Delibera n. 111/06 - Relazione AIR

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1 Delibera n. 111/06 Pagina 1 di 5 14/06/2006 Documenti collegati Comunicato stampa Delibera n. 111/06 - Relazione AIR 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 L AUTORITÀ PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS Nella riunione del 9 giugno 2006 Visti: la legge 14 novembre 1995, n. 481; la legge 27 ottobre 2003, n. 290; la legge 23 agosto 2004, n. 239; il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto legislativo n. 79/99), ed in particolare l articolo 3, commi 3 e 6, e l articolo 5; il decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379; il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387; il decreto del Ministro dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 17 luglio 2000; il decreto del Ministro dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 9 maggio 2001; il decreto del Ministro delle Attività Produttive 19 dicembre 2003, recante l approvazione del testo integrato della disciplina del mercato elettrico e la contestuale assunzione di responsabilità del Gestore del mercato elettrico Spa (di seguito: Gestore del mercato elettrico), relativamente al mercato elettrico; il decreto del Ministro delle Attività Produttive 19 dicembre 2003, recante le disposizioni in materia di assunzione della titolarità delle funzione 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; il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004, recante criteri, modalità e condizioni per l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione; il decreto del Ministro delle Attività Produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della Tutela del Territorio, 24 ottobre 2005, recante direttive per la regolamentazione dell emissione dei certificati verdi alle produzioni di energia di cui all articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto 2004, n. 239; il decreto del Ministro delle Attività Produttive 1 dicembre 2005 (di seguito: decreto 1 dicembre 2005) recante l approvazione delle modifiche urgenti al Testo

2 Delibera n. 111/06 Pagina 2 di 5 14/06/2006 integrato della Disciplina del mercato elettrico, apportate dal Gestore del mercato elettrico; gli indirizzi formulati in data 31 luglio 2003 dal Ministro delle Attività Produttive per la realizzazione di un sistema organizzato di offerte di vendita e di acquisto di energia elettrica (di seguito: indirizzi del Sistema Italia 2004); la nota del Ministro delle Attività Produttive in data 11 dicembre 2003, prot. n (di seguito: la nota del Ministro dell 11 dicembre 2003); gli indirizzi formulati in data 24 dicembre 2004 dal Ministro delle Attività Produttive ai fini della partecipazione attiva della domanda al Sistema Italia 2004 (di seguito: ulteriori indirizzi del Sistema Italia 2004); la deliberazione dell Autorità 19 aprile 2002, n. 42/02, come successivamente modificata ed integrata; la deliberazione dell Autorità 26 giugno 2003, n. 67/03, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 202 del 1 settembre 2003, come successivamente modificata ed integrata; la deliberazione dell Autorità 16 ottobre 2003, n. 118/03 e successive modificazioni e integrazioni; la deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas (di seguito: l Autorità) 30 dicembre 2003, n. 168/03 come successivamente modificata e integrata (di seguito: deliberazione n. 168/03); la deliberazione dell Autorità 19 novembre 2004, n. 205/04; la deliberazione dell Autorità 23 febbraio 2005, n. 34/05 e successive modificazioni e integrazioni; la deliberazione dell Autorità 24 marzo 2005, n. 50/05; la deliberazione dell Autorità 4 agosto 2005, n. 175/05 (di seguito: deliberazione n. 175/05); la deliberazione dell Autorità 28 settembre 2005, n. 203/05; la deliberazione dell Autorità 28 dicembre 2005, n. 293/05 (di seguito: deliberazione n. 293/05); la deliberazione dell Autorità 23 febbraio 2006, n. 39/06; il documento per la ricognizione 1 giugno 2005 concernente la ricognizione in materia di registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica, nonché di diritti ed obblighi connessi con l esecuzione di tali contratti nell ambito del servizio di dispacciamento (di seguito: il documento per la ricognizione 1 giugno 2005); il documento per la consultazione concernente la registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica ai fini della loro esecuzione nell ambito del servizio di dispacciamento, approvato dall Autorità in data 4 agosto 2005 (di seguito: il documento per la consultazione 4 agosto 2005); il documento per la consultazione concernente le modifiche alla deliberazione n. 168/03 per la registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica ai fini della loro esecuzione nell ambito del servizio di dispacciamento, la modifica dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo e la definizione di disposizioni transitorie relative all anno 2006, approvato dall Autorità in data 16 novembre 2005 (di seguito: il documento per la consultazione 16 novembre 2005); la sentenza del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia, Milano, Sezione IV, 28 febbraio 2006, n. 615/06, che ha annullato il punto 1, lettera i, del dispositivo della deliberazione n. 175/05, laddove aggiunge alla deliberazione n. 168/03 l articolo 23.2, ed in parte qua la deliberazione n. 293/05. Considerato che:

3 Delibera n. 111/06 Pagina 3 di 5 14/06/2006 con deliberazione n. 168/03, l Autorità ha definito le 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 n. 79/99; l erogazione del servizio di dispacciamento si articola in: a. la registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica, nonché dei programmi di immissione e di prelievo in esecuzione dei medesimi acquisti e vendite; b. l aggregazione delle misure dell energia elettrica immessa o prelevata; c. la quantificazione degli sbilanciamenti, ossia gli scostamenti fra posizioni commerciali (acquisti e vendite registrati) e posizioni fisiche (energia elettrica immessa o prelevata), nonché la regolazione dei corrispettivi di dispacciamento e la gestione di un sistema a garanzia del buon esito delle transazioni connesse ai medesimi corrispettivi; le caratteristiche tecniche del sistema elettrico pongono la fase di esecuzione fisica degli acquisti e delle vendite di energia elettrica al di fuori del controllo esclusivo delle parti (venditore e acquirente) poiché il buon esito delle transazioni può essere assicurato unicamente dal soggetto responsabile della gestione coordinata dei flussi di energia elettrica a livello nazionale, ossia da Terna in qualità di responsabile del servizio di dispacciamento; la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine, ossia degli acquisti e delle vendite conclusi attraverso la contrattazione al di fuori del sistema delle offerte, così come la registrazione degli acquisti e delle vendite concluse nel sistema delle offerte, costituisce quindi uno strumento essenziale per la definizione dei diritti e degli obblighi delle parti (venditore e acquirente), anche verso il sistema elettrico, ossia nei confronti di Terna in qualità di responsabile del servizio di dispacciamento; le caratteristiche tecniche del sistema elettrico rendono necessario, ai fini della sicurezza del sistema stesso, che il responsabile del servizio di dispacciamento programmi con anticipo rispetto al tempo reale l approvvigionamento delle risorse necessarie all erogazione del medesimo servizio; ai fini dell efficace svolgimento dell attività di cui al precedente alinea, è necessario che siano comunicati a Terna, in qualità di responsabile del servizio di dispacciamento, i programmi di immissione e di prelievo di energia elettrica in esecuzione delle vendite e degli acquisti netti registrati; per assicurare il buon esito delle transazioni, è necessario predisporre un sistema di garanzie, sottoscritto da tutti gli operatori, in grado di coprire adeguatamente Terna dal rischio di controparte associato alle partite economiche che originano nell ambito dell erogazione del servizio di dispacciamento; il documento per la ricognizione 1 giugno 2005 evidenziava precise criticità concernenti il vigente sistema di registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica, introdotto dalla deliberazione n. 168/03, e il vigente sistema di garanzie contro i rischi commerciali assunti da Terna nell erogazione del pubblico servizio di dispacciamento; le principali criticità evidenziate nel suddetto documento consistono: a. nell obbligo di associare, già in fase di registrazione, ciascuna vendita/acquisto ai punti di immissione/prelievo cui si riferisce; b. nell insufficienza e nella complessità, anche a causa della presenza di differenti piattaforme di registrazione degli acquisti e delle vendite (Piattaforma Bilaterali, Piattaforma Aggiustamento Bilaterali, piattaforma IPEX), delle verifiche di congruità dei medesimi acquisti e vendite con la

4 Delibera n. 111/06 Pagina 4 di 5 14/06/2006 capacità effettiva di immissione e di prelievo degli utenti del dispacciamento nonché con la capienza delle garanzie prestate dai medesimi utenti a Terna nell ambito del servizio di dispacciamento; c. nell impossibilità, in alcuni casi, per gli operatori di utilizzare il sistema delle offerte per la chiusura di posizioni commerciali acquisite con la contrattazione al di fuori del medesimo sistema; le predette criticità, da un lato, ostacolano lo sviluppo di sistemi di negoziazione a termine dell energia elettrica atti a offrire agli operatori i necessari strumenti di copertura dal rischio di oscillazione dei prezzi sul mercato elettrico, dall altro, accrescono la vulnerabilità del sistema elettrico a fronte dell eventuale insolvenza di uno o più utenti del dispacciamento; il documento per la consultazione 4 agosto 2005 delineava agli operatori alcune opzioni di revisione della disciplina del dispacciamento, limitatamente al sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite nonché al sistema di garanzie, volte a risolvere le sopraccitate criticità; le preferenze espresse dagli operatori nell ambito del processo di consultazione, si concentravano su un modello aperto che, separando la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine dalla comunicazione dei programmi di immissione e di prelievo in esecuzione dei medesimi acquisti e vendite, consentisse lo sviluppo di una pluralità di sistemi di negoziazione a termine da parte di operatori di bilanciamento qualificati dotati di particolari requisiti di solvibilità e onorabilità definiti dall Autorità, ai quali sia concessa la possibilità di registrare acquisti e vendite a termine pur non essendo titolari di punti di immissione e di prelievo. Ritenuto che sia opportuno: procedere alla revisione del sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi di immissione e di prelievo, nonché al sistema di garanzie, riconfermando le altre condizioni per l erogazione del servizio di dispacciamento e per l approvvigionamento delle relative risorse stabilite dalla deliberazione n. 168/03; predisporre un sistema di registrazione separando la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine, effettuata assegnando agli operatori di mercato appositi conti, dalla comunicazione dei programmi di immissione e di prelievo in esecuzione dei medesimi acquisti e vendite e prevedere la presenza di operatori di bilanciamento qualificati dotati dei requisiti di solvibilità e onorabilità definiti dall Autorità che possano registrare acquisti e vendite a termine pur non essendo titolari di punti di immissione e di prelievo; rafforzare il sistema di garanzie nel breve termine, predisponendo un sistema basato su garanzie individuali integrate da una componente di carattere mutualistico, nella forma di un corrispettivo a carico degli operatori a copertura di eventuali oneri che dovessero emergere per effetto dell insolvenza degli utenti del dispacciamento non coperta dal sistema di garanzie di tipo individualistico; che Terna si avvalga, al fine di minimizzare i costi dell attività di registrazione e di ottimizzare i relativi flussi informativi, del Gestore del mercato elettrico in qualità di gestore del sistema di registrazione DELIBERA 1. di approvare le 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

5 Delibera n. 111/06 Pagina 5 di 5 14/06/2006 degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, nel testo allegato al presente provvedimento, di cui forma parte integrante e sostanziale (Allegato A); 2. di abrogare la deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 30 dicembre 2003, n. 168/03, come successivamente modificata e integrata, a decorrere dall 1 gennaio 2007; 3. di trasmettere copia del presente provvedimento al Ministro dello Sviluppo Economico, alla società Terna SpA e alla società Gestore del mercato elettrico Spa.; 4. di pubblicare il presente provvedimento sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet dell Autorità ( affinché entri in vigore dalla data della sua pubblicazione e produca effetti dall 1 gennaio Allegato A

6 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 1

7 PARTE I DEFINIZIONI, OGGETTO E FINALITÀ DEL PROVVEDIMENTO...5 Articolo 1 Definizioni... 5 Articolo 2 Finalità... 9 Articolo 3 Oggetto... 9 PARTE II EROGAZIONE DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO...10 TITOLO 1 DISPOSIZIONI GENERALI Articolo 4 Contratto per il servizio di dispacciamento Articolo 5 Fonti della disciplina del servizio di dispacciamento Articolo 6 Procedure per l adozione e l aggiornamento delle regole per il dispacciamento Articolo 7 Convenzione tra Terna e il Gestore del mercato elettrico Articolo 8 Classificazione delle unità di produzione e delle unità di consumo in tipologie Articolo 9 Punti di importazione e di esportazione relativi ad una frontiera elettrica Articolo 10 Punti di dispacciamento Articolo 11 Periodo rilevante Articolo 12 Energia elettrica immessa e prelevata Articolo 13 Convenzioni per la contabilizzazione degli acquisti e delle vendite e dei programmi Articolo 14 Diritti e obblighi a immettere e prelevare energia elettrica Articolo 15 Suddivisione della rete rilevante in zone TITOLO 2 REGISTRAZIONE DEGLI ACQUISTI E DELLE VENDITE DI ENERGIA ELETTRICA E DEI CORRISPONDENTI PROGRAMMI DI IMMISSIONE E DI PRELIEVO SEZIONE 1 DISPOSIZIONI GENERALI Articolo 16 Registrazione Articolo 17 Regolamento per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi Articolo 18 Operatore di mercato...20 Articolo 19 Operatore di mercato qualificato Articolo 20 Conto Energia a Termine Articolo 21 Conto di Sbilanciamento Effettivo Articolo 22 Richiesta di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine Articolo 23 Richiesta di registrazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo nei Conti Energia a Termine Articolo 24 Registrazione nei Conti Energia a Termine degli acquisti e delle vendite a termine Articolo 25 Registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo Articolo 26 Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi post-ma di immissione e di prelievo Articolo 27 Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento SEZIONE 2 CRITERI DI REGISTRAZIONE E DI ASSEGNAZIONE DEI RELATIVI DIRITTI AD IMMETTERE E PRELEVARE Articolo 28 Verifica di congruità delle richieste di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine Articolo 29 Verifica di congruità delle richieste di registrazione di programmi C.E.T. delle richieste di registrazione di acquisti e vendite nel sistema delle offerte Articolo 30 Criteri di registrazione dei programmi post-mgp di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima Articolo 31 Criteri di registrazione dei programmi post-ma di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato di aggiustamento Articolo 32 Criteri di registrazione dei programmi post-msd di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato per il servizio di dispacciamento TITOLO 3 AGGREGAZIONE DELLE MISURE AI FINI DEL DISPACCIAMENTO

8 Articolo 33 Responsabile dell aggregazione delle misure ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento Articolo 34 Aggregazione delle misure delle immissioni di energia elettrica ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento per il periodo regolatorio Articolo 35 Aggregazione delle misure dei prelievi di energia elettrica ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento per il periodo regolatorio Articolo 36 Corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure delle immissioni e dei prelievi Articolo 37 Anagrafica dei punti di immissione e di prelievo TITOLO 4 REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO E DELLE CONNESSE GARANZIE SEZIONE 1 REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI Articolo 38 Corrispettivi di dispacciamento Articolo 39 Criteri generali per la quantificazione dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo Articolo 40 Corrispettivi di sbilanciamento effettivo Articolo 41 Corrispettivo di non arbitraggio Articolo 42 Corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna Articolo 43 Corrispettivi per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto Articolo 44 Corrispettivi per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Articolo 45 Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Articolo 46 Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna Articolo 47 Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti Articolo 48 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva SEZIONE 2 INADEMPIMENTI E GARANZIE Articolo 49 Inadempimenti e gestione delle garanzie TITOLO 5 OBBLIGHI INFORMATIVI Articolo 50 Comunicazione delle coperture Articolo 51 Pubblicazione dell elenco degli operatori di mercato Articolo 52 Informazioni relative al mercato per il servizio di dispacciamento Articolo 53 Informazioni circa lo stato del sistema elettrico Articolo 54 Obblighi di registrazione, archiviazione e comunicazione di dati e informazioni relative alle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico nazionale Articolo 55 Obblighi informativi connessi alla partecipazione di Terna al mercato dell energia TITOLO 6 DISPACCIAMENTO DELLE UNITA DI PRODUZIONE COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE Articolo 56 Ammissione degli utenti del dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore al riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento nel primo periodo di esercizio Articolo 57 Ammissione degli utenti di dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore al riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento in anni successivi al primo periodo di esercizio Articolo 58 Verifiche delle condizioni per il riconoscimento, sulla base di prestazioni attese, della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai fini del riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento nel primo periodo di esercizio o in anni successivi al primo periodo di esercizio PARTE III APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO...46 TITOLO 1 MODALITA DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO.. 46 Articolo 59 Criteri generali per la disciplina dell approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento Articolo 60 Approvvigionamento per il tramite del mercato per il servizio di dispacciamento Articolo 61 Approvvigionamento al di fuori del mercato

9 TITOLO 2 RISORSE ESSENZIALI PER LA SICUREZZA DEL SISTEMA ELETTRICO Articolo 62 Stoccaggio di energia per la sicurezza del sistema Articolo 63 Unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico Articolo 64 Vincoli afferenti le unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico non ammesse alla reintegrazione dei costi Articolo 65 Vincoli afferenti le unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ammesse alla reintegrazione dei costi TITOLO 2 GESTIONE DELLE INDISPONIBILITÀ E DELLE MANUTENZIONI Articolo 66 Indisponibilità di capacità produttiva Articolo 67 Piani di indisponibilità delle reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale PARTE IV DISPOSIZIONI TRANSITORIE E FINALI...52 Articolo 68 Determinazione dei corrispettivi sostitutivi Articolo 69 Disposizioni transitorie e finali

10 PARTE I DEFINIZIONI, OGGETTO E FINALITÀ DEL PROVVEDIMENTO Articolo 1 Definizioni 1.1 Ai fini dell interpretazione e dell applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento si applicano le definizioni di cui all articolo 1 dell Allegato A alla deliberazione dell Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04, come successivamente integrata e modificata (di seguito: Testo integrato), nonché le ulteriori definizioni formulate come segue: l Acquirente unico è il soggetto di cui all articolo 4 del decreto legislativo n. 79/99; acquisto a termine è, per ciascun periodo rilevante, una quantità di energia elettrica acquistata al di fuori del sistema delle offerte; acquisto netto a termine è, per ciascun periodo rilevante, la somma algebrica degli acquisti a termine registrati e delle vendite a termine registrate da un operatore di mercato e relativi a tale periodo, quando tale somma ha valore positivo; controllo degli scambi programmati è l insieme delle azioni di controllo di Terna, anche in cooperazione con altri gestori esteri di reti elettriche, per il controllo degli scambi di energia elettrica tra i sistemi elettrici interconnessi al sistema elettrico nazionale; Disciplina del mercato è il Testo Integrato della disciplina del mercato elettrico approvata con il decreto 19 dicembre 2003 come successivamente modificata e integrata; energia elettrica di cui all articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 è l energia elettrica ritirata dal gestore di rete ai sensi dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03, secondo le modalità previste dalla deliberazione n. 34/05. L energia elettrica prodotta dalle unità di produzione di potenza inferiore a 10 MVA alimentate dai rifiuti di cui all articolo 17, comma 1, del decreto legislativo n. 387/03 rientra nell ambito di applicazione dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03; energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/04 è l energia elettrica ritirata dal gestore di rete ai sensi del comma 41, della legge n. 239/04, secondo le modalità previste dalla deliberazione n. 34/05; il Gestore del sistema elettrico è la società Gestore del sistema elettrico GRTN SpA di cui al DPCM 11 maggio 2004; il Gestore del mercato elettrico è il soggetto di cui all articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99; gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di connessione di terzi, nonché delle attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi Terna e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo n. 79/99; impresa distributrice di riferimento è l impresa distributrice di cui all articolo 3, comma 3.1, lettera a), della deliberazione n. 118/03; impresa distributrice sottesa è l impresa distributrice di cui all articolo 3, comma 3.1. lettera b), della deliberazione n. 118/03; insufficienza di offerta è la condizione che si verifica qualora, in una zona, la quantità totale di energia elettrica relativa alle offerte di vendita presentate nel mercato del giorno prima per tutti i punti di dispacciamento localizzati nella suddetta zona, è inferiore alla quantità totale di energia elettrica relativa alle offerte di acquisto senza indicazione di prezzo presentate nel mercato del giorno prima e relative ad unità di consumo, al netto dell energia elettrica importata, relative alla medesima zona; macrozona A è la macrozona A di cui all articolo 3 della deliberazione n. 50/05; 5

11 macrozona B è la macrozona B di cui all articolo 3 della deliberazione n. 50/05; macrozona C è la macrozona C di cui all articolo 3 della deliberazione n. 50/05; macrozona D è la macrozona D di cui all articolo 3 della deliberazione n. 50/05; macrozona Continente è la macrozona costituita aggregando le macrozone A e D; mercati dell energia sono il mercato del giorno prima ed il mercato di aggiustamento; mercato elettrico è l insieme del mercato del giorno prima, del mercato di aggiustamento e del mercato per il servizio di dispacciamento; mercato del giorno prima è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per ciascun periodo rilevante del giorno successivo a quello della negoziazione; mercato di aggiustamento è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per l aggiustamento dei programmi di immissione e di prelievo definiti sul mercato del giorno prima; mercato per il servizio di dispacciamento è la sede di negoziazione delle risorse per il servizio di dispacciamento di cui all Articolo 60; operatore di mercato è un soggetto abilitato alla registrazione di acquisti e vendite a termine e dei relativi programmi C.E.T. di immissione e di prelievo; periodo di rientro in servizio è il periodo, pari a tre giorni, di ripresa del funzionamento di un unità di produzione in seguito ad un periodo di indisponibilità pari almeno a ventuno giorni; prelievo residuo di area è il prelievo residuo di area di cui all articolo 4 della deliberazione n. 118/03; primo periodo di esercizio di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore è il periodo intercorrente tra la data di inizio del periodo di avviamento di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore ed il 31 dicembre dello stesso anno; programma è una quantità di energia elettrica che viene dichiarata in immissione o in prelievo in una rete con obbligo di connessione di terzi, riferita ad un periodo rilevante e ad un punto di dispacciamento; programma post-ma di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, la somma dei programmi di immissione riferiti al medesimo punto di dispacciamento risultanti in esito al mercato di aggiustamento; programma post-ma di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, la somma dei programmi di prelievo riferiti al medesimo punto di dispacciamento risultanti in esito al mercato di aggiustamento; programma C.E.T. di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma presentato dall operatore di mercato in esecuzione delle vendite nette a termine registrate nel suo Conto Energia a Termine (C.E.T.); programma C.E.T. di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma presentato dall operatore di mercato in esecuzione degli acquisti netti a termine registrati nel suo Conto Energia a Termine (C.E.T.); programma C.E.T. post-mgp di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma C.E.T. di immissione risultante in esito al mercato del giorno prima; programma C.E.T. post-mgp di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma C.E.T. di prelievo risultante in esito al mercato del giorno prima; 6

12 programma post-msd-ex-ante di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-ma di immissione, come eventualmente modificato in esito al mercato per il servizio di dispacciamento; programma post-msd-ex-ante di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma post-ma di prelievo, come eventualmente modificato in esito al mercato per il servizio di dispacciamento; programma post-mgp cumulato di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, la somma dei programmi di immissione riferiti al medesimo punto di dispacciamento risultanti in esito al mercato del giorno prima, ivi inclusi i programmi C.E.T. post-mgp di immissione; programma post-mgp cumulato di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, la somma dei programmi di prelievo riferiti al medesimo punto di dispacciamento risultanti in esito al mercato del giorno prima, ivi inclusi i programmi C.E.T. post-mgp di prelievo; programma vincolante modificato e corretto di immissione è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, il programma post-msd-ex-ante di immissione, come eventualmente modificato per effetto di ordini di dispacciamento in tempo reale e dell intervento della regolazione secondaria di potenza; programma vincolante modificato di prelievo è, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il programma post-msd-ex-ante di prelievo, come eventualmente modificato per effetto di ordini di dispacciamento in tempo reale; regole per il dispacciamento sono le regole per il dispacciamento adottate da Terna ai sensi dell Articolo 6 del presente provvedimento; rete rilevante è l insieme della rete di trasmissione nazionale, ivi inclusa la rete di interconnessione con l estero, e delle reti di distribuzione in alta tensione direttamente connesse alla rete di trasmissione nazionale in almeno un punto di interconnessione; servizio di interrompibilità del carico è il servizio fornito dalle unità di consumo rilevanti connesse a reti con obbligo di connessione di terzi dotate, in ogni singolo punto di prelievo, di apparecchiature di distacco del carico conformi alle specifiche tecniche definite da Terna e disponibili a distacchi di carico con le modalità definite da Terna; sistema delle offerte è il sistema delle offerte di acquisto e di vendita dell energia elettrica e di tutti i servizi connessi di cui all articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99; sufficienza di offerta è la condizione che si verifica qualora, in una zona, la quantità totale di energia elettrica relativa alle offerte di vendita presentate nel mercato del giorno prima per tutti i punti di dispacciamento localizzati nella suddetta zona, è superiore alla quantità totale di energia elettrica relativa alle offerte di acquisto senza indicazione di prezzo presentate nel mercato del giorno prima, al netto dell energia elettrica importata, relative alla medesima zona; Terna è la società Terna Rete elettrica nazionale Spa, di cui al DPCM 11 maggio 2004; unità abilitata è un unità di produzione o di consumo rilevante che risponde ai requisiti fissati nelle regole per il dispacciamento ai fini della partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento; unità di consumo rilevante è un unità di consumo i cui programmi di prelievo risultano rilevanti, tenendo conto della potenza disponibile della medesima e dei limiti della capacità di trasporto, ai fini della previsione da parte di Terna del fabbisogno di risorse per il dispacciamento; 7

