionamento del sistema elettrico particolarmente severe, caratterizzate da un'eccezionale durata e da valori di tensione significativamente degradati, che si sono prodotte durante il periodo compreso tra il verificarsi dei guasti sulla rete elettrica svizzera ed il successivo spegnimento del sistema elettrico nazionale (c.d. transitorio di spegnimento).
15. In terzo luogo, con riferimento alla violazione della disciplina relativa all'attuazione delle procedure di rifiuto di carico, in un primo momento Enipower ha dichiarato che:
    • per l'unità TG501 di Ravenna, la procedura di rifiuto di carico non si è completata con successo a causa dell'intervento della protezione di minima corrente di eccitazione;
    • per le unità TG2, TG4 e TG5 di Taranto, la procedura di rifiuto di carico non si è completata con successo a causa del "malfunzionamento delle protezioni elettriche";
    • per le centrali di cui agli alinea precedenti e per l'unità A4 di Mantova si sarebbe consolidata, nei rapporti con il Gestore della rete, una prassi in base alla quale dette unità erano di fatto esonerate dall'obbligo di attuazione delle procedure di rifiuto di carico in quanto "asservite essenzialmente a cicli produttivi che ne condizionano in maniera sostanziale il funzionamento";
    • non aveva, in ogni caso, effettuato alcuna dichiarazione di attitudine (ovvero di non attitudine) all'attuazione di azioni di rifiuto di carico, né aveva concluso accordi complementari o presentato richieste di deroghe all'applicazione delle Regole tecniche di connessione.
16. In un secondo momento, Enipower ha dichiarato che per le unità TG2, TG4 e TG5 di Taranto, la procedura di rifiuto di carico non si è avviata a causa delle sopra richiamate condizioni di funzionamento del sistema elettrico particolarmente severe, caratterizzate da un'eccezionale durata e da valori di tensione significativamente degradati.
17. Infine, relativamente alle esigenze prescrittive di cui all'articolo 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481/95, prospettate nella deliberazione di avvio, Enipower, con nota in data 4 maggio 2007 (prot. Autorità n. 11431), ha affermato di avere avviato una serie di attività volte alla formalizzazione delle prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione.
18. In particolare, l'esercente ha dichiarato di avere concordato con il Gestore della rete "valori di taratura dei relé di minima frequenza tali da consentire che, in caso di crisi di frequenza di rete, un ciclo combinato sia dedicato al mantenimento in servizio degli impianti considerati a rischio di incidente rilevante e la restante produzione rimanga a sostegno della rete elettrica nazionale".

B. Valutazioni delle argomentazioni di Enipower

B.1 Sulla natura della violazione contestata

19. Le condotte contestate ad Enipower, sebbene riguardino due distinti profili oggetto delle Regole tecniche di connessione, possono essere raggruppate in un unico tipo di violazione, in ragione dell'identità dell'interesse tutelato dalle singole disposizioni non rispettate dalla società, ossia l'interesse della sicurezza del sistema e della continuità del servizio, sotto il profilo del mantenimento in servizio dell'impianto di produzione.
20. Per ragioni di comodità espositiva, le argomentazioni svolte dalla società verranno comunque valutate in relazione a ciascuno dei due predetti profili (omessa erogazione delle prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione; violazione della disciplina relativa alle procedure di rifiuto di carico).
21. Inoltre, in via preliminare, deve precisarsi che l'argomento della irrilevanza della condotta della società nella determinazione del black-out (dovuta ai ridotti quantitativi di potenza elettrica immessa in rete), non è idoneo ad escludere la responsabilità di Enipower per l'addebito contestato.
22. Oggetto dell'addebito, infatti, non è il concorso nella determinazione del disservizio del 28 settembre 2003, ma il mancato rispetto da parte di Enipower di alcune delle Regole tecniche di connessione.
23. Il fatto che l'inosservanza di tali disposizioni abbia (in una qualche misura) concorso a determinare il black-out è un elemento che rileva solo sotto il profilo della gravità della violazione e quindi ai fini della quantificazione della sanzione (cfr. paragrafi 46-47).

