L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 28 settembre 2010

Visti:

• la legge 14 novembre 1995, n. 481;
• il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99, e sue modifiche e provvedimenti applicativi;
• la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
• la legge 28 gennaio 2009, n. 2;
• il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004;
• il decreto del Ministero delle Attività Produttive 20 aprile 2005;
• il decreto legislativo 18 febbraio 2005, n. 59, di recepimento della direttiva comunitaria 96/61/CE, relativa alla prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento (di seguito: d.Lgs. 59/05);
• la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: Autorità) 9 giugno 2006, n. 111/06 come successivamente integrata e modificata (di seguito: deliberazione n. 111/06);
• la deliberazione dell'Autorità 29 aprile 2009, ARG/elt n. 52/09 (di seguito: deliberazione ARG/elt n. 52/09);
• la deliberazione dell'Autorità 30 ottobre 2009, ARG/elt n. 162/09 (di seguito: deliberazione ARG/elt n. 162/09);
• la comunicazione di Terna S.p.A. (di seguito: Terna) in data 28 settembre 2010 - protocollo Autorità n. 32419 del 28 settembre 2010 - (di seguito: comunicazione 28 settembre 2010).

Considerato che:

• l'articolo 63, comma 63.4, dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 prevede che entro il 30 settembre di ciascun anno Terna notifichi a ciascun utente del dispacciamento i raggruppamenti minimi di impianti di produzione, ovvero la quota parte degli stessi ritenuta essenziale, nella sua disponibilità e precedentemente individuati da Terna;
• ai sensi dell'articolo 65.bis, comma 65.bis.3, dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, l'Autorità deve determinare i valori assunti, con riferimento all'anno solare successivo da:
  • le quantità di potenza minima di impegno a salire ed a scendere in ciascuna zona e/o in specifici nodi della rete rilevante e per ciascun servizio di dispacciamento e di cui ai commi 65.bis.1 e 65.bis.2 del medesimo Allegato A;
  • la quantità di copertura in energia afferente all'impegno e di cui al punto i), lettera b), del comma 65.bis.1 del medesimo Allegato A;
  • il prezzo massimo a salire e quello minimo a scendere di cui alla lettera a) del comma 65.bis.2 del medesimo Allegato A, incluse le eventuali indicizzazioni;
  • il corrispettivo di cui alla lettera b) del comma 65.bis.2 del medesimo Allegato A;
• gli articoli 63, 64 e 65 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 definiscono la disciplina tipica ed i relativi diritti ed obblighi cui deve attenersi l'utente del dispacciamento di uno o più impianti essenziali; e che l'articolo 65.bis dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, definisce invece le discipline alternative alla disciplina tipica ed i relativi diritti ed obblighi cui deve attenersi l'utente del dispacciamento di uno o più impianti essenziali che opti per queste discipline alternative;
• ai sensi dell'articolo 64, comma 64.4, dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, i vincoli ed i criteri previsti dalla disciplina tipica cui l'utente del dispacciamento deve attenersi, con riferimento agli impianti di produzione essenziali, nel presentare le sue offerte nel mercato per i servizi di dispacciamento possono essere definiti da Terna anche tenendo conto degli esiti dei mercati dell'energia;
• i vincoli ed i criteri cui l'utente del dispacciamento deve attenersi nel presentare le sue offerte nel mercato per i servizi di dispacciamento qualora opti per le discipline alternative non dipendono dagli esiti dei mercati dell'energia, con riferimento alla capacità produttiva disponibile in esito a detti mercati;
• qualora un utente del dispacciamento opti per una delle discipline alternative, si rende pertanto necessario, al fine di dimensionare adeguatamente, rispetto all'essenzialità dello stesso, la quantità dell'impegno che detto utente deve assumere, formulare un'ipotesi circa la programmazione attesa degli impianti di produzione nella disponibilità del medesimo utente in esito ai mercati dell'energia;
• con la comunicazione 28 settembre 2010, Terna ha fornito all'Autorità gli elementi necessari per le determinazioni di cui al comma 65.bis.3 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06; e che, con riferimento alle quantità di potenza minima di impegno a salire ed a scendere in ciascuna zona e/o in specifici nodi della rete rilevante e per ciascun servizio di dispacciamento e di cui ai commi 65.bis.1 e 65.bis.2 dell'Allegato A alla medesima deliberazione, tali elementi consentono di determinare dette quantità tenendo anche in considerazione, sulla base di ragionevoli ipotesi, la programmazione attesa degli impianti di produzione nella disponibilità dell'utente del dispacciamento in esito ai mercati dell'energia;
• sulla base degli elementi di cui alla comunicazione 28 settembre 2010, gli utenti del dispacciamento cui inviare la comunicazione di cui all'articolo 65.bis, comma 65.bis.3, dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 sono:
  • ENEL PRODUZIONE SPA,
  • EDIPOWER SPA,
  • E.ON ENERGY TRADING SPA,
  • IDROENERGIA SCRL e
  • ACEAELECTRABEL TRADING SPA.