13 unità di produzione alimentata da fonti rinnovabili non programmabili è un unità di produzione che utilizza l energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, del gas di discarica, dei gas residuati dei processi di depurazione, del biogas, delle biomasse, l energia geotermica o l energia idraulica, limitatamente in quest ultimo caso alle unità ad acqua fluente; unità di produzione CIP6/92 è un unità di produzione che cede energia elettrica al Gestore del sistema elettrico ai sensi dell articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99; unità di produzione di cogenerazione è un unità di produzione che rispetta le condizioni della deliberazione n. 42/02; unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 è un unità di produzione che cede energia elettrica ai sensi dell articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 o del comma 41 della legge n. 239/04; unità di produzione o di consumo è un insieme di impianti elettrici, per la produzione o per il consumo di energia elettrica connessi alle reti con obbligo di connessione di terzi anche per il tramite di linee dirette o di reti interne d utenza, tali che le immissioni o i prelievi di energia elettrica relativi a tale insieme siano misurabili autonomamente. Le unità di pompaggio sono considerate unità di produzione; unità di produzione rilevante è un unità di produzione i cui programmi di immissione risultano rilevanti, tenendo conto della potenza nominale della medesima e dei limiti della capacità di trasporto, ai fini della previsione da parte di Terna del fabbisogno di risorse per il dispacciamento; unità di produzione e pompaggio strategica è un unità abilitata alla fornitura dello stoccaggio di energia per la sicurezza del sistema, come definito all Articolo 62; unità essenziale per la sicurezza del sistema elettrico è un unità di produzione o di consumo che può risultare indispensabile ai fini del dispacciamento in alcune prevedibili condizioni di funzionamento del sistema elettrico; utente del dispacciamento è il soggetto che ha concluso con Terna un contratto per il servizio di dispacciamento; vendita a termine è, per ciascun periodo rilevante, una quantità di energia elettrica venduta al di fuori del sistema delle offerte; vendita netta a termine è, per ciascun periodo rilevante, il valore assoluto della somma algebrica degli acquisti a termine registrati e delle vendite a termine registrate da un operatore di mercato e relative a tale periodo, quando tale somma ha valore negativo; -*- decreto legislativo n. 387/03 è il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387; DPCM 11 maggio 2004 è il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 recante criteri, modalità e condizioni per l unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione; legge n. 239/04 è la legge 23 agosto 2004, n. 239; decreto 24 ottobre 2005 è il decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, 24 ottobre 2005, recante direttive per la regolamentazione dell emissione dei certificati verdi alle produzioni di energia di cui all articolo 1, comma 71, della legge 23 agosto 2004, n. 239; deliberazione n. 42/02 è la deliberazione dell Autorità 19 aprile 2002, n. 42/02, come successivamente modificata ed integrata; 8

14 deliberazione n. 67/03 è l Allegato A della deliberazione dell Autorità 26 giugno 2003, n. 67/03, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 202 del 1 settembre 2003, come successivamente modificata ed integrata; deliberazione n. 118/03 è l Allegato A alla deliberazione dell Autorità 16 ottobre 2003, n. 118/03 e successive modificazioni e integrazioni; deliberazione n. 205/04 è la deliberazione dell Autorità 19 novembre 2004, n. 205/04. deliberazione n. 34/05 è la deliberazione dell Autorità 23 febbraio 2005, n. 34/05 e successive modificazioni e integrazioni. deliberazione n. 50/05 è la deliberazione dell Autorità 24 marzo 2005, n. 50/05. deliberazione n. 39/06 è la deliberazione dell Autorità 23 febbraio 2006, n. 39/06. Articolo 2 Finalità 2.1 Con il presente provvedimento l Autorità persegue la finalità di: a) assicurare l imparzialità, la neutralità e la trasparenza del servizio di dispacciamento, erogato a tutti gli utenti delle reti con obbligo di connessione di terzi, ivi inclusi i clienti finali; b) assicurare la parità di trattamento, ai fini del dispacciamento, degli acquisti e delle vendite concluse nel sistema delle offerte o al di fuori di esso; c) promuovere un efficiente utilizzazione delle risorse disponibili nel sistema elettrico, attraverso il dispacciamento, che è l attività volta ad impartire disposizioni per il funzionamento coordinato e contestuale delle unità di produzione, delle unità di consumo e della rete rilevante; d) promuovere lo sviluppo di mercati a termine per la compravendita di energia elettrica. Articolo 3 Oggetto 3.1 Con il presente provvedimento viene completata la regolamentazione della funzione di esecuzione fisica dei contratti di acquisto e vendita di energia elettrica conclusi nel sistema delle offerte di cui all articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99, o al di fuori del medesimo sistema, articolata nei seguenti servizi: a) connessione, intesa, ai fini del presente provvedimento, come, realizzazione e mantenimento del collegamento alle infrastrutture di una rete con obbligo di connessione di terzi; b) trasmissione, inteso come il servizio di trasmissione di cui all articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99 per il trasporto e la trasformazione dell energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale; c) distribuzione, inteso come il servizio di distribuzione esercitato in concessione dagli aventi diritto ai sensi dell articolo 9 del decreto legislativo n. 79/99, per il trasporto e la trasformazione dell energia elettrica sulle reti di distribuzione; d) dispacciamento, inteso, ai fini del presente provvedimento, come determinazione delle partite fisiche di competenza dei contratti di acquisto e di vendita ai fini dell immissione o del prelievo di energia elettrica nei diversi cicli esecutivi, come approvvigionamento e conseguente fornitura di risorse del sistema elettrico nazionale necessarie a garantire la sicurezza dello stesso e il buon esito dei contratti, nonché come valorizzazione e regolazione dell energia elettrica oggetto di deviazioni rispetto agli impegni contrattuali. 9

15 3.2 Ai fini di quanto previsto nel comma precedente, il presente provvedimento disciplina le condizioni per l approvvigionamento da parte di Terna delle risorse per il dispacciamento, nonché le condizioni per l erogazione del servizio di dispacciamento, articolato nei seguenti elementi: a) registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica e dei corrispondenti programmi di immissione e di prelievo ai fini del dispacciamento; b) aggregazione delle misure ai fini del dispacciamento; c) regolazione dei corrispettivi di dispacciamento. PARTE II EROGAZIONE DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO TITOLO 1 DISPOSIZIONI GENERALI Articolo 4 Contratto per il servizio di dispacciamento 4.1 Sono tenuti a concludere con Terna un contratto per il servizio di dispacciamento: a) i titolari di unità di produzione; b) i titolari di unità di consumo, ad eccezione dei titolari delle unità di consumo comprese nel mercato vincolato; c) l Acquirente unico, per le unità di consumo comprese nel mercato vincolato; d) i titolari di punti di importazione o di punti di esportazione; e) il Gestore del sistema elettrico per le unità di produzione CIP6/ La conclusione, direttamente o attraverso l interposizione di un terzo, del contratto per il servizio di dispacciamento in immissione e del contratto per il servizio di trasmissione di cui all articolo 19 del Testo integrato è condizione necessaria per immettere energia elettrica nella rete con obbligo di connessione di terzi. La conclusione, direttamente o attraverso l interposizione di un terzo, del contratto per il servizio di dispacciamento in prelievo e del contratto per il servizio di trasmissione e di distribuzione è condizione necessaria per prelevare energia elettrica dalla rete con obbligo di connessione di terzi. 4.3 Il titolare di un unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 che intenda concludere il contratto di dispacciamento attraverso l interposizione di un terzo deve interporre il gestore di rete che ritira l energia ai sensi del decreto legislativo n. 387/03 o della legge n. 239/04, ovvero il Gestore del sistema elettrico nel caso sia il medesimo Gestore a ritirare l energia. In tal caso, il gestore di rete o il Gestore del sistema elettrico deve assumere il mandato. 4.4 La conclusione dei contratti di dispacciamento, trasmissione e distribuzione deve avvenire in forma scritta. L interposizione di un terzo ai fini della conclusione dei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione e per il servizio di dispacciamento ha la forma di un mandato senza rappresentanza: il soggetto che stipula i due contratti deve essere il medesimo. Questi risponde delle obbligazioni che dagli stessi contratti traggono titolo nei confronti dell esercente il servizio di trasmissione o di distribuzione e di Terna. 10

16 4.5 Il contratto per il servizio di dispacciamento è unico per tutte le unità di produzione e per tutti i punti di importazione e unico per tutte le unità di consumo e per tutti i punti di esportazione nella titolarità di uno stesso soggetto, ad eccezione delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 per la quale il soggetto si sia avvalso del gestore di rete per la conclusione del medesimo contratto. 4.6 Entro il sest ultimo giorno lavorativo del mese precedente a quello di efficacia, le imprese distributrici di riferimento inviano a Terna, con le modalità dalla medesima stabilite, l elenco dei soggetti ubicati nel proprio ambito di competenza, nonché dei soggetti ubicati nell ambito di competenza delle imprese distributrici sottese che hanno concluso un contratto per il servizio di trasmissione e di distribuzione. Le variazioni dell utente del dispacciamento per uno o più punti di prelievo trattati su base oraria seguono la tempistica prevista all articolo 9, comma 9.2, della deliberazione n. 118/ La conclusione del contratto per il servizio di dispacciamento costituisce condizione necessaria per l accesso al servizio di trasmissione di cui all articolo 19 del Testo integrato. Terna nega la connessione alla rete dell unità di produzione, qualora il richiedente non offra la dimostrazione dell avvenuta conclusione del contratto per il servizio di dispacciamento ovvero, nel caso di utenti già connessi alla rete che non abbiano fornito la suddetta dimostrazione, intima, la conclusione del contratto di dispacciamento entro cinque (5) giorni dalla notifica dell intimazione. 4.8 La conclusione del contratto per il servizio di dispacciamento costituisce condizione necessaria per l accesso al servizio di trasmissione e di distribuzione dell energia elettrica. Le imprese distributrici negano la connessione alla rete delle unità di consumo, qualora il richiedente non offra la dimostrazione dell avvenuta conclusione del contratto per il servizio di dispacciamento ovvero, nel caso di utenti già connessi alla rete che non abbiano fornito la suddetta dimostrazione, intimano, dandone informazione a Terna, la conclusione del contratto di dispacciamento entro cinque (5) giorni dalla notifica dell intimazione. 4.9 L intimazione di cui ai commi 4.7 e 4.8 contiene l avvertenza che la mancata conclusione del contratto di dispacciamento comporterà la disconnessione dell utente senza ulteriore preavviso. Scaduto tale termine si dà luogo alla risoluzione di diritto del contratto di trasmissione o di distribuzione in essere e alla disconnessione dell utente. L esercente il servizio comunica tempestivamente a Terna e all Autorità l avvenuta disconnessione Qualora le imprese distributrici non adempiano agli obblighi di cui al presente articolo, Terna ne dà comunicazione all Autorità, ai fini dell adozione dei provvedimenti di competenza Qualora un impresa distributrice non adempia agli obblighi di cui al presente articolo, la medesima impresa risponde in solido verso Terna delle obbligazioni sorte in conseguenza della erogazione del servizio di dispacciamento nei confronti dell utente che non abbia concluso il contratto di dispacciamento. Articolo 5 Fonti della disciplina del servizio di dispacciamento 5.1 Le condizioni tecnico-economiche per l erogazione del servizio di dispacciamento sono disciplinate dal presente provvedimento e, in coerenza con le disposizioni nello stesso contenute, dalle regole adottate da Terna ai sensi dell articolo 3, comma 6, del decreto legislativo n. 79/99. 11

17 5.2 Le regole per il dispacciamento, nonché le successive revisioni delle stesse, sono adottate da Terna in esito alla procedura disciplinata all Articolo Qualora nell applicazione della disciplina di cui al comma 5.1 insorgano controversie, l Autorità, su concorde richiesta degli interessati, svolge funzioni di conciliazione e di arbitrato. Articolo 6 Procedure per l adozione e l aggiornamento delle regole per il dispacciamento 6.1 Terna, in esito alla consultazione dei soggetti interessati, sottopone all Autorità per l approvazione, pubblicandolo nel proprio sito internet unitamente alle osservazioni ricevute, lo schema di regole per il dispacciamento ovvero dei successivi aggiornamenti, unitamente a: a) relazioni tecniche che illustrino le motivazioni poste alla base delle soluzioni previste; b) la documentazione acquisita e prodotta nel corso del procedimento per la predisposizione delle regole per il dispacciamento o degli eventuali aggiornamenti; c) le eventuali osservazioni dei soggetti interessati. 6.2 L Autorità si pronuncia sullo schema di cui al comma precedente con le modalità previste dalla deliberazione n. 39/ Le regole per il dispacciamento approvate ai sensi dei commi precedenti entrano in vigore con decorrenza dalla pubblicazione che Terna effettua nel proprio sito internet entro e non oltre cinque (5) giorni successivi a quello di notifica dell approvazione o di formazione del silenzio-assenso. 6.4 Terna rivede, periodicamente, anche su richiesta dei soggetti interessati, le regole per il dispacciamento al fine di tenere conto di mutate condizioni tecniche, di mercato e di modifiche normative. Articolo 7 Convenzione tra Terna e il Gestore del mercato elettrico 7.1 Terna e il Gestore del mercato elettrico attraverso una o più convenzioni disciplinano tra l altro: a) l affidamento al Gestore del mercato elettrico dell attività di raccolta delle offerte per l approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento nel mercato per il servizio di dispacciamento di cui al successivo Articolo 60; b) i flussi informativi necessari alla registrazione, nell ambito del servizio di dispacciamento, degli acquisti e delle vendite a termine e dei programmi di immissione e di prelievo e le modalità di scambio delle informazioni; c) la regolazione delle partite economiche relative al mercato per il servizio di dispacciamento; d) le modalità per lo scambio tra il Gestore del mercato elettrico e Terna delle informazioni, rilevanti ai fini del dispacciamento, finalizzate alla registrazione dei programmi di immissione e di prelievo; e) la regolazione dei corrispettivi di cui all articolo 14, comma 14.8, della deliberazione n. 50/05 dovuti al Gestore del mercato elettrico per lo svolgimento delle attività funzionali al monitoraggio, svolto dall'autorità, del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica. 12

18 7.2 Gli schemi delle convenzioni di cui al comma precedente ed i relativi aggiornamenti debbono essere inviati, anteriormente alla sottoscrizione, all Autorità. La Direzione Energia Elettrica dell Autorità verifica la conformità degli schemi entro trenta (30) giorni dal ricevimento dei medesimi. Trascorso inutilmente tale termine, gli schemi si intendono positivamente verificati. Articolo 8 Classificazione delle unità di produzione e delle unità di consumo in tipologie 8.1 Ai fini del presente provvedimento le unità di produzione rilevanti sono classificate nelle seguenti tipologie: a) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili, ad eccezione delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; b) unità di produzione di cogenerazione; c) unità di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico; c1) unità di produzione e pompaggio strategiche; d) unità di produzione CIP6/92, ad eccezione delle unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; e) unità di produzione alimentate esclusivamente da combustibili fossili di provenienza nazionale; f) unità di pompaggio diverse da quelle di cui alle lettere c), c1) ed e); g) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; h) unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; i) unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04; j) unità di produzione diverse da quelle di cui alle lettere da a) a i) del presente comma. 8.2 Ai fini del presente provvedimento le unità di produzione non rilevanti sono classificate nelle seguenti tipologie: a) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili, ad eccezione delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; b) unità di produzione di cogenerazione; c) unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; d) unità di produzione CIP6/92, ad eccezione delle unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; e) unità di produzione alimentate esclusivamente da combustibili fossili di provenienza nazionale; f) unità di pompaggio diverse da quelle di cui alla lettera d); g) unità di produzione diverse da quelle di cui alle precedenti lettere da a) a f) e alle successive lettere da h) a i) del presente comma; h) unità di produzione CIP6/92 alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; i) unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/ Ai fini del presente provvedimento le unità di consumo sono classificate nelle seguenti tipologie: a) unità di consumo rilevanti; b) unità di consumo non rilevanti. Articolo 9 Punti di importazione e di esportazione relativi ad una frontiera elettrica 9.1 Il punto di importazione relativo ad una frontiera elettrica: 13

19 a) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è un punto virtuale sulla rete di trasmissione nazionale localizzato nella zona virtuale che caratterizza la frontiera elettrica; b) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, è l insieme dei punti delle reti elettriche localizzati sul territorio dello Stato confinante in cui si considera immessa l energia elettrica importata. 9.2 Il punto di esportazione relativo ad una frontiera elettrica: a) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è un punto virtuale sulla rete di trasmissione nazionale localizzato nella zona virtuale che caratterizza la frontiera elettrica; b) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, è l insieme dei punti delle reti elettriche localizzate sul territorio dello Stato confinante in cui si considera prelevata l energia elettrica esportata. Articolo 10 Punti di dispacciamento 10.1 Punto di dispacciamento per unità di produzione è il punto in relazione al quale l utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l obbligo ad immettere energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo. Tale punto è l insieme di uno o più punti di immissione che siano contestualmente: c) relativi a unità di produzione della stessa tipologia, ai sensi dell Articolo 8; d) localizzati in un unica zona; e) inclusi nei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione conclusi, anche con diverse imprese distributrici, dal medesimo utente del dispacciamento, che è anche titolare dei contratti di trasmissione e di distribuzione Il punto di dispacciamento per unità di produzione può includere altresì, nei casi e con le modalità definite da Terna nelle regole di dispacciamento, i punti di prelievo esclusivamente asserviti al funzionamento delle relative unità di produzione Terna definisce nelle regole per il dispacciamento: a) l insieme dei punti di immissione inclusi nel punto di dispacciamento per unità di produzione rilevanti; b) la capacità di immissione relativa a ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione. c) la capacità di prelievo relativa a ciascun punto di dispacciamento per unità di pompaggio L insieme dei punti di immissione inclusi nel punto di dispacciamento per unità di produzione non rilevanti, ad eccezione delle unità di produzione di cui al comma 8.2, lettera i), è l insieme di tutti i punti di immissione che rispondono ai requisiti di cui al comma L insieme dei punti di immissione inclusi nel punto di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 è l insieme di tutti i punti di immissione relativi a unità di produzione di cui al comma 8.2, lettera i) localizzati in un unica zona Punto di dispacciamento per unità di consumo è il punto in relazione al quale l utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l obbligo a prelevare energia elettrica dalle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo. 14

20 10.7 Il punto di dispacciamento per unità di consumo non comprese nel mercato vincolato è l insieme di uno o più punti di prelievo che siano contemporaneamente: a) relativi a unità di consumo della stessa tipologia, ai sensi dell Articolo 8; b) localizzati in un unica zona; c) inclusi nei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione conclusi, anche con diverse imprese distributrici, da un utente del dispacciamento, che è anche utente del servizio di trasmissione e di distribuzione Il punto di dispacciamento per unità di consumo comprese nel mercato vincolato è l insieme di tutti i punti di prelievo con le seguenti caratteristiche: a) localizzati in un unica zona; b) inclusi nei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione conclusi, anche con diverse imprese distributrici, dai clienti del mercato vincolato L insieme dei punti di prelievo inclusi nel punto di dispacciamento per unità di consumo rilevanti è definito da Terna nelle regole per il dispacciamento L insieme dei punti di prelievo inclusi nel punto di dispacciamento per unità di consumo non rilevanti è l insieme di tutti i punti di prelievo che rispondono ai requisiti di cui al comma Punto di dispacciamento di importazione è il punto in relazione al quale l utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l obbligo ad immettere energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo. Tale punto è l insieme di uno o più punti di importazione relativi ad un unica frontiera elettrica Punto di dispacciamento di esportazione è il punto in relazione al quale l utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l obbligo a prelevare energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo. Tale punto è l insieme di uno o più punti di esportazione relativi ad un unica frontiera elettrica Terna definisce nelle regole per il dispacciamento la capacità di immissione relativa a ciascun punto di dispacciamento di importazione, nonché la capacità di prelievo relativa a ciascun punto di dispacciamento di esportazione. Articolo 11 Periodo rilevante 11.1 Periodo rilevante è il periodo di tempo in relazione al quale un utente del dispacciamento acquisisce il diritto e l obbligo ad immettere o prelevare energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi e rispetto al quale è calcolato lo sbilanciamento effettivo Il periodo rilevante per le unità di produzione e di consumo è pari all ora, fatto salvo quanto previsto al successivo comma Per le unità di produzione abilitate e le unità di consumo abilitate Terna può definire nelle regole per il dispacciamento un periodo rilevante di durata inferiore all ora. 15

21 Articolo 12 Energia elettrica immessa e prelevata 12.1 L energia elettrica immessa in un punto di dispacciamento per unità di produzione o in un punto di dispacciamento di importazione è pari, in ciascun periodo rilevante, alla somma dell energia elettrica immessa, rispettivamente, nei punti di immissione o nei punti di importazione appartenenti al predetto punto di dispacciamento L energia elettrica prelevata in un punto di dispacciamento per unità di consumo, in un punto di dispacciamento per unità di pompaggio o in un punto di dispacciamento di esportazione è pari, in ciascun periodo rilevante, alla somma dell energia elettrica prelevata, rispettivamente, nei punti di prelievo o nei punti di esportazione appartenenti al predetto punto di dispacciamento L energia elettrica immessa o prelevata in/da un punto di dispacciamento, fatto salvo quanto previsto ai successivi commi 12.4 e 12.5, è determinata dal responsabile del servizio di aggregazione delle misure di cui all Articolo L energia elettrica immessa in un punto di importazione relativa ad una frontiera elettrica: a) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è pari agli scambi programmati da Terna in importazione con riferimento al medesimo punto, in accordo con il gestore estero; b) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, è pari alla somma dell energia elettrica immessa nei punti delle reti elettriche localizzate sul territorio dello Stato confinante in cui si considera immessa l energia elettrica destinata all importazione L energia elettrica prelevata in un punto di esportazione relativa ad una frontiera elettrica: a) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale è attuato il controllo degli scambi programmati, è pari agli scambi programmati da Terna in esportazione con riferimento al medesimo punto, in accordo con il gestore estero; b) appartenente ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, è pari all energia elettrica esportata attraverso la medesima frontiera elettrica e destinata al consumo nei punti delle reti elettriche localizzati sul territorio dello Stato confinante Ai fini delle determinazioni di cui ai commi 12.1 e 12.2: a) l energia elettrica immessa in ciascun periodo rilevante nei punti di immissione in bassa tensione ed in media tensione è aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all allegato n. 1 del Testo integrato; b) l energia elettrica prelevata in ciascun periodo rilevante nei punti di prelievo trattati su base oraria è aumentata di un fattore per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all allegato n. 1 del Testo integrato L energia elettrica immessa in ciascun periodo rilevante in un punto di immissione non trattato su base oraria è determinata assumendo, in tutte le ore del periodo temporale rispetto al quale viene determinato il prelievo residuo d area, il profilo di cui all articolo 4, comma 4.2, lettera b), della deliberazione n. 118/03. 16