B.2 Sull'omessa erogazione delle prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione

24. Per quanto riguarda la disciplina delle prestazioni minime in presenza di variazioni di frequenza di rete e di tensione, il paragrafo 5.4 delle Regole tecniche di connessione fissava i cc.dd. obblighi di mantenimento della connessione, prevedendo che l'impianto di generazione ed i relativi macchinari ed apparecchiature dovevano essere progettati, costruiti ed eserciti per restare in servizio in parallelo alla rete anche in condizioni eccezionali di rete (comprendenti, ai sensi dei paragrafi 3.1 e 3.2, tutte quelle situazioni in cui la frequenza di rete può variare tra 47,5 Hz e 51,5 Hz e i valori di tensione sono ricompresi nell'intervallo ±15% del valore nominale): in tali condizioni dovevano essere garantite l'erogazione della potenza attiva programmata, la partecipazione alla regolazione di frequenza e la partecipazione alla regolazione di tensione.
25. Inoltre, il paragrafo 5.10 delle Regole tecniche di connessione stabilisce che ogni gruppo di generazione doveva essere dotato di un regolatore di velocità in grado di:
    • garantire il funzionamento stabile del gruppo, per un tempo indefinito, per qualunque frequenza di rete compresa fra 47,5 Hz e 51,5 Hz e in qualunque condizione di carico compresa fra il carico dei servizi ausiliari e la potenza massima del gruppo;
    • garantire, per tempi limitati (qualche secondo), il corretto funzionamento del gruppo per qualunque frequenza di rete compresa fra 46,0 Hz e 47,5 Hz;
    • funzionare correttamente anche in condizioni perturbate della tensione ausiliaria di alimentazione (ad esempio, in presenza di guasti sulla rete di trasmissione nazionale).
26. Il quadro normativo rilevante è completato dal regime delle fonti di produzione della disciplina tecnica a presidio della sicurezza del sistema elettrico nazionale.
27. La normativa primaria (legge n. 481/95 e decreto legislativo n. 79/99) disegna un sistema articolato in più fonti, ulteriormente definito dalla normazione secondaria adottata dall'Autorità (deliberazioni n. 52/00 e n. 39/01): l'Autorità definisce una cornice di criteri e prescrizioni entro la quale si sviluppano le Regole tecniche di connessione, le quali sono poi approvate dalla stessa Autorità; al di sotto delle Regole tecniche di connessione si collocava un duplice ulteriore livello di fonti:
    • fonte qualificata come "deroga all'applicazione delle regole tecniche", ossia modificativa delle Regole tecniche di connessione;
    • fonte di disposizioni (non già derogative bensì) integrative delle Regole tecniche di connessione, in relazione alle specifiche caratteristiche del singolo utente, comunque in coerenza con dette Regole e quindi senza modificarne la sostanza, qualificata come "accordo complementare".
28. Sotto il profilo procedurale:
    • le deroghe erano concordate tra il Gestore della rete (che è anche tenuto a pubblicarle nel proprio sito internet) e l'utente interessato, ma la legittimazione a dar vita ad una siffatta pattuizione era condizionata ad una preventiva autorizzazione dell'Autorità, rilasciata al Gestore della rete, a procedere in tale senso;
    • gli accordi complementari erano invece disponibili al Gestore della rete e all'utente, dovendo comunque formare oggetto di specifiche pattuizioni (articolo 5 dell'Allegato A alla deliberazione n. 52/00).
29. E' evidente la ragione del diverso assetto procedurale: la deroga modificava l'impianto normativo secondario generale nel caso individuale; l'autorizzazione garantiva la possibilità di una verifica che evitasse, ad esempio, disparità di trattamento tra esercenti, o comunque disarmonie non giustificate da ragioni tecniche, nello sviluppo del sistema normativo a presidio della sicurezza. Nel caso degli accordi complementari, invece, le parti semplicemente concordavano un'integrazione delle regole tecniche quanto agli aspetti da queste non disciplinati in relazione a specifiche esigenze e caratteristiche degli impianti.