Considerato inoltre che:

• gli impianti termoelettrici turbogas a ciclo aperto (di seguito: impianti turbogas) sono impianti tipicamente caratterizzati dai costi variabili più elevati e che tali costi costituiscono quindi i prezzi massimi che dovrebbero caratterizzare equilibri concorrenziali salvo i periodi di inadeguatezza di capacità produttiva; e che la frequenza di detti periodi dovrebbe, in equilibrio, essere pari a quanto necessario al recupero dei costi fissi che caratterizzano i predetti impianti turbogas tramite la rendita inframarginale fra VENF - il prezzo massimo da riconoscere proprio nei periodi di inadeguatezza di capacità produttiva - e il costo variabile dei medesimi impianti;
• un impianto di produzione che riceva prezzi non superiori al costo variabile che caratterizza un impianto turbogas ed un corrispettivo per la capacità produttiva pari ai costi fissi del medesimo impianto turbogas dovrebbe essere in grado di ottenere un'adeguata remunerazione del capitale investito salvo che, anche in ragione della consistenza e composizione tecnologica del parco elettrico, detto investimento sia stato non ottimo e, quindi, caratterizzato da costi non recuperabili se non attraverso l'esercizio dell'eventuale potere di mercato di cui disponga l'operatore;
• pertanto, laddove i corrispettivi (ed in particolare il premio ed il prezzo massimo a salire) di cui al comma 65.bis.3 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 fossero definito in funzione dei costi che caratterizzano un impianto turbogas ne conseguirebbe normalmente una remunerazione quantomeno adeguata;
• la disciplina tipica consente comunque all'utente del dispacciamento di accedere, qualora ne abbia titolo, alla reintegrazione dei costi prevista dalla disciplina tipica ai commi 63.11, 63.12 e 63.13 dell'Allegato alla deliberazione n. 111/06, qualora il medesimo utente lo ritenga conveniente; ossia nei casi in cui lo stesso ritenga che, anche in relazione ai margini attesi nelle ore in cui l'impianto non è ritenuto essenziale alla sicurezza del sistema, i margini complessivamente ottenibili dal medesimo impianto non siano sufficienti a remunerarne adeguatamente i costi fissi; il che implica che la disciplina tipica consente di ottenere un'adeguata remunerazione dell'investimento anche nei casi in cui detto investimento sarebbe non recuperabile se l'operatore non potesse esercitare il potere di mercato derivante dall'essenzialità dell'impianto stesso per la sicurezza del sistema;
• il prezzo minimo a scendere che l'utente del dispacciamento deve riconoscere a Terna qualora venga richiesto di ridurre il proprio programma di produzione, nei limiti delle quantità di impegno a scendere, e di cui al comma 65.bis.3 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 debba essere determinato così da evitare di produrre un'ingiustificata penalizzazione per l'utente del dispacciamento;
• per quanto sopra, detto prezzo minimo dovrebbe essere determinato, oltre che con riferimento ai costi variabili evitati per un impianto turbogas in caso di riduzione di programma, anche al netto di un valore a copertura dei rischi impliciti nella riduzione del programma richiesto; ciò consente di evitare che l'utente del dispacciamento sia chiamato a pagare a Terna più di quanto ottenibile nel mercato del giorno prima (di seguito: MGP) a fronte del programma oggetto di riduzione.