22 12.8 I punti di immissione non trattati su base oraria sono i punti di immissione relativi ad unità di produzione con potenza nominale non superiore a 250 kw. Sono trattati su base oraria i punti di immissione relativi ad altre unità di produzione L utente del dispacciamento titolare di unità di produzione con potenza nominale non superiore a 250 kw ha facoltà di chiedere a Terna il trattamento su base oraria dei relativi punti di immissione a condizione che i medesimi siano dotati di misuratore orario, secondo modalità definite nelle regole per il dispacciamento L energia elettrica prelevata in ciascun periodo rilevante in un punto di prelievo non trattato su base oraria è determinata ai sensi della deliberazione n. 118/ I punti di prelievo non trattati su base oraria sono definiti ai sensi della deliberazione n. 118/03. Sono trattati su base oraria tutti gli altri punti di prelievo Nel caso di immissioni o prelievi di energia elettrica da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di una rete interna di utenza o di una linea diretta cui è connessa un unità di produzione CIP6/92, si intende immessa o prelevata dalla rete con obbligo di connessione di terzi un energia elettrica pari alla differenza tra l energia elettrica scambiata con la rete con obbligo di connessione di terzi e la produzione netta dell unità di produzione CIP6/92. Articolo 13 Convenzioni per la contabilizzazione degli acquisti e delle vendite e dei programmi Ai fini del presente provvedimento si adottano le seguenti convenzioni: a) gli acquisti, i programmi di immissione e l energia elettrica immessa sono contabilizzati con segno positivo; b) le vendite, i programmi di prelievo e l energia elettrica prelevata sono contabilizzati con segno negativo. Articolo 14 Diritti e obblighi a immettere e prelevare energia elettrica 14.1 L utente del dispacciamento ha il diritto ed assume l impegno vincolante di immettere in rete in ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione e in ciascun punto di dispacciamento di importazione nella sua responsabilità la quantità di energia elettrica corrispondente al programma vincolante modificato e corretto di immissione relativo al medesimo punto La quantità di energia elettrica immessa in un punto di dispacciamento: a) in eccesso rispetto al relativo programma vincolante modificato e corretto di immissione è considerata ceduta dall utente del dispacciamento a Terna nell ambito del servizio di dispacciamento; b) in difetto rispetto al relativo programma vincolante modificato di immissione è considerata ceduta da Terna all utente del dispacciamento nell ambito del servizio di dispacciamento L utente del dispacciamento ha il diritto ed assume l impegno vincolante di prelevare dalla rete in ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo e in ciascun punto di 17

23 dispacciamento di esportazione nella sua responsabilità la quantità di energia elettrica corrispondente al programma vincolante modificato di prelievo relativo al medesimo punto La quantità di energia elettrica prelevata in un punto di dispacciamento: a) in eccesso rispetto al relativo programma vincolante modificato di prelievo è considerata ceduta da Terna all utente del dispacciamento in prelievo nell ambito del servizio di dispacciamento; b) in difetto rispetto al relativo programma vincolante modificato di prelievo è considerata ceduta dall utente del dispacciamento in prelievo a Terna nell ambito del servizio di dispacciamento I diritti di utilizzo della capacità di trasporto per l esecuzione degli acquisti e delle vendite a termine sono assegnati nel mercato elettrico contestualmente ai diritti ad immettere ed a prelevare energia elettrica. Ai fini dell assegnazione di tali diritti, Terna si attiene ai criteri di cui agli articoli da 30 a Gli utenti del dispacciamento delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili sono tenuti a definire i programmi di immissione utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità, in conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza Terna segnala all Autorità significativi e reiterati scostamenti dall applicazione dei principi enunciati al comma precedente, per l adozione dei relativi provvedimenti di competenza. Articolo 15 Suddivisione della rete rilevante in zone 15.1 Terna suddivide la rete rilevante in un numero limitato di zone per periodi di durata non inferiore a tre anni. In tale occasione e in seguito, con almeno sei mesi di anticipo rispetto alla decorrenza di detto periodo, Terna definisce e propone all Autorità per l approvazione la suddivisione della rete rilevante in zone in modo che, sulla base delle informazioni disponibili al momento della definizione: a) la capacità di trasporto tra le zone deve risultare inadeguata all esecuzione dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle situazioni di funzionamento ritenute più frequenti, sulla base delle previsioni degli esiti del mercato elettrico formulate da Terna; b) l esecuzione dei programmi di immissione e di prelievo non deve dare luogo a congestioni all interno di ciascuna zona nelle prevedibili situazioni di funzionamento; c) la dislocazione delle immissioni e dei prelievi, anche potenziali, all interno di ciascuna zona non abbia significativa influenza sulla capacità di trasporto tra le zone Le proposte di cui al comma precedente sono corredate, pena l inammissibilità, da informazioni circa le ipotesi ed i criteri utilizzati per la suddivisione della rete rilevante in zone e per la determinazione dei limiti di trasporto. Le informazioni comprendono almeno: a) la descrizione di situazioni caratteristiche di funzionamento del sistema elettrico, con possibili schemi di rete rilevante anche in relazione ai piani di indisponibilità programmata degli elementi di rete; b) la valutazione quantitativa dell impatto di variazioni incrementali, anche potenziali, nelle immissioni o nei prelievi all interno della zona sull utilizzo della capacità di trasporto tra le zone nelle situazioni di funzionamento di cui alla precedente lettera a); c) il modello e le ipotesi utilizzate da Terna per la previsione dell esito del mercato e dei corrispondenti flussi sulla rete rilevante. 18

24 15.3 L Autorità si pronuncia sulle proposte presentate ai sensi dei commi precedenti entro quarantacinque (45) giorni dal ricevimento. Trascorso inutilmente tale termine la proposta si intende approvata. Terna trasmette le determinazioni relative alla suddivisione in zone della rete rilevante, come approvate dall Autorità, al Ministro dello sviluppo economico. TITOLO 2 REGISTRAZIONE DEGLI ACQUISTI E DELLE VENDITE DI ENERGIA ELETTRICA E DEI CORRISPONDENTI PROGRAMMI DI IMMISSIONE E DI PRELIEVO SEZIONE 1 DISPOSIZIONI GENERALI Articolo 16 Registrazione 16.1 Ai fini della loro esecuzione fisica, gli acquisti e le vendite di energia elettrica conclusi sia nel sistema delle offerte che al di fuori del medesimo, nonché i relativi programmi di immissione e di prelievo, devono essere registrati secondo le modalità di cui al presente Titolo Terna è responsabile della registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei programmi di immissione e di prelievo e svolge tale servizio anche avvalendosi dell opera del Gestore del mercato elettrico Il Gestore del mercato elettrico agisce ai sensi del presente titolo in nome proprio e per conto di Terna. Articolo 17 Regolamento per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi 17.1 Il Gestore del mercato elettrico predispone, in conformità alle disposizioni di cui al presente Titolo e alle regole per il dispacciamento, un regolamento per la registrazione degli acquisti e le vendite a termine, nonché dei relativi programmi di immissione e di prelievo, avente ad oggetto, tra l altro, le modalità procedurali e gli strumenti operativi per: a) l iscrizione degli operatori di mercato in un apposito registro; b) la comunicazione degli acquisti e delle vendite a termine; c) la comunicazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo; d) la gestione delle procedure e degli strumenti a garanzia del buon esito delle transazioni connesse alla regolazione dei corrispettivi dovuti al Gestore del mercato elettrico ai sensi del presente provvedimento; e) la gestione, per quanto attiene alla registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei relativi programmi, delle procedure a garanzia del buon esito delle transazioni connesse alla regolazione dei corrispettivi per il servizio di dispacciamento dovuti a Terna ai sensi del presente provvedimento Al fine di contenere gli oneri connessi al sistema di garanzie di cui al comma 17.1, lettera d), il Gestore del mercato elettrico definisce il medesimo sistema sulla base di criteri di efficienza, garantendo il coordinamento con il sistema di garanzie predisposto da Terna a garanzia del buon esito delle transazioni connesse alla regolazione dei corrispettivi per il servizio di dispacciamento. 19

25 17.3 Le modalità procedurali e gli strumenti operativi definiti dal Gestore del mercato elettrico per la comunicazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo di cui al comma 17.1, lettera c), devono consentire: a) l inserimento di più programmi relativi al medesimo punto di dispacciamento e al medesimo periodo rilevante; b) all operatore di mercato di verificare per ciascun periodo rilevante, in particolare durante tutto il periodo per cui è possibile comunicare i programmi in relazione al medesimo periodo, la somma tra gli acquisti e le vendite a termine registrati e i programmi C.E.T. registrati o di cui è stata richiesta la registrazione Il Gestore del mercato elettrico, previa consultazione dei soggetti interessati, sottopone all Autorità per l approvazione lo schema di regolamento per la registrazione ovvero i successivi aggiornamenti, unitamente a: a) una relazione tecnica che illustri le motivazioni poste alla base delle soluzioni previste; b) la documentazione acquisita e prodotta nel corso del procedimento per la predisposizione del regolamento o degli eventuali aggiornamenti; c) una sintesi delle eventuali osservazioni dei soggetti interessati L Autorità si pronuncia sullo schema di cui al comma precedente con le modalità previste dalla deliberazione n. 39/ Il regolamento per la registrazione approvato ai sensi dei commi precedenti entra in vigore con decorrenza dalla pubblicazione che il Gestore del mercato elettrico effettua nel proprio sito internet entro e non oltre cinque (5) giorni successivi a quello di notifica dell approvazione o di formazione del silenzio-assenso Il Gestore del mercato elettrico rivede, periodicamente, anche su richiesta dei soggetti interessati, il regolamento per la registrazione al fine di tenere conto di mutate condizioni tecniche, di mercato e di modifiche normative. Articolo 18 Operatore di mercato 18.1 La qualifica di operatore di mercato è attribuita, previa iscrizione in un apposito registro tenuto dal Gestore del mercato elettrico, a ciascun utente del dispacciamento e a ciascun soggetto da questi delegato alla registrazione di acquisti e vendite a termine e di programmi di immissione o di prelievo relativi a punti di dispacciamento nella propria responsabilità L operatore di mercato è abilitato a richiedere al Gestore del mercato elettrico la registrazione: a) di acquisti e vendite a termine, nonché di programmi di immissione e di prelievo, relativi a punti di dispacciamento nella sua responsabilità in quanto utente del dispacciamento; b) di acquisti e vendite a termine, nonché di programmi di immissione e di prelievo, relativi a punti di dispacciamento che non sono nella sua responsabilità, per i quali l operatore di mercato ha ricevuto delega alla registrazione dall utente del dispacciamento responsabile La qualifica di operatore di mercato con riferimento a punti di dispacciamento per unità di produzione, a punti di dispacciamento di esportazione o di importazione e a punti di dispacciamento per unità di pompaggio, è attribuita con riferimento ad una capacità pari: 20

26 a) alla corrispondente capacità di immissione o di prelievo definita da Terna ai sensi dell articolo 10, nel caso in cui l operatore di mercato sia anche utente del dispacciamento di tali punti; b) alla capacità indicata dall utente del dispacciamento nella delega, nel caso in cui l operatore di mercato non sia utente del dispacciamento di tali punti La capacità complessiva per cui l utente del dispacciamento delega altri operatori di mercato con riferimento ad un punto di dispacciamento non può essere superiore alla capacità di immissione o alla capacità di prelievo del medesimo punto definita da Terna ai sensi dell Articolo All Acquirente unico è attribuita la qualifica di operatore di mercato con riferimento alla capacità di immissione di ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/ Al Gestore del sistema elettrico è attribuita la qualifica di operatore di mercato con riferimento alla capacità di immissione di ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione CIP6. Articolo 19 Operatore di mercato qualificato 19.1 La qualifica di operatore di mercato qualificato è riconosciuta dall Autorità previa verifica del rispetto di requisiti di solvibilità e onorabilità del richiedente. Articolo 20 Conto Energia a Termine 20.1 Il Gestore del mercato elettrico intesta a ciascun operatore di mercato uno o più Conti Energia a Termine in cui registra, secondo i criteri definiti nel regolamento di cui all Articolo 17 per ciascun periodo rilevante: a) gli acquisti e vendite a termine conclusi dall operatore relativi al medesimo periodo rilevante; b) i programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo presentati dall operatore in esecuzione di tali compravendite; la somma algebrica di tali elementi è il saldo fisico del conto Ai fini delle verifiche di congruità di cui all Articolo 28, il Gestore del mercato elettrico, dopo il termine di chiusura di ciascuna sessione del mercato del giorno prima, determina il saldo economico del Conto Energia a Termine, valorizzando gli acquisti e le vendite a termine, nonché i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo registrati, secondo le modalità definite nel Regolamento di cui all Articolo Ai fini delle verifiche di congruità di cui all Articolo 28 relative a operatori di mercato ammessi al mercato elettrico, il Gestore del mercato elettrico può compensare il saldo di cui al precedente comma 20.2 con le garanzie e le partite economiche degli operatori sul mercato elettrico, secondo le modalità previste nel Regolamento di cui all Articolo

27 Articolo 21 Conto di Sbilanciamento Effettivo 21.1 Terna intesta a ciascun utente del dispacciamento un Conto di Sbilanciamento Effettivo per ogni punto di dispacciamento nella propria responsabilità in cui registra, per ciascun periodo rilevante e per il punto di dispacciamento a cui il conto è riferito: a) i programmi post-ma di immissione e di prelievo, con segno opposto rispetto alla convenzione di cui all Articolo 13; b) i programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, ivi inclusi gli ordini di dispacciamento in tempo reale, con segno opposto rispetto alla convenzione di cui all Articolo 13; c) l energia elettrica immessa o prelevata; la somma algebrica di tali elementi è il saldo fisico del conto Ai fini della verifica di congruità di cui al comma 28.1, lettera c), punto iii), e della quantificazione delle garanzie di cui all Articolo 49, Terna determina giornalmente, prima del termine di chiusura di ciascuna sessione del mercato del giorno prima, il saldo economico di ciascun Conto di Sbilanciamento Effettivo, pari alla somma algebrica dei seguenti elementi: a) il valore economico convenzionale del saldo fisico del Conto Sbilanciamento Effettivo di cui al comma 21.1, determinato utilizzando un prezzo definito da Terna nelle regole per il dispacciamento; b) i pagamenti effettuati entro tale termine dall utente del dispacciamento titolare del conto a Terna o viceversa a titolo di corrispettivo di sbilanciamento effettivo, registrati con segno positivo in caso di pagamento dall utente a Terna e con segno negativo altrimenti Ai fini della verifica di congruità di cui al comma 28.1, lettera c), punto iii), della verifica dell esposizione dell utente del dispacciamento da parte di Terna e della quantificazione delle garanzie di cui all Articolo 45, il Gestore del mercato elettrico determina e comunica a Terna giornalmente, prima del termine di chiusura di ciascuna sessione del mercato del giorno prima, il valore economico convenzionale, determinato utilizzando un prezzo definito da Terna nelle regole per il dispacciamento, degli acquisti e delle vendite a termine registrati e relativi a periodi rilevanti con riferimento ai quali non è ancora avvenuta la registrazione dei programmi di immissione e di prelievo post-ma, attribuiti all utente del dispacciamento ai sensi del comma Il Gestore del mercato elettrico definisce, nel regolamento di cui all Articolo 17, le modalità per l attribuzione degli acquisti e delle vendite a termine registrati da un operatore di mercato a ciascun utente del dispacciamento da cui il medesimo utente abbia ricevuto delega e per la corretta valorizzazione degli acquisti e vendite così attribuiti, tenendo conto dei prezzi definiti da Terna nelle regole per il dispacciamento ai sensi del comma precedente. Articolo 22 Richiesta di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine 22.1 La registrazione nei Conti Energia a Termine di acquisti e di vendite a termine deve essere richiesta entro il termine di chiusura del mercato del giorno prima relativo ai periodi rilevanti cui i medesimi acquisti e vendite si riferiscono, secondo le modalità definite dal Gestore del mercato elettrico nel regolamento di cui all Articolo 17. La richiesta di registrazione deve recare almeno i seguenti elementi: a) il soggetto che presenta la richiesta di registrazione; b) gli acquisti e le vendite a termine da registrare in ciascun periodo rilevante; 22

28 c) i Conti Energia a Termine in cui registrare gli acquisti e le vendite di cui alla lettera b). Articolo 23 Richiesta di registrazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo nei Conti Energia a Termine 23.1 La registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo, in esecuzione di acquisti netti a termine o di vendite nette a termine registrate, deve essere richiesta entro il termine di chiusura del mercato del giorno prima relativo ai periodi rilevanti cui i medesimi programmi si riferiscono, secondo le modalità definite dal Gestore del mercato elettrico nel regolamento di cui all Articolo 17. La richiesta di registrazione deve recare almeno i seguenti elementi: a) il soggetto che presenta la richiesta di registrazione; b) i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo da registrare in ciascun periodo rilevante; c) i punti di dispacciamento in immissione o in prelievo cui i programmi si riferiscono Nella richiesta di registrazione, con riferimento a Conti Energia a Termine intestati a operatori di mercato ammessi al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato, può essere indicato, per ciascun programma C.E.T. e per ciascun periodo rilevante, un prezzo di riferimento per le finalità di cui al successivo comma Articolo 24 Registrazione nei Conti Energia a Termine degli acquisti e delle vendite a termine 24.1 Il Gestore del mercato elettrico procede, per ciascuna richiesta di registrazione che soddisfa i requisiti di cui all Articolo 28, a registrare gli acquisiti e le vendite a termine oggetto della medesima richiesta nei corrispondenti Conti Energia a Termine e a darne immediata comunicazione agli operatori interessati. Articolo 25 Registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo 25.1 Il Gestore del mercato elettrico procede, per ciascuna richiesta di registrazione che soddisfa i requisiti di cui all Articolo 29, a seguito dell individuazione delle offerte accettate nel mercato del giorno prima, a registrare i programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo nei corrispondenti Conti Energia a Termine e a comunicare agli operatori di mercato interessati i programmi post-mgp cumulati di immissione e di prelievo per punto di dispacciamento. Articolo 26 Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi post-ma di immissione e di prelievo 26.1 Il Gestore del mercato elettrico procede, a seguito della chiusura del mercato di aggiustamento, a comunicare a Terna i programmi post-ma di immissione e di prelievo per la registrazione nei corrispondenti Conti di Sbilanciamento Effettivo. 23

29 26.2 Terna registra i programmi post-ma di immissione e di prelievo, come comunicati dal Gestore del mercato elettrico, nei Conti di Sbilanciamento Effettivo dei relativi utenti del dispacciamento. Articolo 27 Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento 27.1 Terna procede, per ciascun punto di dispacciamento, a registrare i programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, ivi inclusi gli ordini di dispacciamento in tempo reale, nel Conto di Sbilanciamento Effettivo del relativo utente del dispacciamento. SEZIONE 2 CRITERI DI REGISTRAZIONE E DI ASSEGNAZIONE DEI RELATIVI DIRITTI AD IMMETTERE E PRELEVARE Articolo 28 Verifica di congruità delle richieste di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nei Conti Energia a Termine 28.1 Per ciascuna richiesta di registrazione di acquisti e vendite presentata ai sensi dell Articolo 22, il Gestore del mercato elettrico verifica, immediatamente a seguito della presentazione della richiesta, che: a) vi sia il consenso alla richiesta di registrazione da parte dei soggetti titolati alla movimentazione dei Conti Energia a Termine cui gli acquisti e le vendite si riferiscono; b) per ciascun periodo rilevante, la somma algebrica degli acquisti e delle vendite di cui al comma 22.1, lettera b), sia pari a zero; c) per ciascun periodo rilevante e per ciascun Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato non qualificato: i. le garanzie prestate dall operatore di mercato al Gestore del mercato elettrico siano congrue, secondo i criteri definiti nel regolamento di cui all Articolo 17, rispetto al saldo economico del Conto Energia a Termine intestato al medesimo operatore, determinato tenendo conto degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione; ii. il valore assoluto delle vendite nette o degli acquisti netti sia, rispettivamente, non superiore alla somma delle capacità di immissione o delle capacità di prelievo, definite ai sensi dell Articolo 18 e attribuite al Conto Energia a Termine sulla base del comma 21.4; iii. le garanzie prestate da ciascun utente del dispacciamento a Terna siano congrue, secondo i criteri definiti nel Regolamento di cui all Articolo 17, rispetto alla somma dei saldi dei Conti di Sbilanciamento Effettivo intestati al medesimo utente e del valore economico convenzionale degli acquisti e delle vendite a termine registrati e degli acquisti e delle vendite per cui è richiesta la registrazione determinato ai sensi dei commi 21.3 e 21.4; d) per ciascun periodo rilevante e per ciascun Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato qualificato, le garanzie prestate dall operatore di mercato qualificato al Gestore del mercato elettrico siano congrue rispetto al saldo economico del Conto Energia a Termine intestato al medesimo operatore, determinato tenendo conto degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione. 24

30 28.2 Qualora anche una sola delle verifiche di cui al comma 28.1, lettere da a) a d), dia esito negativo, il Gestore del mercato elettrico rigetta la richiesta di registrazione comunicandone i motivi all operatore che ha presentato la medesima richiesta. Articolo 29 Verifica di congruità delle richieste di registrazione di programmi C.E.T. delle richieste di registrazione di acquisti e vendite nel sistema delle offerte 29.1 Per ciascuna richiesta di registrazione in un Conto Energia a Termine di un programma C.E.T. di immissione o di prelievo e per ciascuna richiesta di registrazione di un programma di immissione o di prelievo corrispondente ad offerte di acquisto e di vendita nel sistema delle offerte, riferita ad un periodo rilevante, il Gestore del mercato elettrico verifica, dopo il termine di chiusura del mercato del giorno prima e anteriormente all individuazione delle offerte accettate nel mercato del giorno prima relative al medesimo periodo rilevante, che: a) la somma dei programmi di cui è richiesta la registrazione con riferimento a ciascun punto di dispacciamento e al periodo rilevante sia, in valore assoluto, non superiore alla capacità di immissione o alla capacità di prelievo del medesimo punto nella disponibilità, ai sensi dell Articolo 18, dell operatore di mercato cui il conto è intestato; b) la somma dei programmi C.E.T. di immissione di cui è richiesta la registrazione nel periodo rilevante sia: i. non superiore al valore assoluto delle vendite nette a termine registrate nel conto cui la richiesta si riferisce, nel caso in cui l operatore di mercato cui il conto stesso è intestato sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato; ii. pari al valore assoluto delle vendite nette a termine registrate nel medesimo conto altrimenti; c) il valore assoluto della somma dei programmi C.E.T. di prelievo di cui è richiesta la registrazione nel periodo rilevante sia: i. non superiore agli acquisti netti a termine registrati nel conto cui la richiesta si riferisce, nel caso in cui l operatore di mercato cui il conto stesso è intestato sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato; ii. pari agli acquisti netti a termine registrati nel medesimo conto altrimenti; d) qualora l operatore di mercato cui il conto è intestato sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato, le garanzie prestate dall operatore di mercato al Gestore del mercato elettrico siano congrue, secondo i criteri definiti nel regolamento di cui all Articolo 17, rispetto alla somma del saldo economico dei Conti Energia a Termine al medesimo intestati, determinata tenendo conto dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo di cui è richiesta la registrazione e del prezzo di riferimento indicato nella richiesta Il Gestore del mercato elettrico può modificare i programmi C.E.T di immissione e di prelievo e le offerte di acquisto e vendita presentate, secondo criteri definiti nel regolamento di cui all articolo 17 e nel rispetto degli ordini di priorità di cui all Articolo 30, al fine di garantire il rispetto delle condizioni di cui alle lettera da a) a d) del precedente comma. 25