30. Queste erano le uniche modalità di cui disponeva un esercente per soddisfare specifiche esigenze dei propri impianti di produzione, e conseguentemente calibrare il "contributo" che tali impianti erano tenuti a fornire, laddove le peculiari caratteristiche operative degli stessi li avessero resi inidonei a contribuire alla sicurezza nella misura richiesta dalle medesime Regole tecniche.
31. In particolare, per impianti caratterizzati da esigenze analoghe a quelle evidenziate da Enipower, lo stesso paragrafo 5.4 delle Regole tecniche di connessione esplicitamente prevedeva che "per gli impianti di produzione integrati in processi con carichi essenziali alla produzione di energia elettrica e dichiarati non idonei al funzionamento in condizioni eccezionali di rete, il produttore deve dichiarare negli accordi complementari il campo di tensione e il campo di frequenza nei quali è garantita la produzione di potenza attiva".
32. Conseguentemente, Enipower, per definire prescrizioni tecniche, difformi da quelle richiamate ai precedenti paragrafi 25 e 26 ed adeguate alle specificità dei propri impianti, avrebbe dovuto perfezionare appositi accordi complementari. Tuttavia, dalla documentazione acquisita nell'ambito del procedimento risulta che ciò non è avvenuto.
33. Non sono infatti qualificabili come accordi complementari i cc.dd. regolamenti di esercizio conclusi tra Enipower ed il Gestore della rete. Detti regolamenti, come anche confermato dallo stesso Gestore della rete, erano convenzioni di carattere operativo, e quindi gerarchicamente subordinate alle Regole tecniche di connessione, alle loro eventuali deroghe ed agli eventuali accordi complementari.
34. Inoltre, per quanto riguarda gli accordi conclusi con "Enel", le Regole tecniche di connessione non contenevano disposizioni che fanno salve eventuali pattuizioni derogatorie intervenute con il soggetto in precedenza titolare della gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica.
35. Conseguentemente, risulta infondato l'argomento di Enipower secondo cui la propria condotta (sebbene difforme dalle prescrizioni delle Regole tecniche di connessione) sarebbe stata comunque corretta in quanto conforme alle previsioni contenute nei predetti regolamenti di esercizio e negli accordi conclusi con "Enel" (cfr. paragrafi 11-13).
36. Per quanto riguarda, invece, gli argomenti relativi alla sussistenza di cause indipendenti dalla volontà dell'esercente che avrebbero determinato il distacco delle unità TG501 di Ravenna e TG5 di Taranto (cfr. paragrafo 14), essi appaiono inidonei ad escludere la responsabilità di Enipower, risolvendosi in indimostrate petizioni di principio.
37. In particolare, le rilevate difficoltà connesse alla sussistenza di condizioni di funzionamento del sistema elettrico particolarmente severe (cfr. paragrafo 15), quand'anche fossero dimostrate, avrebbero dovuto essere superate da Enipower con l'impiego della dovuta diligenza, in modo da consentire il distacco dalla rete alla frequenza stabilita dalle Regole tecniche di connessione. Si rileva, al riguardo, che Enipower non ha addotto elementi idonei a dimostrare che tale distacco dalla rete si sia prodotto pur a fronte della avvenuta adozione di tutte le doverose misure necessarie a garantire l'efficienza degli impianti in condizioni di criticità analoghe a quella verificatasi.
38. Quanto, infine, alle unità TG2 e TG4 di Taranto, dagli elementi prodotti da Enipower deve osservarsi che nessuna violazione si è verificata.