Considerato altresì che:

• l'autorizzazione integrata ambientale (AIA) è il provvedimento che autorizza l'esercizio di un impianto, o di parte di esso, a determinate condizioni tali da garantire la conformità ai requisiti del d.Lgs. 59/05;
• gli impianti termoelettrici rientrano nell'applicazione del d.Lgs. 59/05;
• per quanto attiene gli impianti turbogas, con riferimento a ciascun impianto nell'ambito delle singole Conferenze dei Servizi, sono in corso le attività di definizione delle prescrizioni ambientali che questi impianti devono rispettare e che tali prescrizione potrebbero prevedere un limite massimo di ore di funzionamento pari o inferiore a 500 ore/anno nonché l'esecuzione di prove aggiuntive ai fini del rilevamento, monitoraggio e verifica dei livelli emissioni;
• l'incertezza circa i limiti massimi di ore di funzionamento annuo cui tali impianti turbogas potrebbero essere assoggettati e la probabile riduzione dei suddetti limiti rispetto a quelli in vigore per il 2010 potrebbero causare un incremento dei costi variabili attribuibili all'esercizio di tali impianti;
• gli eventuali maggiori costi derivanti dai rischi di cui al precedente alinea risultano solo parzialmente coperti dalla componente "Altri costi e rischi di gestione" del costo variabile standard di un impianto turbogas come determinata nel 2010.

Considerato oltretutto che:

• le quantità di copertura in energia afferente all'impegno e di cui al punto i), lettera b), del comma 65.bis.1 del medesimo Allegato A, possano essere ben determinate assumendo una valorizzazione implicita delle risorse messe a disposizione di Terna ai sensi dell'articolo 65, comma 65.bis.1, lettera a), dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 come pari al valore medio delle risorse approvvigionate da Terna nell'ambito del mercato dei servizi di dispacciamento (di seguito: MSD).

Considerato infine che:

• la realizzazione di nuova capacità produttiva contribuisce ad un'offerta più concorrenziale oltre che ad aumentare la sicurezza del sistema; e che, per quanto sopra, impianti di nuova realizzazione non dovrebbero essere assoggettati alla disciplina degli impianti essenziali e di cui alla deliberazione ARG/elt n. 52/09 salvo casi eccezionali in cui la realizzazione di detta nuova capacità avvenga in sostituzione di altra capacità produttiva del medesimo soggetto e siano presenti rilevanti barriere all'ingresso nella realizzazione di nuova capacità produttiva di terzi; o, comunque, qualora la realizzazione di detta nuova capacità costituisca impedimento alla concreta volontà di terzi di realizzare a loro volta nuova capacità produttiva.

Ritenuto opportuno:

• determinare, per ciascun utente del dispacciamento, le quantità di potenza minima di impegno a salire ed a scendere in ciascuna zona e/o in specifici nodi della rete rilevante e per ciascun servizio di dispacciamento e di cui ai commi 65.bis.1 e 65.bis.2 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 sulla base delle informazioni di cui alla comunicazione 28 settembre 2010 e tenendo anche in considerazione, sulla base di ragionevoli ipotesi, la programmazione attesa degli impianti di produzione nella disponibilità dell'utente del dispacciamento in esito ai mercati dell'energia;
• determinare il prezzo massimo a salire, di cui alla lettera a) del comma 65.bis.2 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, in funzione del costo variabile standard di un impianto turbogas determinato secondo i medesimi criteri utilizzati per l'anno 2010, incrementando altresì il valore della componente "Altri costi e rischi di gestione" rispetto al valore della medesima per l'anno 2010 onde tenere conto della quota parte dei maggiori costi causati dall'incertezza e dall'eventuale riduzione dei limiti massimi di ore di funzionamento annuo degli impianti turbogas non già coperta nel valore vigente di tale componente;
• determinare il prezzo minimo a scendere, di cui alla lettera a) del comma 65.bis.2 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, come pari al minor valore tra:
  • il costo variabile standard di un impianto turbogas al netto di un valore a copertura dei rischi impliciti nella riduzione del programma;
  • il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita nel MGP al netto di un valore a copertura dei rischi impliciti nella riduzione del programma;
• tenere conto, nella determinazione corrispettivo di cui alla lettera b) del comma 65.bis.2 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, del valore assunto, qualora superiore ad 1 (uno), dal rapporto tra le ore di impegno richiesto ed il numero massimo di ore in cui un impianto turbogas può effettivamente funzionare nel corso dell'anno, anche in relazione alle esigenze di manutenzione ordinaria ed ai normali tassi di accidentalità;
• determinare il corrispettivo di cui alla lettera b) del comma 65.bis.2 dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06 in funzione del costo fisso di un impianto turbogas;
• determinare comunque, per quanto nei considerati, i corrispettivi di cui ai precedenti alinea con riferimento alla struttura di costo che caratterizza gli impianti turbogas esistenti;
• determinare le quantità di copertura in energia afferente all'impegno e di cui al punto i), lettera b), del comma 65.bis.1 del medesimo Allegato A, come pari al valore assunto dal prodotto tra:
  • il totale atteso per il 2011 dell'energia assoggettata al corrispettivo a copertura del costo medio sostenuto da Terna per l'approvvigionamento delle risorse di dispacciamento di cui all'art. 44, comma 44.3;
  • il valore assunto dal rapporto tra la somma dei valori assoluti delle quantità di energia corrispondenti all'impegno assunto dall'utente del dispacciamento e la somma dei valori assoluti delle quantità di energia corrispondenti al fabbisogno di servizi di dispacciamento atteso da Terna per il 2011.
• consentire comunque a ciascun utente del dispacciamento oggetto del presente provvedimento di proporre all'Autorità strutture alternative di corrispettivi rispetto a quelli di cui ai precedenti alinea;
• che, comunque, al fine di consentire all'Autorità di valutare l'opportunità di accogliere dette proposte, queste siano accompagnate da analisi che diano evidenza del maggior beneficio che tali diverse strutture porterebbero in termini di riduzione della spesa complessiva per l'approvvigionamento delle risorse di dispacciamento;
• predisporre per ciascun utente del dispacciamento un apposito allegato al presente provvedimento nel quale siano evidenziate le quantità e i prezzi di cui ai precedenti alinea nonché gli impianti cui si riferiscono

DELIBERA

1. di determinare i valori assunti, con riferimento all'anno solare 2011, dalle quantità e dai corrispettivi oggetto delle comunicazioni di cui all'articolo 65.bis, comma 65.bis.3, dell'Allegato A alla deliberazione n. 111/06, sulla base di quanto nei considerati e come quantificato negli Allegati A ed A1, B e B1, C e C1, D e D1, E ed E1 al presente provvedimento riferiti rispettivamente alle società ENEL PRODUZIONE SPA, EDIPOWER SPA, E.ON ENERGY TRADING SPA, IDROENERGIA SCRL e ACEAELECTRABEL TRADING SPA;
2. di trasmettere gli Allegati A ed A1 al presente provvedimento ad ENEL PRODUZIONE SPA, gli Allegati B e B1 ad EDIPOWER SPA, gli allegati C e C1 ad E.ON ENERGY TRADING SPA, gli Allegati D e D1 ad IDROENERGIA SCRL e gli Allegati E ed E1 ad ACEAELECTRABEL TRADING SPA;
3. di prevedere che ciascuna delle società di cui al precedente punto 2 possa presentare all'Autorità, unitamente alla comunicazione di cui all'articolo 63, comma 63.5 dell'Allegato A della deliberazione n. 111/06, una proposta di strutture di corrispettivi alternative rispetto a quelle contenute nell'allegato alla stessa riferito accompagnata da analisi che diano evidenza del maggior beneficio che tali diverse strutture porterebbero in termini di riduzione della spesa complessiva per l'approvvigionamento delle risorse di dispacciamento da parte di Terna;
4. di trasmettere gli Allegati A, A1, B, B1, C, C1, D, D1, E ed E1 di cui al presente provvedimento a Terna per le finalità di cui all'articolo 65.bis, comma 65.bis.5, dell'Allegato A della deliberazione n. 111/06;
5. di pubblicare il presente provvedimento, ad eccezione degli Allegati A, A1, B, B1, C, C1, D, D1, E ed E1, sul sito internet dell'Autorità (www.autorita.energia.it).

28 settembre 2010
Il Presidente: Alessandro Ortis