31 Articolo 30 Criteri di registrazione dei programmi post-mgp di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima 30.1 I programmi di immissione e di prelievo in esecuzione di acquisti e vendite concluse nel mercato del giorno prima sono registrati dal Gestore del mercato elettrico secondo le modalità previste nella Disciplina del mercato I diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima sono assegnati conformemente ai criteri del presente articolo Terna comunica al Gestore del mercato elettrico entro il termine, stabilito nella Disciplina del mercato, di presentazione delle offerte nel mercato del giorno prima i limiti ammissibili di trasporto tra le zone per ciascun periodo rilevante Il Gestore del mercato elettrico individua le offerte accettate nel mercato del giorno prima e i corrispondenti prezzi di valorizzazione in modo tale che: a) il valore netto delle transazioni sia massimo, compatibilmente con il rispetto dei limiti ammissibili di trasporto tra le zone di cui al comma 30.3, a condizione che l ammontare di energia elettrica oggetto delle offerte di vendita accettate sia pari all ammontare di energia elettrica oggetto delle offerte di acquisto accettate; b) il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica in ciascuna zona, salvo quanto previsto alla successiva lettera c), sia pari al minimo costo del soddisfacimento di un incremento unitario del prelievo di energia elettrica nella zona, compatibilmente con il rispetto dei limiti ammissibili di trasporto tra le zone di cui al comma 30.3; c) il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica acquistata relativamente ai punti di dispacciamento per unità di consumo appartenenti alle zone geografiche sia unico e in particolare sia pari alla media dei prezzi di cui alla precedente lettera b), ponderati per le quantità di energia specificate nelle offerte di acquisto riferite ai punti di dispacciamento per unità di consumo appartenenti alle relative zone; d) siano accettate esclusivamente le offerte di vendita tali per cui il prezzo di offerta è non superiore al prezzo di cui alla precedente lettera b); e) siano accettate esclusivamente le offerte di acquisto tali per cui il prezzo di offerta è non inferiore al prezzo di cui alla precedente lettera c) o, per le offerte di acquisto relative ai punti di dispacciamento per unità di produzione e ai punti di dispacciamento per unità di consumo localizzati in zone virtuali, al prezzo di cui alla precedente lettera b) Ai fini di quanto previsto dal comma 30.4, lettera a), per valore netto delle transazioni si intende la differenza fra il valore complessivo delle offerte di acquisto e il valore complessivo delle offerte di vendita Ai fini dell assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto, del calcolo del valore netto delle transazioni e della determinazione del prezzo di valorizzazione dell energia elettrica acquistata nel mercato del giorno prima di cui al comma 30.4, lettera c): a) i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo presentati da operatori di mercato ammessi al mercato elettrico, sono assimilati, rispettivamente, ad offerte di vendita e ad offerte di acquisto con prezzo pari al prezzo di riferimento di cui al comma 23.2; b) i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo presentati da operatori di mercato non ammessi al mercato elettrico, sono assimilati, rispettivamente, ad offerte di vendita a prezzo nullo e ad offerte di acquisto senza indicazione del prezzo. 26

32 L accettazione di tali offerte non comporta il pagamento o il diritto a ricevere i corrispondenti prezzi dell energia sul mercato del giorno prima In presenza di più offerte di vendita caratterizzate da uno stesso prezzo si applica il seguente ordine di priorità: a) le offerte di vendita delle unità essenziali ai fini della sicurezza, nelle ore in cui sono dichiarate indispensabili ai sensi dell Articolo 64; b) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; c) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili diverse da quelle di cui alla lettera b); d) le offerte di vendita delle unità di produzione di cogenerazione; e) le offerte di vendita delle unità di produzione CIP6/92 e delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04; f) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate esclusivamente da fonti nazionali di energia combustibile primaria, per una quota massima annuale non superiore al quindici per cento di tutta l'energia primaria necessaria per generare l'energia elettrica consumata; g) le altre offerte di vendita Qualora un offerta di vendita rientri in più di una delle categorie di cui al comma 30.7, la medesima offerta è inserita nella categoria con livello di priorità maggiore Alla chiusura del mercato del giorno prima, il Gestore del mercato elettrico determina i programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo ed i programmi post-mgp cumulati di immissione e di prelievo per punto di dispacciamento e li comunica a Terna e agli utenti del dispacciamento dei rispettivi punti L energia elettrica corrispondente alla somma algebrica degli acquisti a termine registrati, delle vendite a termine registrate e dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo è considerata ceduta dall operatore di mercato al Gestore del mercato elettrico o acquisita dal medesimo gestore nell ambito del mercato elettrico L operatore di mercato versa al Gestore del mercato elettrico, se negativo, o riceve da quest ultimo, se positivo, un corrispettivo pari in ciascun periodo rilevante al prodotto tra: a) la somma algebrica degli acquisti a termine, delle vendite a termine e dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo; b) il prezzo dell energia elettrica acquistata di cui al comma 30.4, lettera c). Articolo 31 Criteri di registrazione dei programmi post-ma di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato di aggiustamento 31.1 I programmi di immissione e di prelievo in esecuzione di acquisti e vendite concluse nel mercato di aggiustamento sono registrati dal Gestore del mercato elettrico secondo le modalità previste nella Disciplina del mercato I diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato di aggiustamento sono assegnati dal Gestore del mercato elettrico contestualmente all accettazione delle offerte di acquisto e di vendita nel suddetto mercato e conformemente ai criteri di cui al presente articolo. 27

33 31.3 Terna comunica al Gestore del mercato elettrico, entro il termine, stabilito nella Disciplina del mercato, di presentazione delle offerte nel mercato di aggiustamento, i margini residui di scambio di energia elettrica rispetto ai limiti ammissibili di trasporto tra le zone in ciascun periodo rilevante, risultanti in esito al mercato del giorno prima Il Gestore del mercato elettrico accetta le offerte di acquisto e di vendita presentate nel mercato di aggiustamento nel rispetto dei margini residui di scambio di energia tra le zone cui al comma 31.3, con l obiettivo di massimizzare il valore netto delle transazioni Ai fini di quanto previsto dal comma 31.4, per valore netto delle transazioni si intende la differenza fra il valore complessivo delle offerte di acquisto e il valore complessivo delle offerte di vendita Il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta o acquistata nel mercato di aggiustamento è unico per tutte le offerte di vendita o di acquisto accettate relative a punti di dispacciamento per unità di produzione o di consumo i cui corrispondenti punti di dispacciamento sono localizzati nella medesima zona In presenza di più offerte di vendita caratterizzate da uno stesso prezzo si applica, salvo quanto disposto al comma 31.9 il seguente ordine di priorità: a) le offerte di vendita delle unità essenziali ai fini della sicurezza, nelle ore in cui sono dichiarate indispensabili ai sensi dell Articolo 64; b) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili; c) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili diverse da quelle di cui alla lettera b); d) le offerte di vendita delle unità di produzione di cogenerazione; e) le offerte di vendita delle unità di produzione CIP6/92 e delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04; f) le offerte di vendita delle unità di produzione alimentate esclusivamente da fonti nazionali di energia combustibile primaria, per una quota massima annuale non superiore al quindici per cento di tutta l'energia primaria necessaria per generare l energia elettrica consumata; g) le altre offerte di vendita Qualora un offerta di vendita rientri in più di una delle categorie di cui al comma 31.7, la medesima offerta è inserita nella categoria con livello di priorità maggiore All interno di ciascuna categoria di offerte di cui al comma 31.7 hanno priorità le offerte bilanciate Ai fini di quanto previsto dal comma 31.9, per offerte bilanciate si intendono offerte di vendita a prezzo nullo e offerte di acquisto senza indicazione di prezzo, identificate attraverso il medesimo codice alfanumerico, per le quali le rispettive quantità si equilibrano, purché relative a punti di dispacciamento localizzati nella stessa zona. 28

34 Articolo 32 Criteri di registrazione dei programmi post-msd di immissione e di prelievo e di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato per il servizio di dispacciamento 32.1 I programmi di immissione e di prelievo in esecuzione di acquisti e vendite concluse nel mercato per il servizio di dispacciamento sono registrati dal Gestore del mercato elettrico secondo le modalità previste nella Disciplina del mercato I diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato per il servizio di dispacciamento sono assegnati da Terna contestualmente all accettazione delle offerte di acquisto e di vendita presentate nel suddetto mercato Terna accetta le offerte di acquisto e di vendita presentate nel mercato per il servizio di dispacciamento secondo i criteri di cui all Articolo Terna comunica al Gestore del mercato elettrico le offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento In esito al mercato per il servizio di dispacciamento, il Gestore del mercato elettrico comunica i programmi post-msd-ex-ante di immissione e di prelievo agli utenti del dispacciamento. TITOLO 3 AGGREGAZIONE DELLE MISURE AI FINI DEL DISPACCIAMENTO Articolo 33 Responsabile dell aggregazione delle misure ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento 33.1 Terna è responsabile dell aggregazione delle misure dell energia elettrica ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento Per il periodo regolatorio , ai fini dell aggregazione, Terna si avvale dell opera delle imprese distributrici, secondo quanto previsto ai successivi articoli 34 e A partire dall anno 2008, ai fini dell aggregazione, Terna si avvale dell opera di soggetti individuati con procedure ad evidenza pubblica Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola l energia elettrica immessa per punto di dispacciamento e per periodo rilevante, nonché l energia elettrica prelevata per punto di dispacciamento e per periodo rilevante Qualora un impresa distributrice non adempia agli obblighi di comunicazione ed aggregazione di cui all Articolo 34: a) Terna ne dà comunicazione all Autorità ai fini dell adozione dei provvedimenti di competenza; b) l impresa distributrice inadempiente risponde in solido verso Terna delle obbligazioni sorte in conseguenza nell erogazione del servizio di dispacciamento. 29

35 33.6 Al termine del secondo mese successivo a quello di competenza, Terna paga alle imprese distributrici aventi punti di prelievo trattati su base oraria sulla propria rete di distribuzione il corrispettivo a remunerazione dell attività prestata dalle medesime imprese ai sensi dell Articolo 35 pari a: a) Per un numero compreso fra 1 e 50 di punti di prelievo trattati su base oraria compresi nell ambito di competenza dell impresa distributrice e iscritti nel registro di cui al comma 37.1: CAP D = 400 /mese + (UdD^1/2)* CAP DU /mese b) Per un numero compreso fra 51 e 100 di punti di prelievo trattati su base oraria compresi nell ambito di competenza dell impresa distributrice e iscritti nel registro di cui al comma 37.1: CAP D = 400 /mese + (UdD^1/2)* CAP /mese +(PTO P 50)* CAP D50 /mese DU c) Per un numero superiore a 100 di punti di prelievo trattati su base oraria compresi nell ambito di competenza dell impresa distributrice e iscritti nel registro di cui al comma 37.1: CAP D = 400 /mese + (UdD^1/2)* CAP /mese +50* CAP D50 /mese +(PTO P DU 100)* CAP D100 /mese Dove: - PTO P è il numero di punti di prelievo trattati su base oraria compresi nell ambito di e competenza dell impresa distributrice e iscritti nel registro di cui al comma 37.1; - UdD è il numero di soggetti che hanno concluso un contratto di distribuzione con l impresa Distributrice; CAP ecapd 50 e CAPD 100 sono i corrispettivi unitari di cui alla Tabella 6 allegata al - DU presente provvedimento. Articolo 34 Aggregazione delle misure delle immissioni di energia elettrica ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento per il periodo regolatorio Le imprese distributrici comunicano, entro il giorno quindici (15) del mese successivo a quello di competenza, a Terna le misure delle immissioni di energia elettrica relative a punti di immissione ubicati nella propria rete Terna aggrega le misure delle immissioni di energia elettrica ad essa comunicate dalle imprese distributrici ai sensi del comma precedente, nonché delle immissioni di energia elettrica relative a punti di immissione ubicati sulla rete di trasmissione nazionale ed appartenenti ad un medesimo punto di dispacciamento Ai fini dello svolgimento delle attività di cui al presente articolo le imprese distributrici possono avvalersi dell opera di imprese distributrici di riferimento terze. 30

36 Articolo 35 Aggregazione delle misure dei prelievi di energia elettrica ai fini della quantificazione dei corrispettivi di dispacciamento per il periodo regolatorio Le imprese distributrici sottese aggregano e comunicano, entro il giorno quindici (15) del mese successivo a quello di competenza, alle imprese distributrici di riferimento le misure dei prelievi di energia elettrica relativi a punti di prelievo ubicati nel proprio ambito di competenza ed appartenenti ad un medesimo punto di dispacciamento Le imprese distributrici di riferimento aggregano e comunicano, entro il giorno venti (20) del mese successivo a quello di competenza, a Terna le misure dei prelievi di energia elettrica ad esse comunicati dalle imprese distributrici sottese ai sensi del comma precedente, nonché dei prelievi di energia elettrica relative a punti di prelievo ubicati nel proprio ambito di competenza ed appartenenti ad un medesimo punto di dispacciamento Terna aggrega le misure dei prelievi di energia elettrica ad essa comunicati dalle imprese distributrici di riferimento ai sensi del comma precedente, ed appartenenti ad un medesimo punto di dispacciamento Ai fini dello svolgimento delle attività di cui ai commi 35.1 e 35.2 le imprese distributrici possono avvalersi dell opera di imprese distributrici di riferimento terze Le imprese distributrici comunicano, entro il giorno venti (20) del mese successivo a quello di competenza, a ciascun utente del dispacciamento le misure dei prelievi di energia elettrica relativi a punti di prelievo ubicati nel proprio ambito di competenza ed appartenenti ad un punto di dispacciamento nella titolarità dell utente medesimo. Articolo 36 Corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure delle immissioni e dei prelievi 36.1 Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, l utente del dispacciamento per unità di produzione non rilevanti paga a Terna il corrispettivo per l aggregazione delle misure in immissione come il prodotto fra il corrispettivo unitario CAI di cui alla Tabella 5 allegata al presente provvedimento e il numero di punti di immissione delle unità di produzione non rilevanti nella propria titolarità, ad eccezione di quelli relativi ad unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/ Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, il gestore di rete che ritira l energia ai sensi del decreto legislativo n. 387/03 o della legge n. 239/04, ovvero il Gestore del sistema elettrico nel caso sia il medesimo Gestore a ritirare l energia, paga a Terna il corrispettivo per l aggregazione delle misure in immissione come definito nel comma precedente per ogni punto di immissione relativo alle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/ Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, l utente del dispacciamento per unità di consumo paga a Terna il corrispettivo unitario per l aggregazione delle misure dei prelievi risultante dalla somma dei valori CAPD e CAPG di cui alla Tabella 6 allegata al presente provvedimento per ogni punto di misura in prelievo trattato su base oraria nella propria titolarità. 31

37 36.4 Per gli anni 2006 e 2007 l Autorità provvederà ad aggiornare annualmente i corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure sulla base dei livelli effettivi di qualità di erogazione del servizio di aggregazione delle misure dell energia elettrica i fini del dispacciamento tenendo conto delle responsabilità dei diversi soggetti coinvolti. Articolo 37 Anagrafica dei punti di immissione e di prelievo 37.1 Le imprese distributrici tengono un registro elettronico dei punti immissione e dei punti di prelievo corrispondenti localizzati nel loro ambito di competenza, organizzato con un codice alfanumerico identificativo omogeneo su tutto il territorio nazionale Terna, con il coinvolgimento delle imprese distributrici e dei soggetti interessati, coordina la definizione del codice alfanumerico identificativo omogeneo su tutto il territorio nazionale di cui al comma precedente, nonché le regole di manutenzione e aggiornamento dello medesimo, affinché le imprese distributrici pervengano alla piena applicazione del suddetto codice entro il 30 giugno Terna, sentite le imprese distributrici, definisce il contenuto minimo dei registri di cui al comma 37.1 ai fini del dispacciamento e le condizioni necessarie ad assicurarne l interoperabilità ai fini di quanto previsto nel presente provvedimento Entro il sest ultimo giorno del mese precedente a quello di competenza le imprese distributrici comunicano a ciascun utente del dispacciamento, ad esclusione dell Acquirente unico, l elenco dei punti di prelievo o di immissione nella titolarità di tale utente iscritti nel registro di cui al comma 37.1 ed appartenenti ad un medesimo punto di dispacciamento Entro il giorno 20 del mese successivo a quello di competenza le imprese distributrici comunicano a Terna, secondo modalità dalla medesima definite, le informazioni necessarie alla regolazione dei corrispettivi per il servizio di aggregazione delle misure dell energia elettrica ai fini del dispacciamento. TITOLO 4 REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO E DELLE CONNESSE GARANZIE SEZIONE 1 REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI Articolo 38 Corrispettivi di dispacciamento 38.1 Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, l utente del dispacciamento: a) paga a Terna se negativi, ovvero riceve da Terna se positivi, i corrispettivi di sbilanciamento effettivo di cui all Articolo 40 relativi ai Conti di Sbilanciamento 32

38 Effettivo al medesimo intestati, ad eccezione dei punti di dispacciamento delle unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04;; b) qualora responsabile di punti di dispacciamento per unità abilitate paga a Terna il corrispettivo per mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di cui all Articolo 42; c) qualora responsabile di punti di dispacciamento per unità di consumo, paga a Terna se negativi, ovvero riceve da Terna se positivi, il corrispettivo di non arbitraggio di cui ai commi 41.4 e 41.5 ed il corrispettivo per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento di cui all Articolo 44; d) qualora responsabile di punti di dispacciamento per unità di consumo, paga a Terna i corrispettivi di cui agli articoli da 44 a Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, il Gestore del mercato elettrico paga a Terna se negativo, ovvero riceve da Terna se positivo: a) il corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima di cui al comma 43.5; b) il corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato di aggiustamento di cui al comma 43.6; c) il corrispettivo di non arbitraggio di cui al comma Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, gli operatori di mercato pagano al Gestore del mercato elettrico se negativi, ovvero ricevono dal medesimo Gestore se positivi, i corrispettivi di cui all Articolo Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, l Acquirente unico paga a Terna se negativi, ovvero riceve da Terna se positivi, i corrispettivi di sbilanciamento effettivo di cui al comma 40.7, relativi ai punti di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04. Articolo 39 Criteri generali per la quantificazione dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo 39.1 Lo sbilanciamento effettivo è pari, per ciascun punto di dispacciamento e in ciascun periodo rilevante, alla componente del saldo fisico del Conto di Sbilanciamento Effettivo relativa al medesimo punto di dispacciamento e al medesimo periodo rilevante Nel caso in cui lo sbilanciamento effettivo per un punto di dispacciamento in un periodo rilevante sia negativo, l utente del dispacciamento paga a Terna un corrispettivo di sbilanciamento effettivo per l energia elettrica acquistata nell ambito del servizio di dispacciamento Nel caso in cui lo sbilanciamento effettivo per un punto di dispacciamento in un periodo rilevante sia positivo, l utente del dispacciamento incassa da Terna un corrispettivo di sbilanciamento effettivo per l energia elettrica venduta nell ambito del servizio di dispacciamento Ai fini della determinazione dei prezzi di sbilanciamento effettivo di cui al successivo Articolo 40, per sbilanciamento aggregato zonale si intende la somma algebrica degli sbilanciamenti registrati in tutti i punti di dispacciamento localizzati nella stessa zona. 33

39 Articolo 40 Corrispettivi di sbilanciamento effettivo 40.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione relativo ad unità di produzione rilevanti e per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo relativo ad unità di consumo rilevanti, per ciascun punto di dispacciamento di importazione e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione un corrispettivo di sbilanciamento effettivo pari al prodotto tra lo sbilanciamento effettivo relativo al medesimo punto di dispacciamento e: a) il prezzo di sbilanciamento di cui al comma 40.3, nel caso di sbilanciamento effettivo positivo; b) il prezzo di sbilanciamento di cui al comma 40.4, nel caso di sbilanciamento effettivo negativo Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione relativo ad unità di produzione non rilevanti e per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo relativo ad unità di consumo non rilevanti, un corrispettivo di sbilanciamento effettivo pari al prodotto tra lo sbilanciamento effettivo relativo al medesimo punto di dispacciamento e il prezzo di sbilanciamento di cui al comma Il prezzo di sbilanciamento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi positivi di cui al comma 40.1, lettera a), è pari: a) in ciascun periodo rilevante in cui lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo, al valore minimo tra: i) il prezzo più basso tra quelli delle offerte di acquisto accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento ai fini del bilanciamento in tempo reale in quel periodo rilevante, nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento e ii) il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima nel periodo rilevante nella medesima zona; b) in ciascun periodo rilevante in cui lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo, al prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima in quel periodo rilevante, nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento Il prezzo di sbilanciamento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi negativi di cui al comma 40.1, lettera b), è pari: a) in ciascun periodo rilevante in cui lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo, al prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima nel periodo rilevante nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento; b) in ciascun periodo rilevante in cui lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo, al valore massimo tra: i) il prezzo più alto tra quelli delle offerte di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento ai fini del bilanciamento in tempo reale in quel periodo rilevante, nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento e ii) il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima in quel periodo rilevante, nella medesima zona Il prezzo di sbilanciamento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi di cui al comma 40.2 è pari: 34

40 a) in ciascun periodo rilevante in cui lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo, al valore minimo tra: i) il prezzo medio delle offerte di acquisto accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento ai fini del bilanciamento in tempo reale, ponderato per le relative quantità, in quel periodo rilevante, nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento e ii) il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima nel periodo rilevante nella medesima zona; b) in ciascun periodo rilevante in cui lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo, al valore massimo tra: i) il prezzo medio delle offerte di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento ai fini del bilanciamento in tempo reale, ponderato per le relative quantità, in quel periodo rilevante, nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento e ii) il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato del giorno prima in quel periodo rilevante, nella medesima zona Per i punti di dispacciamento per unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, nonché per i punti di dispacciamento di importazione o di esportazione relativi a frontiere elettriche appartenenti ad una rete di interconnessione per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati, il prezzo di sbilanciamento è pari al prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita dell energia elettrica accettate nel mercato del giorno prima nel periodo rilevante e nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento Per i punti di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04 il prezzo di sbilanciamento è pari al prezzo di valorizzazione delle offerte di acquisto dell energia elettrica accettate nel mercato del giorno prima nel periodo rilevante Durante il periodo di rientro in servizio, per i punti di dispacciamento per unità di produzione rilevanti interessate dal rientro in servizio, il prezzo di sbilanciamento è pari al prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita dell energia elettrica accettate nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento. Nel periodo di rientro in servizio le unità di produzione abilitate sono interdette dalla partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento. Articolo 41 Corrispettivo di non arbitraggio 41.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola il corrispettivo di non arbitraggio pari, per ciascun periodo rilevante, alla differenza tra il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima di cui al comma 30.4, lettera b), e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica acquistata nel mercato del giorno prima di cui al comma 30.4, lettera c), della zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento Per ciascuna vendita o acquisto nel mercato di aggiustamento relativa a un punto di dispacciamento per unità di consumo, l operatore di mercato che ha presentato l offerta paga al Gestore del mercato elettrico, se negativo, o riceve dal medesimo Gestore, se positivo, un corrispettivo pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 41.1 e la medesima vendita o acquisto. 35

41 41.3 Il Gestore del mercato elettrico paga a Terna, se negativo, o riceve da Terna, se positivo, un ammontare pari alla somma dei corrispettivi di cui al comma Per ciascuna vendita o acquisto nel mercato per il servizio di dispacciamento relativa a un punto di dispacciamento per unità di consumo, l utente del dispacciamento che ha presentato l offerta paga a Terna, se negativo, o riceve da Terna, se positivo, un corrispettivo pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 41.1 e la medesima vendita o acquisto Per lo sbilanciamento effettivo relativo a un punto di dispacciamento per unità di consumo, l utente del dispacciamento paga a Terna, se negativo, o riceve da Terna, se positivo, un corrispettivo di non arbitraggio pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 41.1 e lo sbilanciamento effettivo cambiato di segno. Articolo 42 Corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna 42.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola, con riferimento a ciascun periodo rilevante e ai soli punti di dispacciamento per unità abilitate, il corrispettivo di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna determinato ai sensi del presente articolo Il corrispettivo di cui al presente articolo è definito al fine di evitare che l utente del dispacciamento possa trarre profitto dal mancato rispetto degli impegni assunti nei confronti di Terna nel mercato per il servizio di dispacciamento. Tale eventualità si concretizza nei periodi rilevanti in cui ricorrono le seguenti condizioni: a) Terna ha accettato una o più offerte di vendita relative a un punto di dispacciamento per unità abilitata e: i. lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo; ii. lo sbilanciamento effettivo del medesimo punto di dispacciamento è negativo; b) in un dato periodo rilevante, Terna ha accettato una o più offerte di acquisto relative a un punto di dispacciamento per unità abilitata e: i. lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo; ii. lo sbilanciamento effettivo del medesimo punto di dispacciamento è positivo Il corrispettivo di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento è pari al prodotto tra la quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento cui al comma 42.6 e il corrispettivo unitario di cui al comma Il corrispettivo di cui al comma 42.3 si applica solo nel caso in cui lo sbilanciamento effettivo del punto di dispacciamento è di segno opposto allo sbilanciamento aggregato zonale Ai fini della determinazione della quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento, Terna ordina, con riferimento a ciascun punto di dispacciamento e a ciascun periodo rilevante: a) le offerte di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento per valori decrescenti rispetto al prezzo; b) le offerte di acquisto accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento per valori crescenti rispetto al prezzo Per ciascuna offerta accettata e ordinata ai sensi del comma precedente la quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento è pari al minor valore tra: 36