B.3 Sull'inosservanza della disciplina in materia di rifiuto di carico

39. Per quanto concerne la disciplina in materia di rifiuto di carico, il paragrafo 5 delle Regole tecniche di connessione poneva in capo al soggetto titolare dell'impianto di produzione l'obbligo di dichiarare le caratteristiche dell'impianto per singola unità di generazione con riguardo all'attitudine a sopportare il rifiuto di carico. Il paragrafo 5.9.2 prevedeva invece che, a seguito dell'apertura dell'interruttore di alta tensione di macchina per intervento delle protezioni contro i guasti esterni, i gruppi di produzione connessi alla rete di trasmissione nazionale dovevano essere mantenersi in servizio sui propri servizi ausiliari, pronti alla ripresa del parallelo con la rete di trasmissione nazionale (manovra di rifiuto di carico).
40. Al riguardo, gli argomenti formulati da Enipower per ciascuno dei gruppi di produzione oggetto dell'addebito (cfr. paragrafo 16), non sono idonei ad escludere la responsabilità della società, per i seguenti motivi:
    • per l'unità TG501 di Ravenna, l'esercente ha ammesso l'addebito senza addurre alcuna giustificazione in merito al mancato completamento della procedura di rifiuto di carico;
    • per le unità TG2, TG4 e TG5 di Taranto, la mera asserzione della sussistenza di cause indipendenti dalla propria volontà, che avrebbero determinato il mancato completamento della procedura, non è idonea ad escludere la responsabilità dell'esercente, in assenza della dimostrazione di aver adottato tutte le misure necessarie a garantire il completamento della procedura, pur in presenza di non agevoli condizioni di funzionamento del sistema elettrico (quanto, in particolare, alla difficoltà connesse alla sussistenza di condizioni di funzionamento del sistema elettrico particolarmente severe si rinvia a quanto osservato al precedente paragrafo 38);
    • le dichiarazioni circa la sussistenza di una prassi volta a esonerare gli impianti dall'obbligo di attuazione delle procedure di rifiuto di carico, evidenziano, ancora una volta, una erronea interpretazione delle disposizioni in materia di accordi complementari e deroghe alle Regole tecniche di connessione; infatti, secondo quanto chiarito sopra (paragrafi 27-35), la sola modalità procedurale atta a soddisfare le specifiche esigenze degli impianti di produzione dell'esercente, consiste nella stipulazione di accordi complementari;
    • infine, l'omissione delle dichiarazioni di attitudine (ovvero di non attitudine) all'attuazione di azioni di rifiuto di carico, víola il paragrafo 5 delle Regole tecniche secondo cui "il soggetto titolare dell'impianto di produzione è tenuto a dichiarare le caratteristiche dell'impianto per singola unità di generazione con riguardo all'attitudine a sopportare il rifiuto di carico".

B.4 Sulle esigenze prescrittive di cui all'articolo 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481/95

41. Nel corso del procedimento, Enipower e la società Terna - Rete Elettrica Nazionale S.p.A. (successivamente subentrata nella posizione del Gestore della rete) hanno prodotto elementi che evidenziano la conclusione di appositi accordi complementari volti a definire una specifica configurazione delle regole al fine di modulare l'apporto degli impianti di Enipower alle esigenze di sicurezza del sistema, in coerenza con le peculiari esigenze degli impianti stessi.
42. Con tali iniziative sono state rimosse quelle carenze strutturali che avrebbero potuto giustificare l'adozione del prospettato provvedimento prescrittivo ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481/95.