42 a) il valore assoluto della quantità dell offerta accettata e b) il valore assoluto della somma tra lo sbilanciamento effettivo del punto di dispacciamento a cui l offerta si riferisce e le quantità delle offerte accettate che la precedono nell ordine di cui al comma Con riferimento a ciascuna offerta di vendita accettata, qualora la somma di cui al comma 42.6, lettera b), sia maggiore o uguale a zero la quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento è zero Con riferimento a ciascuna offerta di acquisto accettata, qualora la somma di cui al comma 42.6, lettera b), sia minore o uguale a zero la quantità di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento è zero Il corrispettivo unitario di mancato rispetto di un ordine di dispacciamento è pari: a) con riferimento ad un offerta di vendita, alla differenza fra il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento e il prezzo dell offerta di vendita accettata nel mercato per il servizio di dispacciamento per il medesimo punto di dispacciamento; b) con riferimento ad un offerta di acquisto, alla differenza tra il prezzo dell offerta di acquisto accettata nel mercato per il servizio di dispacciamento per il punto di dispacciamento e il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato il medesimo punto di dispacciamento. Articolo 43 Corrispettivi per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto 43.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza il Gestore del mercato elettrico calcola, con riferimento a ciascun periodo rilevante, il corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima a carico degli operatori di mercato, determinato ai sensi dei commi da 43.2 a Per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione, ad eccezione dei punti di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04, e per ciascun punto di dispacciamento di importazione il corrispettivo di cui al comma 43.1 a carico dell operatore di mercato del medesimo punto è pari alla differenza tra i seguenti elementi: a) il prodotto tra il programma C.E.T. post-mgp di immissione e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al 30.4, lettera b), nella zona in cui il punto è ubicato; b) il prodotto tra il programma C.E.T. post-mgp di immissione e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c) Per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo riferito ad un unità di pompaggio e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, il corrispettivo di cui al comma 43.1 a carico dell operatore di mercato del medesimo punto è pari alla differenza tra i seguenti elementi: a) il prodotto tra il programma C.E.T. post-mgp di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera b), nella zona in cui è ubicato tale punto; b) il prodotto tra il programma C.E.T. post-mgp di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c). 37

43 43.4 Per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04, il corrispettivo di cui al comma 43.1 a carico dell Acquirente Unico è calcolato secondo le modalità previste all articolo 7 della deliberazione n. 34/ Il corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto a carico del Gestore del mercato elettrico è pari alla somma dei seguenti elementi: a) il prodotto, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04, tra i programmi post-mgp cumulati di immissione e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c); b) il prodotto, per ciascun punto di dispacciamento per unità di produzione, ad eccezione di quelli previsti al comma 43.4, e per ciascun punto di dispacciamento di importazione, tra i programmi post-mgp cumulati di immissione e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al 30.4, lettera b), nella zona in cui è ubicato il punto di dispacciamento; c) il prodotto, per ciascun punto di dispacciamento per unità di consumo relativo ad unità di consumo, tra i programmi post-mgp cumulati di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c); d) il prodotto, per ciascun punto di dispacciamento relativo ad unità di pompaggio e per ciascun punto di dispacciamento di esportazione, tra i programmi post-mgp cumulati di prelievo e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al 30.4, lettera b), nella zona in cui è ubicato il punto di dispacciamento Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza il Gestore del mercato elettrico calcola, con riferimento a ciascun periodo rilevante, il corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato di aggiustamento, a carico Gestore del mercato elettrico, pari alla somma, cambiata di segno, dei seguenti elementi: a) il prodotto tra le vendite nel mercato di aggiustamento e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta nel mercato di aggiustamento nella zona in cui è ubicato il punto di dispacciamento a cui la vendita si riferisce; b) il prodotto tra gli acquisti nel mercato di aggiustamento e il prezzo dell energia elettrica acquista nel mercato di aggiustamento nella zona in cui è ubicato il punto di dispacciamento a cui l acquisto si riferisce. Articolo 44 Corrispettivi per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento 44.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza Terna calcola la somma fra: a) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati nel mese precedente per effetto dell applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo di cui all Articolo 40, dei corrispettivi di non arbitraggio di cui all Articolo 41 e dei corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di dispacciamento di Terna di cui all Articolo 42; b) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati da Terna nel mese precedente nel mercato per il servizio di dispacciamento, di cui all Articolo 60, e nell approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento al di fuori del mercato di cui all articolo Articolo 61; c) il saldo fra i proventi e gli oneri maturati da Terna nel secondo mese precedente per il servizio di aggregazione delle misure di cui ai commi 33.6 e 36.3 relativamente al corrispettivo CAP D Il corrispettivo unitario per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento è pari al rapporto fra: 38

44 a) la somma tra il saldo complessivo di cui al comma 44.1 e il gettito calcolato da Terna ai sensi dell articolo 7, comma 7.4, secondo periodo, della deliberazione n. 205/04; b) l energia elettrica prelevata da tutti gli utenti del dispacciamento Entro il medesimo termine di cui al comma 44.1, Terna determina, per ciascun utente del dispacciamento, il corrispettivo per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 44.2 e l energia elettrica prelevata dal medesimo utente del dispacciamento. Articolo 45 Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema 45.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza, Terna calcola il corrispettivo unitario a copertura dei costi connessi alla remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema di cui all Articolo 64 come rapporto tra i medesimi costi e l energia elettrica prelevata da tutti gli utenti del dispacciamento Entro il medesimo termine di cui al comma 451, Terna determina, per ciascun utente del dispacciamento, il corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema, pari al prodotto tra: a) la somma del corrispettivo unitario di cui al comma 45.1 e del corrispettivo unitario a reintegrazione dei costi di generazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico di cui all Articolo 65, riportato nella tabella 7 allegata al presente provvedimento; b) l energia elettrica prelevata dal medesimo utente del dispacciamento. Articolo 46 Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna 46.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza Terna determina, per ciascun utente del dispacciamento, il corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna relativi all attività di dispacciamento, nonché dei costi di Terna e del Gestore del mercato elettrico relativi alle attività funzionali al monitoraggio di cui alla deliberazione n. 50/05, pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di 0,01 centesimi di euro/kwh e l energia elettrica prelevata dal medesimo utente del dispacciamento. Articolo 47 Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti 47.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza Terna determina, per ciascun utente del dispacciamento ad esclusione dell Acquirente unico, il corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti, pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 47.2 e l energia elettrica prelevata dal medesimo utente del dispacciamento I valori del corrispettivo unitario a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti sono fissati come indicato nella tabella 1 allegata al presente provvedimento. 39

45 Articolo 48 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva 48.1 Entro il giorno venticinque (25) del mese successivo a quello di competenza Terna determina, per ciascun utente del dispacciamento, il corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, pari al prodotto tra il corrispettivo unitario di cui al comma 48.2 e l energia elettrica prelevata dal medesimo utente del dispacciamento I valori del corrispettivo unitario a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva sono fissati come indicato nella tabella 2 allegata al presente provvedimento. SEZIONE 2 INADEMPIMENTI E GARANZIE Articolo 49 Inadempimenti e gestione delle garanzie 49.1 Terna organizza e gestisce un sistema di garanzie, sulla base di modalità e condizioni stabilite nelle regole per il dispacciamento, determinando per ciascun utente del dispacciamento, la massima esposizione consentita in termini di saldo dei Conti di Sbilanciamento Effettivo, tenendo anche conto dei debiti e crediti maturati dal medesimo utente in relazione ai corrispettivi di dispacciamento diversi dal corrispettivo di sbilanciamento effettivo. A tal fine Terna: a) definisce, per ciascun periodo rilevante, il prezzo per la valorizzazione dei programmi nei Conti di Sbilanciamento Effettivo e degli acquisti e delle vendite a termine registrate attribuite a ciascun utente del dispacciamento sulla base delle stime o, quando disponibile, del valore effettivo dei prezzi di sbilanciamento di cui all Articolo 40; b) definisce sulla base delle migliori stime disponibili l energia elettrica prelevata utilizzata per la determinazione del saldo del Conto di Sbilanciamento Effettivo fino a che non si renda noto il relativo dato di misura; c) definisce sulla base della migliore stima disponibile l energia elettrica immessa utilizzata per la determinazione del saldo del Conto di Sbilanciamento Effettivo fino a che non si renda noto il relativo dato di misura; d) al fine di contenere, soprattutto nella fase di avvio dell operatività del sistema di garanzie, i costi del medesimo sistema per gli utenti del dispacciamento: i) utilizza, nel definire il prezzo di cui alla lettera a), stime basate sui livelli medi dei prezzi di sbilanciamento; ii) definisce l esposizione massima consentita a ciascun utente del dispacciamento mediante l accettazione di differenti forme di garanzia, potendo accettare anche forme di copertura parziale in considerazione delle caratteristiche di onorabilità e solvibilità del medesimo utente Qualora la somma dei saldi dei Conti di Sbilanciamento Effettivo e degli acquisti e delle vendite a termine registrati e relativi a periodi rilevanti con riferimento ai quali non è ancora avvenuta la registrazione dei programmi di immissione e di prelievo post-ma, relativa ad un utente del dispacciamento sia superiore all esposizione massima del medesimo utente, Terna richiede al medesimo utente la reintegrazione delle garanzie entro i termini stabiliti nelle 40

46 regole per il dispacciamento. Nel caso di mancata integrazione entro i termini stabiliti ovvero di mancata reintegrazione delle garanzie a seguito dell eventuale escussione delle medesime da parte di Terna, Terna adotta tutte le misure per limitare gli oneri per il sistema elettrico legati all insolvenza dell utente, potendo anche ricorrere alla risoluzione del contratto di dispacciamento Qualora dovessero emergere dei costi connessi a crediti non recuperabili per effetto dell insolvenza degli utenti del dispacciamento non coperta dal sistema di garanzie sopra descritto, Terna è tenuta a darne immediata comunicazione all Autorità che ne definisce le modalità di recupero attraverso un apposito corrispettivo Al fine di limitare i costi di cui al precedente comma 49.3, nel Regolamento di cui all Articolo 17 è prevista la possibilità di registrare acquisti e vendite a termine e programmi di immissione e di prelievo limitatamente al periodo compreso tra il sessantesimo giorno precedente il giorno cui i medesimi acquisti, vendite e programmi si riferiscono e il termine previsto per la richiesta di registrazione di cui all Articolo 22. TITOLO 5 OBBLIGHI INFORMATIVI Articolo 50 Comunicazione delle coperture 50.1 Gli operatori di mercato di punti di dispacciamento per unità di produzione e gli operatori di mercato di punti di dispacciamento di importazione dichiarano al Gestore del mercato elettrico, secondo le modalità e con le forme dallo stesso definite, le quantità oggetto dei contratti dagli stessi conclusi i cui corrispettivi siano rapportati alla valorizzazione dell energia elettrica nel sistema delle offerte, ovvero dei contratti a questi connessi o conseguenti Il Gestore del mercato elettrico elabora i dati relativi ai contratti comunicati da ciascun operatore, per periodo rilevante e, ove possibile, per zona. Le elaborazioni di cui al presente comma vengono effettuate anche con riferimento agli acquisti e alle vendite a termine I dati ricevuti ai sensi del comma 50.2 sono resi accessibili all Autorità tramite modalità telematiche. Articolo 51 Pubblicazione dell elenco degli operatori di mercato 51.1 Il Gestore del mercato elettrico pubblica nel proprio sito internet l elenco degli operatori di mercato iscritti nel registro di cui al comma Articolo 52 Informazioni relative al mercato per il servizio di dispacciamento 52.1 Terna, prima dell entrata in operatività del mercato per il servizio di dispacciamento, predispone e pubblica nel proprio sito internet un documento che descrive gli algoritmi, i 41

47 modelli di rete e le procedure utilizzate per la selezione delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Terna, il giorno successivo a quello di competenza, pubblica nel proprio sito internet, per ciascuna zona e per ciascuna periodo rilevante, i seguenti dati e informazioni: a) il numero di offerte di acquisto e di vendita ricevute e il numero di offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento; b) le quantità complessive di energia elettrica oggetto di offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento; c) i flussi di energia tra le zone risultanti in esecuzione dei programmi post-msd-ex-ante; d) il valore medio orario dei prezzi delle offerte di acquisto e di vendita accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento; e) il prezzo dell offerta di acquisto accettata a prezzo più basso e il prezzo dell offerta di vendita accettata a prezzo più alto nel mercato per il servizio di dispacciamento. Articolo 53 Informazioni circa lo stato del sistema elettrico 53.1 Entro il 30 settembre di ciascun anno Terna elabora e pubblica sul proprio sito internet una previsione, riferita all anno solare successivo, dei limiti di trasporto tra le zone, eventualmente differenziati per i diversi periodi dell anno. Terna provvede periodicamente all aggiornamento di detta previsione tenendo conto delle informazioni che si rendono disponibili Entro il 30 settembre di ciascun anno Terna elabora e pubblica sul proprio sito internet una previsione, riferita a ciascuna ora dell anno solare successivo: a) della domanda di potenza elettrica sul sistema elettrico nazionale; b) della distribuzione percentuale tra le zone della domanda di cui alla precedente lettera a). Terna provvede periodicamente all aggiornamento di dette previsioni tenendo conto delle informazioni che si rendono disponibili e pubblica una relazione tecnica contenente la descrizione delle ipotesi, della metodologia e dei criteri utilizzati Con almeno 24 ore di anticipo rispetto al termine per la presentazione delle offerte sul mercato del giorno prima, Terna definisce e pubblica, per il giorno successivo, i valori dei limiti di trasporto tra le zone, eventualmente differenziati nei diversi periodi rilevanti Contemporaneamente alla pubblicazione dei valori limite di trasporto tra le zone di cui ai precedenti commi 53.1 e 53.2, Terna pubblica le ipotesi utilizzate per la loro determinazione Terna elabora e pubblica, entro il 30 settembre di ogni anno, la previsione della domanda di potenza elettrica sul sistema elettrico nazionale a valere per un periodo non inferiore ai sei anni successivi, tenendo anche conto della previsione della domanda di cui all articolo 4, commi 4 e 5, del decreto legislativo n. 79/99, nonché le ipotesi e le metodologie utilizzate per la formulazione della previsione Terna contestualmente alla previsione di cui al comma precedente, pubblica, con riferimento al medesimo periodo, una valutazione della capacità di produzione complessivamente necessaria alla copertura della domanda prevista a garanzia della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico e degli approvvigionamenti, nel rispetto degli indirizzi formulati dal Ministro delle attività produttive di cui all articolo 1, comma 2, del decreto legislativo n. 42

48 79/99, nonché i criteri, le ipotesi e le metodologie utilizzate per la formulazione di detta valutazione. Articolo 54 Obblighi di registrazione, archiviazione e comunicazione di dati e informazioni relative alle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico nazionale 54.1 Per ciascuna unità essenziale per la sicurezza del sistema elettrico nazionale inclusa nell elenco di cui all Articolo 63, Terna registra e archivia per un periodo di 24 mesi i seguenti dati e informazioni: a) i periodi rilevanti dell anno comunicati da Terna ai sensi del comma 64.1; b) per ciascuno dei periodi rilevanti di cui al comma 64.1, la motivazione a supporto della comunicazione a supporto del medesimo comma; c) la produzione netta immessa in rete dall unità di produzione in ciascun periodo rilevante dell anno; d) i programmi finali al quarto d ora dell unità di produzione in ciascun periodo rilevante dell anno; e) i periodi di indisponibilità programmata ed accidentale nell anno dell unità di produzione. Articolo 55 Obblighi informativi connessi alla partecipazione di Terna al mercato dell energia 55.1 Terna pubblica il giorno successivo a quello di competenza le quantità di energia elettrica acquistate e le quantità di energia elettrica vendute in ciascun periodo rilevante nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento Terna pubblica il mese successivo a quello di competenza il costo sostenuto per acquistare l energia elettrica, nonché i ricavi ottenuti dalla vendita di energia elettrica nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento. TITOLO 6 DISPACCIAMENTO DELLE UNITA DI PRODUZIONE COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE Articolo 56 Ammissione degli utenti del dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore al riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento nel primo periodo di esercizio 56.1 L utente del dispacciamento di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore che intende beneficiare, nel corso del primo periodo di esercizio, della priorità di dispacciamento ai sensi dell articolo 3, comma 3, del decreto legislativo n. 79/99, ne fa richiesta al Gestore del sistema elettrico e, a tal fine, trasmette al medesimo Gestore nonché all Autorità: a) la documentazione tecnica attestante che, sulla base dei dati di progetto e degli esiti dei collaudi, la medesima unità di produzione è in grado di verificare le condizioni stabilite dalla deliberazione n. 42/02; b) le informazioni di cui all articolo 4, comma 2, lettere d) ed f), della medesima deliberazione; 43

49 c) la data di inizio del periodo di avviamento, a partire dalla quale intende avvalersi della priorità di dispacciamento Il Gestore del sistema elettrico verifica la documentazione allegata alla richiesta di cui al comma 56.1 e comunica a Terna, all utente del dispacciamento, nonché all Autorità, gli esiti della verifica entro 15 giorni dal ricevimento della medesima richiesta; decorso inutilmente tale termine, la richiesta si intende accolta e il Gestore del sistema elettrico ne dà comunicazione a Terna. La priorità di dispacciamento è riconosciuta all unità di produzione a decorrere dalla data di inizio del periodo di avviamento fino al termine del primo periodo di esercizio, fatto salvo quanto disposto al comma 56.3 e al comma I soggetti per i quali è stata accolta la richiesta di cui al comma 56.1 sono tenuti a comunicare immediatamente all Autorità e al Gestore del sistema elettrico l eventuale verificarsi di situazioni in cui le unità di produzione, per cause sopravvenute, non risultino in grado di rispettare le condizioni stabilite dalla deliberazione n. 42/02. Dal giorno successivo al ricevimento della dichiarazione di cui al presente comma, Terna, su indicazione del Gestore del sistema elettrico, non riconosce la priorità di dispacciamento fino al termine del primo periodo di esercizio. Articolo 57 Ammissione degli utenti di dispacciamento di unità di produzione combinata di energia elettrica e calore al riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento in anni successivi al primo periodo di esercizio 57.1 L utente del dispacciamento di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore che beneficia della priorità di dispacciamento sulla base dei dati di esercizio riferiti all anno solare precedente, come comunicati al Gestore del sistema elettrico entro il 31 marzo dell anno in corso, che, per cause eccezionali, imprevedibili e indipendenti dalla volontà del produttore non risulti in grado di rispettare le condizioni stabilite dalla deliberazione n. 42/02 per l anno in corso, può trasmettere al Gestore del sistema elettrico e all Autorità una dichiarazione contenente tutti gli elementi che attestano l eccezionalità e l imprevedibilità di dette cause, entro 15 (quindici) giorni dal loro verificarsi. Dal giorno successivo al ricevimento della dichiarazione di cui al presente comma, Terna, su indicazione del Gestore del sistema elettrico non riconosce la priorità di dispacciamento fino al termine dell anno in corso I soggetti di cui ai commi 57.1 e 56.3 che intendono beneficiare, nel corso dell anno successivo, della priorità di dispacciamento ne fanno richiesta al Gestore del sistema elettrico e, a tal fine, trasmettono al medesimo Gestore, nonché all Autorità, la documentazione tecnica attestante che, sulla base dei dati attesi per l anno successivo, la medesima unità di produzione è in grado di verificare le condizioni stabilite dalla deliberazione n. 42/02, ivi incluse le informazioni di cui all articolo 4 della medesima deliberazione Il Gestore del sistema elettrico verifica la dichiarazione di cui al comma 57.1 e la documentazione allegata alla richiesta di cui al comma 57.2 e comunica a Terna, all utente del dispacciamento, nonché all Autorità, gli esiti della verifica entro 15 giorni dal ricevimento della medesima richiesta; decorso inutilmente tale termine, la richiesta si intende accolta e il Gestore del sistema elettrico ne dà comunicazione a Terna. La priorità di dispacciamento è riconosciuta all unità di produzione a decorrere dall inizio dell anno successivo alla richiesta e fino al termine dell anno medesimo, fatto salvo quanto disposto al comma 57.4 e al comma

50 57.4 I soggetti per i quali è stata accolta la richiesta di cui al comma 57.3 sono tenuti a comunicare immediatamente all Autorità e al Gestore del sistema elettrico l eventuale verificarsi di situazioni in cui le unità di produzione, per cause sopravvenute, non risultino in grado di rispettare le condizioni stabilite dalla deliberazione n. 42/02. Dal giorno successivo al ricevimento della comunicazione di cui al presente comma, Terna, su indicazione del Gestore del sistema elettrico, non riconosce la priorità di dispacciamento fino al termine dell anno in corso e il beneficio di cui al comma 57.2 non può essere ulteriormente richiesto per l anno successivo. Articolo 58 Verifiche delle condizioni per il riconoscimento, sulla base di prestazioni attese, della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai fini del riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento nel primo periodo di esercizio o in anni successivi al primo periodo di esercizio 58.1 L Autorità verifica attraverso sopralluoghi e ispezioni, anche avvalendosi della Cassa Conguaglio per il settore elettrico ai sensi della deliberazione n. 60/04, la veridicità delle informazioni trasmesse ai sensi del comma 56.1 e del comma Qualora la verifica dia esito negativo, la priorità di dispacciamento riconosciuta a seguito della richiesta di cui al comma 56.1 e al comma 57.2 viene meno a decorrere dal giorno successivo alla comunicazione dell esito della verifica Con riferimento alle unità di produzione che abbiano beneficiato del riconoscimento anticipato della priorità di dispacciamento sulla base delle prestazioni attese, ai sensi dell Articolo 56 e dell Articolo 57, la dichiarazione di cui all articolo 4, comma 1, della deliberazione n. 42/02 deve essere resa entro il 15 gennaio e trasmessa anche all Autorità. L Autorità verifica l effettivo raggiungimento degli indici previsti dalla deliberazione n. 42/ Qualora le verifiche di cui ai commi 58.1 e 58.2 diano esito negativo, l utente del dispacciamento, relativamente all unità di produzione per la quale si è avvalso senza titolo della priorità di dispacciamento, riconosce a Terna un corrispettivo di dispacciamento pari al prodotto tra le quantità di energia elettrica ceduta nel mercato del giorno prima e tramite acquisti e vendite a termine e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica di cui al comma 30.4, lettera c). Tale corrispettivo è dovuto limitatamente a ciascuna delle ore in cui la priorità di dispacciamento è risultata determinante ai fini dell assegnazione del diritto di immissione dell energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi Ai fini di quanto stabilito ai sensi del comma precedente, le ore in cui la priorità di dispacciamento risulta determinante ai fini dell assegnazione del diritto di immissione dell energia elettrica nelle reti con obbligo di connessione di terzi sono quelle in cui il prezzo contenuto nelle offerte di vendita nel mercato del giorno prima relativa alla predetta unità di produzione, ivi incluse le offerte assimilate ai sensi del comma 30.6 è pari al prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta nella zona in cui è situata l unità di produzione, di cui al comma 30.4, lettera b) Nel caso in cui l utente del dispacciamento di una unità di produzione combinata di energia elettrica e calore si sia avvalso senza titolo della priorità di dispacciamento, l Autorità adotterà i provvedimenti sanzionatori di propria competenza. 45

51 58.6 In ogni caso l esito delle verifiche di cui al presente articolo non determina il venire meno della priorità di dispacciamento riconosciuta nel periodo precedente le verifiche stesse. PARTE III APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO TITOLO 1 MODALITA DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO Articolo 59 Criteri generali per la disciplina dell approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento 59.1 Le unità di produzione e di consumo rilevanti devono dotarsi dei dispositivi necessari a garantire l integrazione delle medesime unità nei sistemi di controllo di Terna, secondo le modalità e con i tempi previsti nelle regole per il dispacciamento Ai fini dell approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento, Terna definisce nelle regole per il dispacciamento, in maniera obiettiva, trasparente, non discriminatoria e conforme ai criteri di cui al presente provvedimento: a) le tipologie di risorse di cui deve approvvigionarsi per il servizio di dispacciamento, avendo cura di non includere in una stessa tipologia, indipendentemente degli algoritmi di calcolo utilizzati per approvvigionare i relativi fabbisogni di cui alla lettera b), risorse che non risultano fra loro sostituibili ai fini della risoluzione di una data problematica di riserva; b) le modalità di determinazione del fabbisogno di ciascuna delle risorse di cui alla precedente lettera a) sulla base delle proprie previsioni di domanda; c) le caratteristiche tecniche degli impianti, delle apparecchiature e dei dispositivi delle unità di produzione e delle unità di consumo rilevanti per l abilitazione alla fornitura delle risorse di cui alla lettera a), tenendo conto di quanto previsto nelle regole tecniche di connessione di cui all articolo 3, comma 6, del decreto legislativo n. 79/99; d) le modalità di verifica e controllo della costituzione e del mantenimento delle caratteristiche tecniche di cui alla precedente lettera c), ai fini dell utilizzo delle citate risorse; e) le modalità tecniche, economiche e procedurali che Terna è tenuta a seguire nell approvvigionamento e nell utilizzo delle risorse di cui alla lettera a); f) le modalità di determinazione della potenza disponibile di cui al comma Nell ambito degli algoritmi di selezione delle offerte nel mercato per il servizio di dispacciamento Terna definisce, nelle regole per il dispacciamento, e utilizza modelli di rete e procedure che consentano una rappresentazione il più possibile accurata delle interazioni tra le immissioni e i prelievi di energia elettrica ed i flussi di potenza ad essi corrispondenti sulla rete rilevante, nonché dei parametri tecnici di funzionamento delle unità di produzione abilitate e delle unità di consumo abilitate Gli algoritmi, modelli di rete e procedure di cui al comma 59.3 prevedono la rappresentazione esplicita delle interdipendenze tra le immissioni e i prelievi in ciascun nodo della rete 46

52 rilevante e i flussi di potenza su tutti gli elementi della medesima rete, ed utilizzano le migliori tecniche e i più adeguati strumenti di ottimizzazione allo stato dell arte. Articolo 60 Approvvigionamento per il tramite del mercato per il servizio di dispacciamento 60.1 Terna si approvvigiona, attraverso l apposito mercato per il servizio di dispacciamento, sulla base di proprie previsioni di fabbisogno, delle risorse necessarie a: a) gestire le congestioni della rete rilevante; b) predisporre adeguata capacità di riserva; c) garantire l equilibrio tra immissioni e prelievi anche in tempo reale Terna organizza il mercato per il servizio di dispacciamento di cui al comma 60.1, articolandolo in più segmenti, in coerenza con i seguenti obiettivi e criteri: a) minimizzare gli oneri e massimizzare i proventi conseguenti alle attività di approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento, sulla base degli algoritmi, dei modelli di rete e delle procedure definite ai sensi del comma 59.3, tenendo conto delle caratteristiche dinamiche dell unità di produzione o di consumo abilitate; b) offrire ai partecipanti al mercato un segnale trasparente del valore economico delle risorse necessarie per il sistema elettrico, differenziandolo in base alle diverse prestazioni che ciascuna risorsa rende al sistema; c) permettere ai partecipanti al mercato, attraverso un opportuna definizione delle tipologie di risorse, dei meccanismi di mercato e del formato delle offerte di acquisto e di vendita, di formulare offerte che riflettano la struttura dei costi; d) consentire l identificazione dei costi di approvvigionamento imputabili alle varie tipologie di risorse, dando separata evidenza alle offerte accettate ai fini dell approvvigionamento delle medesime L utente del dispacciamento di un unità di produzione abilitata deve rendere disponibile a Terna nel mercato per il servizio di dispacciamento tutta la potenza disponibile dell unità di produzione. Articolo 61 Approvvigionamento al di fuori del mercato 61.1 Le regole per il dispacciamento definiscono modalità e condizioni per l approvvigionamento al di fuori del mercato di cui all Articolo 60, da parte di Terna, delle risorse per il dispacciamento non negoziabili in detto mercato e che gli utenti del dispacciamento delle unità di produzione devono obbligatoriamente fornire a Terna Le regole per il dispacciamento devono disciplinare altresì gli obblighi gli utenti del dispacciamento di unità di produzione abilitate in merito all esecuzione di azioni di rifiuto di carico e alla partecipazione delle medesime unità al ripristino del servizio elettrico in seguito ad interruzioni parziali o totali del medesimo servizio, dalla fase di rilancio di tensione alla fase di ripresa totale del servizio Gli utenti del dispacciamento delle unità di produzione con caratteristiche tecniche non adeguate alla fornitura di una o più risorse di cui ai commi 61.1 e 61.2 devono corrispondere a Terna il corrispettivo sostitutivo per la risorsa non fornita, determinato dall Autorità ai sensi dell Articolo

53 TITOLO 2 RISORSE ESSENZIALI PER LA SICUREZZA DEL SISTEMA ELETTRICO Articolo 62 Stoccaggio di energia per la sicurezza del sistema 62.1 Fra le tipologie di risorse definite ai sensi del comma 59.2, lettera a) Terna include una tipologia di risorsa, denominata stoccaggio di energia per la sicurezza del sistema, finalizzata alla risoluzione delle problematiche seguenti: a) gestione delle esigenze di bilanciamento tra immissioni e prelievi derivanti dall attuazione dei raccordi tra i programmi di immissione e di prelievo del giorno attuale e del giorno successivo; b) la gestione di pronunciati gradienti di carico nella transizione da ore di basso carico ad ore di alto carico; c) il supporto di adeguati livelli minimi di produzione nelle ore di basso carico, coerentemente coi minimi tecnici di produzione delle unità termoelettriche, al fine di assicurare il mantenimento in servizio di un numero di unità termoelettriche sufficiente alla gestione in sicurezza del sistema durante le ore di alto carico Le unità abilitate alla fornitura dello stoccaggio di energia per la sicurezza del sistema sono esclusivamente le unità di produzione e pompaggio in possesso dei requisiti richiesti da Terna Con cadenza annuale, Terna determina l ammontare di capacità di produzione e pompaggio che, nel corso dell anno solare successivo, Terna prevede risulti indispensabile ai fini della risoluzione delle problematiche di cui al comma 62.1 rispettivamente per la macrozona B, la macrozona C e la macrozona Continente Un utente del dispacciamento titolare di unità di produzione e di pompaggio strategiche è ritenuto indispensabile ai fini dell approvvigionamento da parte di Terna di stoccaggio per la sicurezza del sistema in una delle macrozone di cui al comma 62.3, quando risulta positiva la differenza fra l ammontare di capacità di cui al comma 62.3 riferito alla medesima macrozona e la capacità complessiva delle unità di produzione e di pompaggio nella titolarità di altri utenti del dispacciamento ubicate nella medesima macrozona. Tale differenza positiva è definita capacità di produzione e pompaggio strategica L utente del dispacciamento di cui al comma 62.4 identifica le unità di produzione e pompaggio nella sua titolarità da includere nell elenco di cui al comma 62.6 in modo tale che la somma delle capacità di produzione e pompaggio delle predette unità risulti maggiore o uguale alla capacità di produzione e pompaggio strategica di cui al comma Entro il 30 settembre di ciascun anno, Terna predispone e pubblica nel proprio sito internet, l elenco delle unità di produzione e pompaggio strategiche valido per l anno solare successivo, identificate nel rispetto dei criteri di cui al presente articolo Terna invia all Autorità, contestualmente alla pubblicazione, l elenco di cui al comma 62.6 corredato di una relazione che specifichi: 48

54 a) la metodologia seguita per rappresentare e analizzare le problematiche elencate al comma 62.1; b) la metodologia seguita per calcolare l ammontare di cui al comma 62.3; c) gli utenti del dispacciamento ritenuti indispensabili ai sensi del comma 62.4 in ciascuna macrozona; d) le caratteristiche di ciascuna unità iscritta nell elenco di cui al comma 62.6 nonché l entità dello stoccaggio per la sicurezza del sistema che tale unità sarà prevedibilmente tenuta a fornire nelle diverse ore dell anno. Articolo 63 Unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico 63.1 Terna predispone e pubblica sul proprio sito internet l elenco delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico valido per l anno solare successivo, formato secondo i criteri definiti nelle regole per il dispacciamento Terna invia all Autorità, contestualmente alla pubblicazione, l elenco di cui al comma 63.1 corredato di una relazione che, per ciascuna unità, indichi: a) le ragioni per cui l unità è stata inclusa nell elenco; b) il periodo dell anno e le condizioni in cui Terna prevede che l unità sarà indispensabile per la gestione delle congestioni, per la riserva e per la regolazione della tensione; c) una stima del probabile utilizzo dell unità nei periodi in cui tale unità può risultare indispensabile per la sicurezza del sistema elettrico Terna invia agli utenti del dispacciamento delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico, contestualmente alla pubblicazione, la relazione di cui al comma 63.2 per la parte relativa alle unità di cui sono titolari Terna, qualora modifiche rilevanti del sistema elettrico lo rendano necessario, aggiorna l elenco di cui al comma 63.1 prima dello scadere dei dodici mesi di validità del medesimo, dandone comunicazione all Autorità e agli utenti del dispacciamento delle unità interessate, secondo le modalità previste al presente articolo. L aggiornamento dell elenco non comporta la proroga del periodo di validità del medesimo L utente del dispacciamento di un unità di produzione essenziale per la sicurezza può chiedere all Autorità, entro trenta (30) giorni dal ricevimento della comunicazione di cui al comma 63.3, l ammissione alla reintegrazione dei costi di generazione per il periodo di validità dell elenco. Tale richiesta deve essere accompagnata da una relazione tecnica che descriva i costi di produzione e le potenzialità reddituali dell unità, anche in considerazione delle previsioni di utilizzo formulate da Terna nella relazione di cui al comma La richiesta si considera accolta qualora non venga comunicato all'interessato il provvedimento di diniego entro trenta (30) giorni dal ricevimento L utente del dispacciamento di un unità di produzione ammessa alla reintegrazione dei costi di generazione deve conformarsi ai vincoli stabiliti dall Articolo 65 ed ha diritto a ricevere da Terna il corrispettivo a reintegrazione dei costi i generazione di cui al comma L Autorità determina un corrispettivo a reintegrazione dei costi di generazione pari alla differenza tra i costi di produzione riconosciuti all unità ed i ricavi da essa conseguiti dal momento dell inserimento dell elenco fino alla scadenza del termine di validità dell elenco medesimo. 49

55 Articolo 64 Vincoli afferenti le unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico non ammesse alla reintegrazione dei costi 64.1 Terna comunica, 12 ore prima del termine di chiusura del mercato del giorno prima, all utente del dispacciamento delle unità di produzione o di consumo incluse nell elenco di cui al comma 63.1 i periodi rilevanti del giorno di calendario successivo nelle quali la medesima unità è ritenuta indispensabile per la sicurezza del sistema Per ciascuna unità inclusa nell elenco di cui al comma 63.1, nei periodi rilevanti del giorno comunicati da Terna ai sensi del comma precedente, l utente del dispacciamento presenta offerte sul mercato del giorno prima, sul mercato di aggiustamento e sul mercato per il servizio di dispacciamento, nel rispetto di vincoli e criteri definiti da Terna Il prezzo unitario delle offerte di vendita definite ai sensi del comma precedente nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento è pari a zero Le offerte di acquisto definite ai sensi del comma 64.2 nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento sono senza indicazione di prezzo Il prezzo unitario delle offerte definite ai sensi del comma 64.2 nel mercato per il servizio di dispacciamento è pari, in ciascun periodo rilevante, al prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzata l unità Terna riconosce all utente del dispacciamento di ciascuna delle unità di produzione essenziali per la sicurezza del sistema un corrispettivo pari, in ciascun periodo rilevante, alla differenza, se positiva, tra il costo variabile riconosciuto all unità definito dall Autorità e il prezzo di valorizzazione dell energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima applicata al programma post-msd-ex-ante. Articolo 65 Vincoli afferenti le unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ammesse alla reintegrazione dei costi 65.1 L utente del dispacciamento di un unità essenziale per la sicurezza del sistema elettrico deve formulare offerte sul mercato del giorno prima, sul mercato di aggiustamento e sul mercato per il servizio di dispacciamento, nel rispetto di vincoli e criteri definiti da Terna. Terna può richiedere che l utente del dispacciamento di un unità essenziale per la sicurezza del sistema elettrico non formuli alcuna offerta Nelle ore in cui l unità è ritenuta indispensabile per la sicurezza le offerte presentate dall utente del dispacciamento sono formulate secondo quanto previsto ai commi da 64.3 a Nelle ore in cui l unità non è ritenuta indispensabile per la sicurezza del sistema le medesime offerte sono formulate con un prezzo unitario pari al costo variabile riconosciuto di cui al comma Terna può richiedere che le offerte di cui al primo periodo siano formulate con un prezzo unitario pari a zero. 50

56 TITOLO 2 GESTIONE DELLE INDISPONIBILITÀ E DELLE MANUTENZIONI Articolo 66 Indisponibilità di capacità produttiva 66.1 Con cadenza annuale, per l anno successivo, Terna definisce e pubblica i livelli di disponibilità di capacità produttiva richiesti per ciascun periodo rilevante dell anno seguente sulla base di proprie previsioni dell andamento della richiesta di energia elettrica nel territorio nazionale e dello stato di funzionamento della rete rilevante Gli utenti del dispacciamento presentano a Terna, con cadenza annuale e secondo modalità definite da Terna nelle regole per il dispacciamento, i piani di manutenzione delle unità di produzione. Terna verifica la compatibilità dei piani di manutenzione delle unità di produzione e della rete rilevante con i livelli di disponibilità di capacità produttiva di cui al comma precedente e con la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico nazionale; qualora riscontri incompatibilità Terna modifica detti piani di manutenzione con l obiettivo di minimizzare le modifiche apportate ai medesimi I piani di manutenzione possono essere aggiornati in corso d anno secondo modalità definite da Terna nelle regole per il dispacciamento Terna pone in essere procedure per la verifica ed il controllo dell effettiva indisponibilità delle unità abilitate nei casi di dichiarazioni di fermata accidentale Nei casi in cui, a giudizio di Terna, il mancato rispetto dei piani di manutenzione proposti dagli operatori e modificati da Terna medesima possa comportare o abbia comportato rischi per la sicurezza del sistema elettrico, Terna né da immediata comunicazione all Autorità e al Ministro delle Attività Produttive. Articolo 67 Piani di indisponibilità delle reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale 67.1 I gestori delle reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale predispongono ed inviano a Terna, con cadenza annuale e secondo modalità definite da Terna nelle regole per il dispacciamento, i piani di indisponibilità degli elementi delle reti di rispettiva competenza e appartenenti alla rete rilevante. Qualora i piani di indisponibilità proposti non risultino compatibili con la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico nazionale, Terna modifica detti piani di manutenzione con l obiettivo di minimizzare le modifiche apportate ai medesimi I piani di manutenzione possono essere aggiornati in corso d anno secondo modalità definite da Terna nelle regole per il dispacciamento Nei casi in cui, a giudizio di Terna, il mancato rispetto dei piani di manutenzione proposti dagli operatori e modificati da Terna medesima possa comportare o abbia comportato rischi per la sicurezza del sistema elettrico, Terna né da immediata comunicazione all Autorità e al Ministro delle Attività Produttive. 51

57 PARTE IV DISPOSIZIONI TRANSITORIE E FINALI Articolo 68 Determinazione dei corrispettivi sostitutivi 68.1 Entro novanta (90) giorni dall entrata in vigore del presente provvedimento, Terna trasmette all Autorità elementi propedeutici e sufficienti alla definizione dei corrispettivi sostituivi all approvvigionamento delle risorse di cui all Articolo Entro trenta (30) giorni dalla ricezione degli elementi di cui al comma precedente l Autorità determina i corrispettivi sostitutivi all approvvigionamento delle risorse di cui all Articolo 61. Articolo 69 Disposizioni transitorie e finali 69.1 Per l anno 2007 la qualifica di operatore di mercato qualificato è riconosciuta di diritto al Gestore del mercato elettrico Le condizioni di dispacciamento applicate su porzioni del territorio nazionale servite da reti con obbligo di connessione di terzi non interconnesse con la rete di trasmissione nazionale, neppure indirettamente attraverso reti di distribuzione o attraverso collegamenti in corrente continua, sono oggetto di successivo provvedimento dell Autorità. Sino all adozione di detto provvedimento si applicano le vigenti modalità Terna tiene separata evidenza contabile degli oneri e dei proventi derivanti dall applicazione delle previsioni di cui al presente provvedimento Successivamente alla data di entrata in vigore del presente provvedimento, il Gestore del mercato elettrico pubblica sul proprio sito internet un avviso nel quale sono indicate le date previste per l invio all Autorità e la successiva pubblicazione del regolamento di cui all Articolo 17 ed eventuali altre scadenze rilevanti, al fine di consentire l avvio dell operatività del sistema di registrazione a partire dall 1 gennaio Successivamente alla data di entrata in vigore del presente provvedimento Terna pubblica sul proprio sito internet un avviso nel quale sono indicate le date previste per la pubblicazione delle Regole per il dispacciamento aggiornate per tenere conto delle previsioni del presente provvedimento ed eventuali altre scadenze rilevanti, al fine di consentire l avvio dell operatività del sistema di registrazione a partire dall 1 gennaio

58 Autorità per l energia elettrica e il gas 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 Relazione AIR 9 giugno 2006

59 Premessa Il provvedimento, approvato con deliberazione 9 giugno 2006, n. 111/06, 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, è stato adottato applicando una nuova metodologia: l analisi di impatto della regolazione (di seguito: l Air). L Air, prevista dall articolo 12 della legge di semplificazione n. 229/03, ha come principale obiettivo il miglioramento della qualità complessiva della regolazione, dando pubblicità alle esigenze e agli obiettivi che stanno alla base dell atto amministrativo, esplicitando le motivazioni dell opzione adottata rispetto ad altre ipotesi di intervento, coinvolgendo nel procedimento tutti gli interessati. L Autorità ha avviato, con la deliberazione 28 settembre 2005, n. 203/2005, una fase di sperimentazione della nuova metodologia, che avrà durata triennale e riguarderà alcuni dei principali provvedimenti dell Autorità, individuati in coerenza con il piano triennale della attività Alla fine del periodo sperimentale (che dovrà servire in particolare per definire compiutamente i criteri per selezionare i provvedimenti da sottoporre ad analisi, le modalità di organizzazione interna dell Autorità, le modalità di consultazione degli organismi rappresentativi degli interessi destinatari degli interventi regolatori e le modalità di valutazione economica) verrà adottato l atto di regolazione formale dell Air con relativo manuale operativo. Sulla base della procedura Air attualmente in fase di sperimentazione, il provvedimento approvato dell Autorità viene accompagnato dalla presente relazione che ha il compito di illustrare l iter seguito, evidenziando in particolare: - i riferimenti normativi generali; - l ambito di intervento del provvedimento; - le ragioni di opportunità dell intervento; - gli obiettivi dell Autorità; - le opzioni di intervento, i risultati delle consultazioni e le valutazioni delle opzioni; - la descrizione dell opzione preferita e la motivazione della scelta effettuata. 2

60 Indice A) Contesto normativo e ragioni di opportunità dell intervento...4 B) Obiettivi generali e specifici...8 C) Ambito di intervento...10 D.1) Opzioni preliminari...12 D.2) Selezione delle opzioni rilevanti...21 E) Valutazione economica delle opzioni...22 F) Opzione preferita...24 APPENDICE Consultazioni...38 Allegati vari 3

61 A) Contesto normativo e ragioni di opportunità dell intervento 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 Norme statali - la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95); - 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 - Deliberazione dell Autorità 30 dicembre 2003, n. 168, come successivamente modificata e integrata - Documento per la consultazione 31 luglio 2003 Proposte per la regolazione dei contratti bilaterali di cui all articolo 6 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n Documento per la consultazione 27 novembre 2003 Proposta di 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 Documento per la consultazione 19 novembre 2004 Condizioni vigenti dall'1 gennaio 2005 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 Documento di ricognizione 1 giugno 2005 Ricognizione in materia di registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica, nonché di diritti ed obblighi connessi con l esecuzione di tali contratti nell ambito del servizio di dispacciamento - Documento per la consultazione 4 agosto 2005 Registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica ai fini della loro esecuzione nell ambito del servizio di dispacciamento - Documento per la consultazione 16 novembre 2005 Modifiche alla deliberazione n. 168/03 per la registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica ai fini della loro esecuzione nell ambito del servizio di dispacciamento, la modifica dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo e la definizione di disposizioni transitorie relative all anno 2006 Altri atti normativi - Testo integrato della disciplina del mercato elettrico, approvato con decreto del Ministro delle Attività Produttive in data 19 dicembre

62 CONTESTO NORMATIVO Il decreto legislativo 16 marzo, n. 79 (di seguito decreto legislativo n. 79/99) prevede che l acquisto e la vendita di energia elettrica possano avvenire attraverso la contestuale presenza di un sistema delle offerte ad accesso facoltativo e di un sistema di registrazione di acquisti e vendite concluse al di fuori del medesimo sistema delle offerte (a termine). L attività di registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica nel mercato elettrico è tipicamente inerente l organizzazione del mercato elettrico ed è pienamente riconducibile ai compiti affidati al Gestore del mercato elettrico ai sensi dell articolo 5 del sopra menzionato decreto legislativo n. 79/99. Ai sensi dell articolo 5 del sopra menzionato decreto, al Gestore del mercato elettrico è infatti affidata l organizzazione del sistema di negoziazione si energia elettrica. Tale organizzazione deve avvenire secondo criteri di neutralità, trasparenza ed obiettività. Il decreto legislativo n. 79/99 prevede, inoltre, con riferimento alla gestione delle offerte di acquisto e di vendita dell energia elettrica e di tutti i servizi connessi di cui all articolo 5 comma 2 del medesimo decreto, che i rapporti tra Terna ed il Gestore del mercato elettrico debbano essere inquadrati in apposite convenzioni il cui schema sia sottoposto preventivamente all Autorità al fine di garantire la non discriminazione tra i soggetti partecipanti al mercato elettrico e i soggetti che si avvalgono di contratti bilaterali di cui all articolo 6 del decreto legislativo n. 79/99, nonché di assicurare un adeguata copertura degli oneri connessi a detta gestione. L articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99 prevede che il Gestore della rete di trasmissione nazionale, oggi Terna, eserciti in regime di concessione le attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica, ivi compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale, e assegna all Autorità il compito di fissare le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la libertà di accesso a parità di condizioni, l imparzialità e la neutralità del servizio di trasmissione e dispacciamento, perseguendo l obiettivo della più efficiente utilizzazione dell'energia elettrica prodotta o comunque immessa nel sistema elettrico nazionale. In attuazione delle disposizioni sopra richiamate l Autorità ha stabilito, prima con la deliberazione n. 95/01 e successivamente con la deliberazione n. 168/03 le condizioni per l erogazione del servizio di dispacciamento dell energia elettrica secondo criteri di merito economico mentre Terna ha adottato, nell abito del Codice di rete, le regole per il dispacciamento che disciplinano le modalità e le procedure per l approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento e per l erogazione del medesimo servizio agli utenti della rete. Nel contesto sopra delineato l attività di dispacciamento ha come finalità, tra le altre, quella di consentire l esecuzione delle transazioni di acquisto e vendita di energia elettrica concluse tra gli operatori, attraverso la registrazione degli acquisti e delle vendite e dei programmi di immissione e di prelievo, garantendo la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico. Il decreto legislativo 19 dicembre 2003 prevede, inoltre, che l Autorità svolga un attività di monitoraggio. Si ritiene che tale attività possa essere favorita dalla semplificazione dei processi amministrativi e gestionali legati alla registrazione dei contratti di compravendita e alla loro esecuzione fisica. MOTIVAZIONI ECONOMICHE L esperienza maturata nel primo anno di operatività del dispacciamento di merito economico, avviato il 1 aprile 2004 con la partecipazione dei soli utenti di dispacciamento in immissione 5