Quantificazione della misura sanzionatoria

43. L'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/95 prevede, per le ipotesi di inosservanza dei provvedimenti dell'Autorità, una sanzione amministrativa pecuniaria da determinarsi tra un minimo di euro 25.822,84 ed un massimo di euro 154.937.069,73.
44. L'articolo 11 della legge n. 689/81 prevede che la sanzione sia quantificata sulla base dei seguenti criteri:
    1. la gravità della violazione;
    2. l'opera svolta dall'agente per la eliminazione o attenuazione delle conseguenze della violazione;
    3. la personalità dell'agente;
    4. le condizioni economiche dell'agente.
45. Con riferimento al criterio della gravità della violazione,la condotta di Enipower, sebbene contrasti con regole poste a presidio di interessi primari per il settore energetico, quali la sicurezza del sistema elettrico nazionale e la continuità del servizio, tuttavia ha contribuito alla produzione del disservizio del 28 settembre 2003 in modo del tutto marginale in quanto l'esercente partecipava in minima parte alla immissione di potenza elettrica nella rete nazionale, alimentando prioritariamente e direttamente stabilimenti industriali. Inoltre, l'inosservanza delle previsioni relative alle prestazioni minime in presenza di variazioni di rete e di tensione, ha consentito alla società di assicurare l'alimentazione degli impianti petrolchimici e delle raffinerie connesse con i relativi gruppi di produzione di Brindisi e di Mantova, la cui disalimentazione avrebbe potuto produrre conseguenze negative per la sicurezza del territorio e dell'ambiente.
46. Con riferimento al criterio dell'opera svolta dall'agente per la eliminazione o l'attenuazione delle conseguenze della violazione, come già detto al paragrafo 42-43, Enipower ha concluso appositi accordi complementari al fine di adeguare alle peculiarità dei propri impianti gli impegni per la sicurezza del sistema elettrico nazionale imposti dalle Regole tecniche di connessione.
47. Con riferimento al criterio della personalità dell'agente, si rileva che Enipower non si è mai resa responsabile di altre violazioni di provvedimenti dell'Autorità.
48. Con riferimento alle condizioni economiche dell'agente, la società ha un fatturato rilevante pari ad euro 938,696 milioni.

Ritenuto che:

• sussistono i presupposti per l'irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria, ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/95 nei confronti di Enipower;
• per le ragioni sopra indicate, considerata in particolare il criterio della gravità della violazione, tale sanzione debba essere quantificata in una misura pari ad euro 31.000 (trentunomila);
• non sussistano i presupposti per l'adozione di provvedimenti prescrittivi, ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481/95, nei confronti della medesima società

DELIBERA

1. di irrogare alla società Enipower S.p.A. una sanzione amministrativa pecuniaria ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/95, nella misura di euro 31.000 (trentunomila), per inosservanza, nei termini descritti in motivazione, dei criteri e delle prescrizioni di cui agli articoli 8 e 9 dell'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità n. 52/00;
2. di non adottare provvedimenti di natura prescrittiva nei confronti della predetta società;
3. di ordinare alla società Enipower S.p.A. il pagamento della sanzione, nella misura sopra determinata, entro il termine di 30 (trenta) giorni dalla data di notifica del presente provvedimento, con versamento diretto al concessionario del servizio di riscossione, oppure mediante delega ad una banca o alle Poste Italiane S.p.A., presentando il modello allegato, che costituisce parte integrante e sostanziale del presente provvedimento (Allegato A), come previsto dal decreto legislativo 9 luglio 1997, n. 237;
4. che, decorso il termine di cui al punto precedente, per il periodo di ritardo inferiore ad un semestre, devono essere corrisposti gli interessi di mora nella misura del tasso legale a decorrere dal giorno successivo alla scadenza del termine del pagamento e sino alla data del saldo; e che in caso di ulteriore ritardo saranno applicate le maggiorazioni di cui all'articolo 27, comma 6, della legge n. 689/81;
5. di ordinare alla società Enipower S.p.A. di comunicare l'avvenuto pagamento della sanzione amministrativa pecuniaria di cui sopra all'Autorità, mediante l'invio di copia del documento attestante l'effettuato versamento;
6. di pubblicare il presente provvedimento sul sito internet dell'Autorità (www.autorita.energia.it);
7. di notificare il presente provvedimento, mediante plico raccomandato con avviso di ricevimento, a Enipower Spa, con sede legale in Piazza Vanoni, 1, 20097 San Donato Milanese (Mi).

Avverso il presente provvedimento, ai sensi dell'articolo 2, comma 25, della legge n. 481/95, può essere proposto ricorso avanti al competente Tribunale amministrativo regionale, entro il termine di 60 (sessanta) giorni dalla data di notifica dello stesso.