63 e solo a partire dall 1 gennaio 2005 con la partecipazione di tutti gli utenti del dispacciamento, ha fatto emergere l esigenza di aumentare, attraverso la rimozione di alcuni vincoli e rigidità presenti nei sistemi attualmente utilizzati, la flessibilità delle piattaforme di registrazione degli acquisti e delle vendite, in particolare degli acquisti e delle vendite a termine, anche al fine di favorire lo sviluppo di mercati per la negoziazione di prodotti a termine. La necessità, ad esempio, di indicare già in fase di registrazione degli acquisti e delle vendite i punti di prelievo e di immissione con riferimento ai quali i medesimi acquisti e vendite verranno eseguiti e l impossibilità per gli operatori in immissione (prelievo) di effettuare acquisti (vendite) nel mercato del giorno prima (MGP), sono elementi che ostacolano lo sviluppo di piattaforme per la contrattazione di prodotti a termine e pregiudicano l efficiente funzionamento del mercato. È altresì emersa l esigenza di ridurre gli oneri amministrativi per gli operatori, legati all utilizzo di differenti piattaforme, e i rischi legati alla probabilità di errori nella programmazione. MOTIVAZIONI SOCIALI Si riscontrano due principali esigenze di carattere sociale. Innanzitutto è necessaria l introduzione di un sistema di garanzie che assicuri il buon esito delle transazioni concluse dagli operatori con Terna nell ambito del servizio di dispacciamento, al fine di garantire la stabilità del sistema elettrico anche sotto il profilo economico e finanziario e l equità del sistema, evitando che partite economiche relative a corrispettivi per il servizio in capo ad un utente insolvente diano luogo ad oneri ulteriori per gli altri utenti del sistema. Il sistema di garanzie deve essere strutturato, anche adottando opportuni meccanismi di coordinamento tra i vari sistemi di registrazione degli acquisti e delle vendite (a termine piuttosto che nell ambito del sistema delle offerte) in maniera da contenere l onerosità del medesimo sistema per gli utenti del servizio di dispacciamento. In secondo luogo, le modalità di registrazione dei contratti di compravendita devono agevolare le attività svolte da Terna nell ambito del sevizio di dispacciamento ai fini del mantenimento del sistema in condizioni di sicurezza. CRITICITÀ CHE L INTERVENTO MIRA A EVITARE O RIDURRE All avvio del dispacciamento di merito economico, il 1 aprile 2004, l architettura del sistema elettrico italiano risentiva ancora dell originaria preoccupazione di assicurare una stretta corrispondenza fra ciascuna transazione commerciale ed i corrispondenti impegni ad immettere/prelevare energia elettrica in esecuzione della medesima transazione. Tale corrispondenza, se pur necessaria con adeguato anticipo per consentire a Terna un corretto approvvigionamento delle risorse per la gestione del sistema nel tempo reale, può essere ottenuta con modalità alternative rispetto a quella previste dalla normativa vigente, con notevoli semplificazioni di carattere operativo e gestionale. L architettura prevista all avvio del dispacciamento di merito economico: - ammetteva l accreditamento ai fini della registrazione di acquisti e vendite da parte dei soli utenti del dispacciamento, ovvero operatori titolari di un contratto di dispacciamento e quindi responsabili per punti di immissione o di prelievo; (criticità I) - non consentiva l aggiustamento delle posizioni tra gli operatori; non era possibile, ad esempio, registrare una vendita nel quale il soggetto venditore fosse un utente del dispacciamento in prelievo o registrare un acquisto nel quale il soggetto acquirente fosse un utente del dispacciamento in immissione; (criticità II) 6

64 - non consentiva in alcuni casi la chiusura nel MGP delle posizioni derivanti dagli acquisti e dalle vendite a termine, con la conseguente potenziale inefficienza derivante dalla programmazione degli impianti indipendentemente dal prezzo che si forma nel medesimo mercato; (criticità III) - richiedeva l identificazione, per ciascun acquisto o vendita registrata, dei programmi orari di immissione o di prelievo in esecuzione del medesimo acquisto o vendita già in fase di registrazione; (criticità IV) - mancava di un sistema di garanzie efficace nel coprire Terna dai rischi commerciali connessi all attività di dispacciamento; (criticità V). Alcune delle rigidità sopra elencate sono state successivamente mitigate sul piano sostanziale prevedendo, con successivi interventi: a) la facoltà per gli utenti del dispacciamento di delegare un terzo a registrare acquisti e vendite sia a termine che nell ambito del sistema delle offerte; b) la facoltà per gli operatori di mercato di ricorrere agli sbilanciamenti a programma, ovvero di cedere nel MGP eventuali acquisti non bilanciati da corrispondenti programmi di prelievo. Tale previsione, riservata agli operatori regolarmente iscritti al MGP, risolve solo parzialmente la criticità III in quanto, da un lato la decisione tra il prelievo dell energia acquistata e la rivendita in MGP non è basata su un indicazione di prezzo ma è effettuata ex-ante, dall altro continua a non essere possibile per un utente del dispacciamento in immissione decidere di approvvigionarsi nel MGP dell energia venduta a termine anziché programmarla in immissione con impianti propri, soprattutto potendo indicare un prezzo sulla base del quale effettuare tale scelta; c) l introduzione della Piattaforma di Aggiustamento Bilaterale della domanda (PAB) nella quale gli utenti del dispacciamento in prelievo possono cedere energia elettrica ad altri utenti del dispacciamento in prelievo. L introduzione della PAB, se da un lato risolve la criticità II, anche se limitatamente agli utenti del dispacciamento in prelevo, dall altro introduce oneri amministrativi e gestionali per gli operatori che si trovano a gestire differenti piattaforme con tempistiche e procedure differenti. Sono inoltre emerse alcune criticità sotto il profilo della trasparenza e delle garanzie a copertura delle transazioni effettuate. Al fine di favorire lo sviluppo di un mercato per la negoziazione di prodotti a termine e di garantire la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico nazionale è quindi imprescindibile lo sviluppo di un sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite che superi tutte le criticità evidenziate e agevoli la definizione di un adeguato sistema di garanzie. 7

65 B) Obiettivi generali e specifici L autorità ritiene, alla luce delle motivazioni giuridiche, economiche e sociali sopra esposte, opportuno adottare nuove modalità di registrazione dei contratti di acquisto e di vendita di energia elettrica nell ambito della disciplina del dispacciamento di merito economico al fine di strutturare in maniera più efficiente il sistema di registrazione attualmente vigente e di ampliare e rendere più flessibili le modalità e gli strumenti per la registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica a disposizione degli operatori di mercato. La riconfigurazione del sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica deve inoltre essere effettuata anche al fine di consentire il superamento delle criticità evidenziate nel precedente paragrafo. L intervento proposto si pone l ulteriore obiettivo di definire le condizioni essenziali per la gestione degli strumenti a garanzia del buon esito delle transazioni concluse nell ambito del servizio di dispacciamento. In relazione alla riconfigurazione delle modalità di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine sono identificabili gli obiettivi specifici elencati di seguito. Per alcuni di tali obiettivi, ogni qualvolta ciò è possibile, viene identificato un indicatore utile per la valutazione quantitativa del livello di raggiungimento dell obiettivo stesso insieme con i corrispondenti valori obiettivo. OBIETTIVO SPECIFICO 1 INDICATORE QUANTITATIVO VALORE OBIETTIVO Consentire agli operatori la chiusura delle posizioni sia bilateralmente che attraverso acquisti e vendite nel MGP OBIETTIVO SPECIFICO 2 INDICATORE QUANTITATIVO VALORE OBIETTIVO Favorire lo sviluppo di piattaforme di negoziazione di prodotti a termine (ad esempio contratti forward e futures) n. di piattaforme di negoziazione disponibili per gli operatori e n. di prodotti negoziati Almeno una piattaforma entro il 2007 OBIETTIVO SPECIFICO 3 INDICATORE QUANTITATIVO VALORE OBIETTIVO Favorire la creazione di un mercato a termine con orizzonte più lungo del MGP liquido e trasparente che possa rappresentare un riferimento affidabile per tutti gli operatori liquidità del mercato 20% dell energia scambiata a termine OBIETTIVO SPECIFICO 4 INDICATORE QUANTITATIVO VALORE OBIETTIVO 8

66 Ridurre il numero di piattaforme e di transazioni necessarie alla registrazione e all esecuzione degli acquisti e delle vendite al fine di minimizzare i costi di transazione e i rischi di errore n. di piattaforme e n. di transazioni necessarie alla registrazione e all esecuzione degli acquisti e delle vendite 1 piattaforma per inizio

67 C) Ambito di intervento C.1 CONFINI OGGETTIVI ATTIVITÀ INTERESSATE DALL INTERVENTO Le attività interessate dall intervento comprendono tutti gli elementi in cui si articola l erogazione del servizio di dispacciamento, ovvero: a) la registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica e dei programmi di immissione e di prelievo in esecuzione dei medesimi acquisti e vendite; b) l aggregazione delle misure ai fini del dispacciamento; c) la determinazione e la regolazione dei corrispettivi di dispacciamento. AMBITO TERRITORIALE DI RIFERIMENTO L intervento riguarda tutti i punti di immissione e di prelievo stabiliti sul territorio nazionale, nonché i punti di importazione ed esportazione in corrispondenza dei quali avviene l importazione o l esportazione di energia elettrica da/verso paesi confinanti. C.1 CONFINI SOGGETTIVI Al fine di identificare i confini soggettivi dell intervento, ovvero l insieme dei soggetti interessati dall intervento stesso, è utile distinguere tra: a) destinatari diretti, che comprendono i soggetti per i quali l impatto dell intervento, in termini ad esempio di modifica delle attività svolte dai medesimi, è diretto; b) destinatari indiretti, che comprendono i soggetti che, pur non subendo un impatto diretto dall intervento, hanno interessi in alcune fasi della filiera oggetto dell intervento. Tra i destinatari diretti rientrano: - gli utenti del dispacciamento e gli operatori di mercato, ovvero i soggetti delegati da utenti del dispacciamento, in immissione; ad oggi in tali categorie rientrano circa 200 soggetti; - gli utenti del dispacciamento e gli operatori di mercato in prelievo; ad oggi in tali categorie rientrano circa 200 soggetti; - le imprese distributrici, oggi circa 200; - la società Terna SpA, nella sua qualità di concessionaria dell attività di dispacciamento; - il Gestore del mercato elettrico SpA (di seguito: Gestore del mercato elettrico), nella sua qualità di gestore del mercato dell energia elettrica e dei relativi servizi; - la società Gestore del sistema elettrico GRTN SpA, nella sua qualità di operatore di mercato dei punti di immissione corrispondenti a impianti di produzione CIP 6; - l Acquirente unico SpA, nella sua qualità di utente del dispacciamento dei punti di prelievo corrispondenti a clienti finali del mercato vincolato e di operatore di mercato dei punti di immissione corrispondenti a impianti di produzione d.lgs. 387/03 o l. 239/04. Tra i destinatari indiretti rientrano: 10

68 - le società di intermediazione finanziaria, alla luce dell auspicato sviluppo di mercati a termine legati all acquisto e alla vendita di energia elettrica; - gli istituti di credito, in relazione alla possibilità per tali istituti di partecipare ai meccanismi di gestione delle garanzie; - le società che svolgono attività di sviluppo di sistemi informativi per la gestione delle transazioni di energia elettrica, in relazione all impatto dell intervento sui medesimi sistemi, sia con riferimento agli operatori istituzionali (Terna, il Gestore del mercato elettrico, ecc.) che agli altri soggetti interessati. Le Amministrazioni coinvolte dall intervento, oltre all Autorità per l energia elettrica e il gas, comprendono, per gli aspetti di rispettiva competenza: - l Autorità garante per la concorrenza e il mercato; - il Ministero dello Sviluppo economico. 11

69 D.1) Opzioni preliminari D.1.1 CRITERI PER LA DEFINIZIONE DELLE OPZIONI PRELIMINARI Come accennato in precedenza, gli elementi generali dell assetto organizzativo del settore elettrico italiano rilevanti ai fini della disciplina del dispacciamento di merito economico sono delineati nel decreto legislativo n. 79/99. Il decreto legislativo n. 79/99 prevede che l acquisto e la vendita di energia elettrica possano avvenire secondo due modalità alternative: a) attraverso la contrattazione nell ambito del sistema delle offerte gestito dal Gestore del mercato elettrico; b) al di fuori del medesimo sistema, ovvero attraverso la contrattazione bilaterale tra gli operatori. La registrazione degli acquisti e delle vendite a termine, ovvero degli acquisti e delle vendite conclusi attraverso la contrattazione bilaterale al di fuori del sistema delle offerte, così come la registrazione degli acquisti e delle vendite concluse nell ambito del sistema delle offerte, costituisce lo strumento per l esecuzione delle medesime transazioni e modifica gli obblighi degli operatori nei confronti del sistema elettrico, ovvero di Terna in qualità di soggetto responsabile dell attività di dispacciamento, prefigurando un diritto per i soggetti acquirenti di disporre dell energia elettrica acquistata e un obbligo per i soggetti venditori di rendere disponibile la medesima energia; tale attività rientra pertanto nell attività di dispacciamento affidata a Terna dall articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99 insieme alle attività connesse alla regolazione dell immissione e del prelievo dell energia elettrica venduta o acquistata, ovvero alla fase di esecuzione fisica degli acquisti e delle vendite conclusi nei diversi mercati (a termine, MGP, MA, MSD ex-ante e in tempo reale). Tale fase del contratto è sottratta alla disponibilità delle parti (venditore-acquirente) e può essere garantita unicamente dal soggetto responsabile della gestione complessiva dei flussi di energia elettrica a livello nazionale. Le caratteristiche tecniche del sistema elettrico, inoltre, fanno sì che l approvvigionamento delle risorse necessarie per garantire la sicurezza nell ambito del servizio di dispacciamento debba essere programmato in anticipo rispetto al tempo reale, ovvero al momento temporale in cui le medesime risorse si rendono necessarie. Affinché tale attività di programmazione possa essere svolta con efficacia, è necessario che siano comunicati a Terna i programmi di immissione/prelievo di energia elettrica in esecuzione degli acquisti e delle vendite registrate entro un termine prefissato (identificato come gate closure e coincidente con il termine per l invio delle offerte nel MGP). Tali programmi devono: - essere definiti per punto di dispacciamento; tale previsione consente a Terna di valutarne correttamente l impatto sulla sicurezza di funzionamento del sistema elettrico e di garantire la sicurezza attraverso la corretta programmazione delle risorse per il bilanciamento del sistema ed un efficace monitoraggio del comportamento degli operatori; - essere congruenti con le reali capacità di produzione degli asset fisici sottostanti (unità di produzione e di consumo); tale previsione è necessaria al fine di evitare che nel sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite possano essere registrate posizioni speculative (ovvero che l utente del dispacciamento non sarebbe in grado di coprire con le prestazioni degli asset fisici nella propria disponibilità) e implica che Terna mantenga un registro delle unità di produzione e di consumo recante i dati sulle effettive capacità di immissione 12

70 delle unità connesse al sistema elettrico nazionale e che proceda sistematicamente a verificare la congruenza dei programmi di immissione e di prelievo ricevuti con i dati di disponibilità di potenza delle relative unità; - essere vincolanti; tale condizione è volta a garantire che i programmi registrati rappresentino le reali previsioni di immissione e di prelievo degli utenti del dispacciamento cui i medesimi programmi si riferiscono ed è essenziale per un efficace ed efficiente gestione del sistema elettrico da parte di Terna. In particolare il terzo requisito implica che ogni deviazione volontaria degli utenti di dispacciamento rispetto alle obbligazioni di immissione o di prelievo assunte nei confronti del Terna debba essere adeguatamente valorizzata in modo da disincentivare tale comportamento e che ogni deviazione anche involontaria sia valorizzata in modo da consentire il recupero dei costi provocati dalla deviazione stessa. E opportuno precisare che l attuale architettura del mercato per il servizio di dispacciamento comporta l esigenza per Terna di conoscere i programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle vendite e agli acquisti conclusi dagli utenti del dispacciamento solo a seguito della chiusura del mercato dell energia, al fine di provvedere alla soluzione delle congestioni, tenendo conto del modello di rete utilizzato per il dispacciamento, alla costituzione dei margini di riserva rotante e all approvvigionamento della riserva terziaria. Non risulta, quindi, necessario che gli operatori definiscano al momento della registrazione degli acquisti e delle vendite a termine i programmi di immissione e di prelievo in esecuzione dei medesimi acquisti e vendite con riferimento a ciascun punto di dispacciamento; tale esigenza si manifesta invece in corrispondenza del termine per l invio delle offerte nel mercato del giorno prima in quanto, contestualmente alla determinazione dell equilibrio del medesimo mercato e alla conseguente accettazione delle offerte di vendita e di acquisto presentate, vengono registrati anche i programmi di immissione e di prelievo in esecuzione degli acquisti e delle vendite a termine e vengono assegnati i diritti di utilizzo della capacità di trasporto. Infine un elemento essenziale di un sistema elettrico che garantisca al contempo la sicurezza e una sufficiente flessibilità dei sistemi di negoziazione, è un sistema di garanzie, sottoscritto da tutti gli operatori e che copra tutte le partite economiche che originano dalla sottoscrizione di posizioni commerciali nei mercati e dalla regolazione degli scostamenti tra posizioni commerciali e posizioni fisiche, ovvero, più in generale, nell ambito dell erogazione del servizio di dispacciamento. In presenza di un sistema di garanzie che non garantisca, ad esempio, il buon esito delle transazioni connesse con l erogazione del servizio di dispacciamento, si determinano, a seguito dell insolvenza di un operatore nei confronti di Terna, oneri aggiuntivi a carico della medesima società e, in definitiva, degli altri operatori di mercato Al fine di definire la migliore soluzione in relazione agli obiettivi del provvedimento è possibile raggruppare le opzioni analizzate durante il processo di consultazione distinguendo tra le opzioni relative alla definizione del sistema di garanzie per il servizio di dispacciamento da quelle relative all implementazione del sistema di registrazione. La scelta tra le diverse opzioni può, sotto determinate condizioni, essere effettuata in maniera indipendente all interno di ciascuno dei due raggruppamenti individuati. Nel punto D.1.2 viene presentata l analisi delle problematiche connesse con il sistema di garanzie a copertura del buon esito delle transazioni concluse nel mercato elettrico e vengono analizzate alcune opzioni alternative per l implementazione del medesimo sistema. 13

71 Nel punto D.1.3 vengono, invece, analizzate le differenti opzioni presentate durante il processo di consultazione per la regolazione della registrazione degli acquisti e delle vendite e dei relativi programmi di immissione e di prelievo. D.1.2 OPZIONI RELATIVE ALLA DEFINIZIONE DEL SISTEMA DI GARANZIE Il sistema di garanzie deve rispondere alla duplice esigenza di ridurre il più possibile il rischio di mancata copertura dei costi del sistema o, più in generale, garantire il buon esito delle transazioni concluse dagli operatori (ivi inclusi gli operatori istituzionali ) in caso di mancato pagamento o di fallimento di uno o più operatori, contenendo al contempo il costo complessivo per gli operatori medesimi degli strumenti di garanzia utilizzati. Un ulteriore obiettivo, che è opportuno tenere presente anzitutto per ragioni di equità, è la corretta attribuzione delle responsabilità e dei costi del sistema elettrico, che comporta, nell ambito della strutturazione del sistema di garanzie, il contenimento degli oneri sostenuti dagli operatori in caso di inadempimento da parte di altri operatori. La scelta delle caratteristiche del sistema di garanzie da adottare comporta quindi il contemperamento delle esigenze conflittuali sopra descritte. La proposta di intervento oggetto della presente scheda si pone l obiettivo di definire le caratteristiche generali del sistema di garanzie e di caratterizzarne le interazioni con le attività connesse con l erogazione del servizio di dispacciamento, con particolare riferimento alla definizione dell esposizione degli operatori nelle varie fasi del ciclo di esecuzione delle transazioni ed in maniera indipendente dagli strumenti di garanzia che si intendano adottare. Con ciclo di esecuzione di una transazione di compravendita di energia elettrica riferita ad un determinato periodo rilevante si indica normalmente il periodo di tempo per cui un operatore risulta esposto verso la controparte (ad esempio Terna per le partite economiche connesse ai corrispettivi di dispacciamento) per le partite economiche relative alla medesima transazione. Nel caso, ad esempio, di una transazione di vendita conclusa da un operatore nel mercato del giorno prima con riferimento ad un determinato periodo temporale i principali eventi che modificano l esposizione dell operatore verso Terna e caratterizzano il ciclo di esecuzione della transazione sono, in ordine cronologico: - la registrazione della transazione, contestuale all accettazione dell offerta di vendita in MGP e del relativo programma di immissione; tale evento determina l aumento dell esposizione dell operatore verso Terna per un ammontare pari al quantitativo di energia elettrica oggetto della transazione valorizzato al prezzo atteso di sbilanciamento e quindi l apertura del ciclo; - la rilevazione dell energia elettrica immessa in esecuzione della transazione registrata; tale evento determina la riduzione dell esposizione dell operatore verso Terna per un ammontare pari al quantitativo di energia elettrica immessa valorizzato al prezzo di sbilanciamento e quindi la chiusura del ciclo limitatamente ai medesimi quantitativi; - il pagamento dei corrispettivi di sbilanciamento (nel caso ad esempio l immissione sia inferiore al programma in esecuzione della vendita registrata); tale evento determina la riduzione dell esposizione dell operatore verso Terna per un ammontare pari all importo dei medesimi corrispettivi e, contestualmente, la chiusura definitiva del ciclo. Da quanto descritto sopra appare evidente che alcuni provvedimenti volti, ad esempio, a ridurre le tempistiche necessarie per la rilevazione dell energia elettrica immessa (e prelevata) possono comportare una riduzione della durata del ciclo di esecuzione delle transazioni, una 14

72 conseguente riduzione dell esposizione e, in ultima analisi, la riduzione dell ammontare di garanzie che gli operatori devono rilasciare a copertura dell esposizione stessa, risultante dalla somma delle esposizioni relative a transazioni il cui ciclo non è ancora stato chiuso. Sotto il profilo della ripartizione dei rischi di insolvenza tra gli operatori è possibile distinguere i sistemi di garanzie in: - sistemi che prevedono garanzie di tipo mutualistico-assicurativo, che comportano che l onere che si determina per effetto dell insolvenza di un operatore venga ripartito sugli altri operatori, ad esempio mediante la costituzione di un fondo cui tutti gli operatori sarebbero tenuti a contribuire oppure mediante l imposizione di un corrispettivo a carico dei clienti finalizzato al recupero dei costi di insolvenza sostenuti dall operatore di sistema; - sistemi che prevedono garanzie di tipo individuale, che prevedono l imposizione al singolo operatore del vincolo di costituire un ammontare di garanzie che copra l esposizione stimata del medesimo operatore. È evidente che sistemi di tipo mutualistico comportano, a fronte di una maggiore semplicità gestionale, un minore costo per gli operatori mentre sistemi di tipo individualistico comportano una maggiore complessità, legata principalmente all esigenza di monitorare e aggiornare con continuità l esposizione di ciascun operatore al fine di confrontarla con la massima esposizione compatibile con l ammontare di garanzie prestato, e, in ultima analisi, maggiori costi per gli operatori. Sono peraltro altrettanto evidenti i riflessi in termini di equità per gli operatori dei due sistemi: sotto tale profilo è certamente preferibile un sistema di tipo individualistico che limita, quando non elimina, l impatto delle azioni di un operatore sugli altri. L organizzazione del sistema elettrico italiano delineata dalla normativa vigente, che prevede la presenza di un soggetto responsabile dell attività di trasmissione e dell attività di dispacciamento, Terna, separato dal soggetto, il Gestore del mercato elettrico, responsabile della gestione del sistema delle offerte, richiede uno stretto coordinamento tra tali soggetti anche nell organizzazione dei rispettivi sistemi di garanzie, al fine di evitare che, nell ambito del ciclo di esecuzione di una transazione, gli operatori si trovino esposti verso entrambi gli operatori per le stesse partite economiche con i conseguenti incrementi di costo delle garanzie prestate e al fine di mettere in atto tutti gli strumenti disponibili per consentire, ogniqualvolta ciò sia possibile la compensazione delle posizioni opposte. OPZIONE STANZA DI COMPENSAZIONE Le particolari caratteristiche del sistema elettrico italiano hanno portato ad analizzare in prima istanza l opzione che prevede la presenza di una stanza di compensazione e garanzia alla quale tutti gli operatori (ivi inclusi i soggetti istituzionali) devono rivolgersi e all interno della quale devono essere regolate le partite economiche relative all esecuzione delle transazioni di compravendita di energia elettrica, alla compravendita di energia elettrica nel sistema delle offerte e al servizio di dispacciamento. Tale opzione presenta evidenti vantaggi in termini di standardizzazione degli strumenti di garanzia utilizzati e di compensazione delle posizioni opposte degli operatori (tutte assunte nei confronti del medesimo operatore) ma non è di semplice implementazione nel quadro normativo attuale che prevede una regolazione alquanto differente per Terna e per il Gestore del mercato elettrico. Queste considerazioni hanno evidenziato la necessità di ulteriori approfondimenti per valutare l opportunità e la forma in cui un tale sistema potrebbe essere configurato. Considerando l esigenza di entrata in vigore in tempi brevi del nuovo sistema, tale opzione è stata quindi momentaneamente 15

73 accantonata e, tenendo conto del sistema di garanzie definito autonomamente dal Gestore del mercato elettrico per la partecipazione al sistema delle offerte, la proposta di intervento delinea le caratteristiche del sistema di garanzie del buon esito delle transazioni con Terna relative all erogazione del servizio di dispacciamento e all approvvigionamento delle risorse per il medesimo servizio. OPZIONE SISTEMA MUTUALISTICO/INDIVIDUALE Il sistema definito nella proposta, descritto più in dettaglio al capitolo F), è basato su garanzie di tipo individualistico. In considerazione della complessità di strutturare un insieme di regole per il monitoraggio continuo dell esposizione degli operatori, delle problematiche relative alla disponibilità tempestiva dei dati di misura necessari alla chiusura dei cicli di esecuzione delle transazioni e dell esigenza di contenere i costi del sistema di garanzie per gli operatori, è stata introdotta una componente di carattere mutualistico, nella forma di un corrispettivo a carico degli operatori a copertura di eventuali oneri che dovessero emergere per effetto dell insolvenza degli utenti del dispacciamento non coperta dal sistema di garanzie di tipo mutualistico. D.1.3 OPZIONI RELATIVE ALLA REGISTRAZIONE DEGLI ACQUISTI E DELLE VENDITE E DEI RELATIVI PROGRAMMI DI IMMISSIONE E DI PRELIEVO Nel seguito vengono descritte e analizzate le differenti opzioni considerate e proposte nell ambito del processo di consultazione relative alla registrazione degli acquisti e delle vendite e dei relativi programmi di immissione e di prelievo. OPZIONE ZERO Mantenimento del sistema vigente Il quadro regolatorio vigente per la registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica definito dalla deliberazione 168/03 è stato costruito in modo da rispondere all esigenza di assicurare una stretta corrispondenza fra ciascuna posizione commerciale sottoscritta dagli operatori e i rispettivi programmi fisici di immissione e di prelievo di energia elettrica presentati a Terna ai fini del dispacciamento. Nel sistema vigente, Terna assegna a ciascun utente del dispacciamento uno o più punti di dispacciamento in immissione o in prelievo (ciascuno dei quali costituisce un aggregato di punti fisici di immissione o di prelievo nella titolarità dell utente e appartenenti alla medesima zona). I punti di dispacciamento rappresentano, di fatto, altrettanti conti su cui sono imputate le posizioni commerciali assunte dagli operatori e su cui sono calcolati gli scostamenti tra posizioni commerciali e posizioni fisiche (sbilanciamenti effettivi). I soggetti abilitati a concludere e a registrare presso Terna acquisti e vendite di energia elettrica sono qualificati operatori di mercato. La qualifica di operatore di mercato presuppone, da un lato, il previo possesso della qualifica di utente del dispacciamento o di una apposita delega di un utente del dispacciamento ad operare sui punti di dispacciamento nella sua titolarità, dall altro, l iscrizione in un apposito registro tenuto da Terna. Gli acquisti e le vendite di energia elettrica devono, ai fini della loro esecuzione fisica e per consentire la programmazione dell approvvigionamento delle risorse su MSD, essere comunicati a Terna con sufficiente anticipo, utilizzando l apposita piattaforma per la registrazione di contratti bilaterali (Piattaforma Bilaterali - PB). 16

74 L esigenza di assicurare una stretta corrispondenza fra posizioni commerciali e fisiche è soddisfatta con la previsione che ciascuna obbligazione commerciale, corrispondente a un contratto di compravendita registrato presso Terna, debba essere registrata indicando i quantitativi orari relativi a ciascun punto di dispacciamento in immissione (per le transazioni in vendita) e a ciascun punto di dispacciamento in prelievo (per le transazioni in acquisto), ovvero prevedendo l obbligo di associare, già in fase di registrazione, ciascuna transazione commerciale ai punti di immissione o di prelievo cui la transazione è riferita. Questo obbligo aumenta la complessità della registrazione delle transazioni ai fini della loro esecuzione e dell organizzazione di piattaforme per la negoziazione di prodotti a termine; comporta inoltre la limitazione della possibilità di registrare vendite di energia elettrica solo agli operatori titolari di punti di immissione e di registrare acquisti di energia elettrica solo agli operatori titolari di punti di prelievo. Il sistema attuale prevede, inoltre, che, con riferimento a ciascuna transazione a termine registrata, la somma dei corrispondenti programmi di immissione sia pari alla somma dei corrispondenti programmi di prelievo, ovvero rende impossibile per gli operatori la chiusura nel mercato dell energia di posizioni assunte a termine. Le rigidità sopra esposte sono state mitigate nella fase di avvio del sistema introducendo: a) la facoltà per i titolari dei punti fisici di immissione e di prelievo di delegare, attraverso un mandato senza rappresentanza, un terzo a sottoscrivere per loro conto un contratto di dispacciamento; b) la facoltà per gli utenti del dispacciamento di dichiarare programmi di prelievo superiori alla capacità effettiva di prelievo degli asset fisici sottostanti; c) la facoltà per gli operatori di mercato acquirenti di aggiustare le proprie posizioni commerciali attraverso la cessione dell energia elettrica acquistata a termine nel MGP, pur non essendo i medesimi operatori titolari di impianti di produzione; d) la possibilità di registrare acquisti e vendite di energia elettrica nei quali sia l operatore venditore che l operatore acquirente siano utenti del dispacciamento in prelievo attraverso l uso della piattaforma per la variazione dei programmi di prelievo (PAB piattaforma di aggiustamento bilaterale della domanda). Il primo fattore ha permesso ai clienti grossisti e ai produttori di sostituirsi ai clienti finali nella gestione dei loro rapporti con Terna relativamente ai punti di prelievo. Il secondo fattore ha trasformato i punti di dispacciamento in prelievo in punti virtuali eliminando i legami con l effettiva capacità di prelievo dei punti fisici sottostanti, rendendo di fatto possibile per un operatore acquistare energia elettrica indipendentemente dalle caratteristiche degli asset fisici nella propria disponibilità. Gli ultimi due fattori hanno ridotto ulteriormente le rigidità del sistema consentendo ai titolari di punti di dispacciamento in prelievo di operare su tali punti non solo in acquisto, ma altresì in vendita. Dall 1 gennaio 2005, infatti, con l introduzione dell istituto dello sbilanciamento a programma e della piattaforma per la variazione dei programmi di prelievo, gli operatori di mercato acquirenti possono acquistare più di quanto siano in condizione fisicamente di prelevare, per poi rivendere l eccedenza sul MGP, comunicando, con riferimento ad un contratto bilaterale registrato, programmi di prelievo complessivamente inferiori ai programmi di immissione, o bilateralmente attraverso la PAB, comunicando nella piattaforma bilaterali programmi di prelievo superiori ai prelievi previsti per poi vedere il programma ridotto in corrispondenza ai quantitativi di energia elettrica ceduti sulla PAB. Più precisamente, lo sbilanciamento a programma consente ad un soggetto operante su un punto di dispacciamento in prelievo di presentare, in esecuzione di un contratto bilaterale 17

75 registrato, un programma di prelievo inferiore al programma commerciale di acquisto (corrispondente quest ultimo al programma di immissione presentato dalla controparte contrattuale), cedendo così, di fatto, la differenza su MGP al prezzo unico nazionale (tutto ciò a patto che tale soggetto sia un operatore di mercato ammesso ad operare nel sistema delle offerte). La piattaforma per la variazione dei programmi di prelievo consente invece ad un soggetto operante su un punto di dispacciamento in prelievo di cedere bilateralmente ad un altro soggetto operante su un diverso punto di dispacciamento in prelievo un quantitativo di energia elettrica con riferimento al medesimo punto di prelievo. Il sistema non effettua alcuna verifica che i quantitativi di energia elettrica ceduti sulla PAB con riferimento ad un punto di prelievo siano coerenti con i programmi di prelievo accettati in precedenza per il medesimo punto. L utilizzo di diverse piattaforme per la comunicazione dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle transazioni commerciali registrate, sebbene funzionale a consentire il superamento delle difficoltà rilevate compatibilmente con le tempistiche previste per l avvio del sistema, oltre ad aumentare la complessità del sistema, ha però ulteriormente accentuato alcune criticità già esistenti. Innanzitutto la verifica della congruità fra programmi di immissione e di prelievo con l effettive capacità fisiche di immettere e prelevare energia elettrica risulta ancora più difficoltosa aumentando, conseguentemente, la vulnerabilità del sistema in termini di sicurezza. In secondo luogo, è aumentato, anche per la mancanza di un sistema di garanzie adeguato, il rischio di controparte a cui l intero sistema risulto sottoposto. OPZIONE PRELIMINARE A Scheduling coordinator Il documento di ricognizione 1 giugno 2005 ed i successivi documenti per la consultazione delineano tre possibili opzioni per la riconfigurazione del sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica. La prima configurazione propone l introduzione di un sistema strutturato per conti, intestati agli utenti di dispacciamento, dove un unico soggetto è incaricato di gestire separatamente l attività di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e l attività di raccolta dei programmi di immissione e di prelievo relativi ai suddetti conti. Nello schema proposto, a ciascun utente del dispacciamento è intestato un Conto Energia a Termine e un Conto di sbilanciamento effettivo. Nel Conto Energia a Termine vengono registrati: 1. gli acquisti e le vendite a termine di energia elettrica; 2. i programmi di immissione e di prelievo. Nel conto di sbilanciamento effettivo sono registrate, per ciascun punto di dispacciamento cui il conto si riferisce, le differenze tra programmi (posizioni commerciali) e immissioni /prelievi effettivi (posizioni fisiche). La registrazione degli acquisti e delle vendite a termine nel conto energia deve essere completata entro la chiusura del mercato del giorno prima (gate closure) e può essere effettuata anche da soggetti delegati dall utente del dispacciamento, denominati operatori di mercato. Gli operatori di mercato, nella configurazione proposta, sono esclusivamente delegati a movimentare (registrare acquisti e vendite) il conto energia cui la delega si riferisce. In alternativa a quanto sopra descritto, il contenuto della delega rilasciata dagli utenti del dispacciamento può essere esteso e rafforzato, consentendo agli operatori di mercato di 18

76 diventare, di fatto, utilizzatori di una quota dell impianto cui la delega si riferisce. In tal caso operatori di mercato diventerebbero a tutti gli effetti intestatari di un conto energia. La validità degli acquisti e delle vendite a termine è subordinata al rispetto delle seguenti condizioni: a) sono registrati solo acquisti e vendite nel loro insieme bilanciati; b) le posizioni prese dagli operatori a seguito della registrazione di acquisti e vendite devono essere compatibili con l effettiva capacità di immissione degli operatori nonché con le garanzie finanziarie prestate dai medesimi. Tale vincolo è necessario ad evitare, da un lato, che il sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine si trovi a gestire transazioni in vendita superiori alle potenzialità degli impianti di produzione (posizioni speculative) e, dall altro, che la registrazione di acquisti e vendite possa rendere vulnerabile il sistema in caso di insolvenza degli operatori. Prima della chiusura del MGP gli intestatari dei conti sono tenuti a comunicare, per l insieme dei punti di immissione/prelievo cui il conto energia è riferito, i programmi di immissione e di prelievo in esecuzione degli acquisti e delle vendite a termine registrati. Per ciascun conto la somma dei programmi di immissione e di prelievo deve corrispondere alla somma delle obbligazioni commerciali registrate sul medesimo conto. Il Gestore del mercato elettrico è in tale configurazione l unico soggetto responsabile dell attività di registrazione degli acquisti e delle vendite di energia elettrica (a termine e su MGP), nonché della raccolta e trasmissione a Terna dei programmi di immissione e prelievo relativi ai suddetti acquisti e vendite. Gli obblighi di immissione /prelievo conseguenti alla registrazione di un insieme di acquisti e vendite, possono essere modificati: in fase di registrazione delle posizione commerciali, ad esempio, acquistando da terzi parte dell energia elettrica relativa ad una vendita precedentemente registrata, modificando gli obblighi in immissione o in prelievo conseguenti; per gli operatori di mercato iscritti a IPEX, specificando un prezzo di riferimento per ciascun programma presentato. La possibilità di specificare un prezzo con riferimento a ciascun programma presentato rende di fatto ammissibile che i programmi comunicati possano essere differenti dalle obbligazioni commerciali registrate. Qualora il prezzo risultante in esito al mercato del giorno prima sia, infatti, inferiore a quello specificato in corrispondenza, ad esempio, di un programma di immissione, l utente del dispacciamento riacquisterà l energia elettrica corrispondente al programma dal Gestore del mercato elettrico al prezzo di MGP. Viceversa se il prezzo risultante dal mercato del giorno prima è superiore il programma viene accettato senza dare seguito alla regolazione di partite economiche con il Gestore del mercato elettrico. OPZIONE PRELIMINARE B Certificati al portatore La seconda configurazione proposta durante il processo di consultazione prevede l emissione, da parte di Terna, di un ammontare di certificati al portatore a favore dei titolari di impianti di produzione di energia elettrica (utenti del dispacciamento), ciascuno dei quali reca l obbligazione di immettere un determinato ammontare di energia elettrica in una specifica ora. I certificati sono riferiti e rilasciati agli utenti del dispacciamento e sono trasferibili a differenti utenti del dispacciamento con successivi passaggi. Ogni utente del dispacciamento in prelievo è autorizzato registrare, entro la gate closure, un acquisto per un 19

77 ammontare equivalente al numero di certificati che ha acquistato, che vengono annullati contestualmente alla registrazione. Nel caso di emissione di certificati al portatore, la garanzia che ad una posizione commerciale in acquisto registrata presso Terna corrisponda un equivalente impegno ad immettere energia elettrica nel sistema deriva dalla validità del certificato di produzione che viene annullato presso Terna. È il certificato, quindi, che consente di fare risalire l obbligo di immissione corrispondente al certificato medesimo all utente del dispacciamento in immissione che lo ha emesso. OPZIONE PRELIMINARE C Soluzione aperta Tale configurazione, rispetto alla precedenti opzioni preliminari A e B, costituisce una variante dell opzione A, rispetto alla quale introduce la possibilità per gli operatori di sviluppare una pluralità di sistemi di negoziazione a termine le cui transazioni possano essere successivamente registrate presso Terna. Il vincolo di garantire, al momento della registrazione presso Terna, la congruità delle vendite registrate con la capacità fisica di immettere l energia elettrica in esito alle medesime vendite (assicurato in entrambe le configurazioni sopra descritte) potrebbe costituire un limite allo sviluppo di piattaforme per la negoziazione di energia elettrica a termine. Il primo vincolo è la limitazione, immediatamente conseguente alla natura fisica della piattaforma di registrazione, all operatività sulla medesima piattaforma ai soli utenti del dispacciamento o ad operatori che operino per conto dei medesimi utenti. Per favorire lo sviluppo di piattaforme per la negoziazione di energia elettrica a termine è viceversa opportuno che alla negoziazione possano partecipare anche operatori diversi dagli utenti del dispacciamento; è quindi necessario che, ad esempio, un operatore che abbia effettuato una vendita sulla medesima piattaforma possa richiudere, attraverso il soggetto che gestisce la piattaforma di negoziazione, la propria posizione riacquistando l energia elettrica venduta (l operatore in questione potrebbe, ad esempio, non essere utente del dispacciamento e pertanto non essere titolato a registrare transazioni su alcun conto). In assenza di opportune previsioni, il soggetto che gestisce la piattaforma di negoziazione potrebbe trovarsi nell impossibilità di registrare l insieme degli acquisti e vendite risultanti da una sessione di contrattazione e nella necessità di agire ex-post modificando gli esiti della medesima sessione; tale situazione si verificherebbe ogni volta che le vendite e gli acquisti risultanti non fossero compatibili con le capacità di immissione o di prelievo nella titolarità degli operatori cui le medesime vendite o acquisti si riferiscono. Al fine di favorire lo sviluppo di piattaforme per la negoziazione di energia elettrica a termine, l Autorità ha proposto di riconoscere ad operatori dotati di particolari requisiti di solvibilità e onorabilità (definiti dalla medesima Autorità) la possibilità di essere titolari di un Conto Energia a Termine pur non essendo titolari di punti di immissione e di prelievo. Su tale Conto di sbilanciamento a programma dovrebbe essere possibile registrare acquisti e vendite senza che sia richiesto il rispetto del vincolo di congruità tra posizioni commerciali e fisiche. 20

78 D.2) Selezione delle opzioni rilevanti Prospetto sintetico delle opzioni preliminari La tabella seguente riporta una sintetica comparazione delle opzioni analizzate con riferimento a ciascuno degli obiettivi specifici individuati e alle criticità per gli operatori. Opzione zero Opzione preliminare A Opzione preliminare B Efficacia < Obiettivo specifico < Obiettivo specifico < Obiettivo specifico < Obiettivo specifico ~ + Criticità Destinatari diretti MA MB B MB Destinatari indiretti B B B B Pubblica amministraz. A B B B Opzione preliminare C 21

79 E) Valutazione economica delle opzioni Premessa Poiché l intervento proposto non ha ad oggetto direttamente la regolazione tecnico economica del servizio di dispacciamento ma è volto a disciplinare le modalità per la registrazione delle transazioni tra gli operatori, non è direttamente applicabile una valutazione di carattere economico in senso stretto delle opzioni proposte; è possibile invece, ed è quanto viene proposto di seguito, analizzare le caratteristiche e le principali criticità delle opzioni proposte, anche dal punto di vista del loro impatto economico sui soggetti interessati. I principali aspetti di carattere economico, relativi a ciascuna delle opzioni proposte, che hanno un potenziale impatto sugli operatori riguardano: a. i costi legati alle modifiche alle piattaforme informatiche per la gestione delle transazioni; tali costi sono sostenuti sia dai soggetti istituzionali (Terna, GME, imprese distributrici) per la predisposizione delle piattaforme informatiche per la registrazione degli acquisti e delle vendite e dei relativi programmi di immissione e di prelievo, che dagli operatori (utenti del dispacciamento, operatori di mercato) per l adeguamento dei sistemi informatici per l interfacciamento con le piattaforme di registrazione; b. i vantaggi economici per gli operatori legati alla flessibilità del sistema di registrazione (modalità e tempistica per lo scambio delle informazioni, flessibilità del sistema a recepire modifiche proposte dagli operatori alle transazioni inserite); c. i vantaggi economici per il sistema legati alla possibilità per gli operatori di chiudere le proprie posizioni commerciali; d. i vantaggi economici indiretti per il sistema, legati allo sviluppo di un mercato a termine liquido e trasparente; e. i costi per il sistema elettrico legati al rischio di insolvenza degli operatori rispetto alle obbligazioni conseguenti alla registrazione di acquisti e vendite; f. i costi per gli operatori legati al rilascio di adeguate garanzie a copertura delle transazioni registrate. L impatto di tali aspetti, pur difficilmente quantificabile con precisione, può essere valutato qualitativamente in relazione a ciascuna delle opzioni proposte ed in particolare in maniera relativa tra le diverse opzioni. Tale valutazione relativa, riportata di seguito, risulta sufficientemente indicativa ai fini della scelta dell opzione definitiva. Opzione zero Come accennato nella prima parte della scheda, l opzione zero, costituita dal sistema attualmente in vigore presenta, accanto all unico elemento positivo costituito dall assenza di costi legati alla modifica delle piattaforme informatiche (lettera a. che precede), notevoli elementi di criticità in relazione agli aspetti sopra riportati, principalmente: - la rigidità legata all impossibilità per gli operatori di chiudere, in alcuni casi, la propria posizione sul MGP comporta potenziali notevoli inefficienze nella selezione degli impianti di produzione chiamati ad immettere energia elettrica in ciascun periodo rilevante; 22

80 - la mancanza di un adeguato sistema di garanzie, e la difficoltà nella sua introduzione legata principalmente alla presenza di differenti piattaforme per la registrazione di acquisti e vendite, determina un rischio di insolvenza potenzialmente molto elevato (non limitato all esposizione fisica degli operatori, ovvero all esposizione che gli operatori possono assumere in relazione alla propria capacità di immissione e di prelievo); - la necessità di indicare i programmi di immissione e di prelievo con riferimento a ciascun acquisto/vendita aumenta il numero di transazioni informatiche e quindi il costo dei relativi sistemi. Gli elementi sopra riportati portano a ritenere non perseguibile il mantenimento dell opzione zero e quindi alla necessità di una sua profonda revisione. Opzione preliminare A L opzione preliminare A, pur richiedendo alcune modifiche delle piattaforme informatiche da parte sia degli operatori istituzionali che degli operatori di mercato, presenta aspetti positivi in relazione a: - maggiore flessibilità per gli operatori nella chiusura delle proprie posizioni commerciali e nella programmazione delle risorse e conseguente maggior efficienza nella selezione degli impianti; - semplificazione e razionalizzazione delle piattaforme per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine; - facilitazione nell introduzione di un adeguato sistema di garanzie a copertura del rischio di insolvenza degli operatori. Le modifiche richieste non alterano peraltro in maniera sostanziale i flussi informativi tra gli operatori, richiedendo pertanto costi limitati di adeguamento delle piattaforme informatiche. Opzione preliminare B L opzione preliminare B ha effetti paragonabili all opzione preliminare A in relazione agli obiettivi di introduzione e gestione del sistema di garanzie e di razionalizzazione delle piattaforme informatiche. Presenta tuttavia alcune rigidità legate all esigenza di definire a priori la tipologia dei certificati resi disponibili dal sistema e richiede modifiche più significative alle piattaforme informatiche esistenti. Opzione preliminare C L opzione preliminare C presenta caratteristiche sostanzialmente analoghe all opzione A in relazione alla maggior parte degli aspetti sopra elencati; a fronte di una maggiore complessità gestionale da parte di Terna, consente però maggiore flessibilità dell opzione A, consentendo la registrazione delle transazioni da parte di più operatori (potenzialmente tutti gli utenti del dispacciamento) e quindi lo sviluppo di diverse e indipendenti piattaforme per la negoziazione di prodotti a termine, aspetto che rappresenta uno degli obiettivi principali dell intervento. 23

81 F) Opzione preferita F.1 MOTIVAZIONI DELLA SCELTA A seguito del processo di consultazione con gli operatori e sulla base delle considerazioni sopra riportate, la soluzione scelta per l implementazione del sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e proposta nell ultimo documento per la consultazione è quella descritta nell opzione C. L opzione zero è stata scartata in quanto ritenuta non adeguata in relazione agli obiettivi minimi alla base dell intervento proposto; è stato peraltro riscontrato un generale accordo degli operatori in tal senso. Le differenze tra le altre opzioni preliminari proposte sono minori se paragonate alle differenze rispetto all opzione zero di partenza, anche tenendo presente che per molti elementi strutturali delle opzioni preliminari può essere adottata una implementazione comune a tutte le opzioni. L opzione B è stata scartata, anche a seguito dello scarso riscontro ricevuto dagli operatori, soprattutto in relazione all entità delle modifiche richieste ai sistemi informatici e alle procedure attualmente utilizzate a fronte della mancanza di elementi chiari di vantaggio di tale opzione rispetto alle altre opzioni alternative proposte. Infine tra l opzione A e l opzione C è stata preferita quest ultima in quanto, a fronte di simili costi di implementazione, garantisce una maggiore flessibilità per gli operatori e semplifica le modalità per l introduzione di nuove piattaforme di negoziazione di prodotti a termine. In relazione, invece, al sistema di garanzie, la scelta si è rivolta ad un sistema di tipo individualistico. Come accennato in precedenza, in considerazione della complessità di strutturare un insieme di regole per il monitoraggio continuo dell esposizione degli operatori, delle problematiche relative alla disponibilità tempestiva dei dati di misura necessari alla chiusura dei cicli di esecuzione delle transazioni e dell esigenza di contenere i costi del sistema di garanzie per gli operatori, è stata introdotta una componente di carattere mutualistico, nella forma di un corrispettivo a carico degli operatori a copertura di eventuali oneri che dovessero emergere per effetto dell insolvenza degli utenti del dispacciamento non coperta dal sistema di garanzie di tipo mutualistico. F.2 DESCRIZIONE DELL OPZIONE PREFERITA E DELL INTERVENTO PROPOSTO Nel presente paragrafo vengono descritte in dettaglio le previsioni oggetto di revisione nell ambito dell intervento proposto, relative all erogazione del servizio di dispacciamento e all approvvigionamento delle risorse per il medesimo servizio. F.2.1 Ambito soggettivo I soggetti principalmente interessati dall intervento proposto sono: a) gli utenti del dispacciamento, termine utilizzato per indicare i soggetti titolari di punti di immissione e di prelievo tenuti a stipulare con Terna un contratto per il servizio di dispacciamento; tali soggetti sono responsabili delle immissioni e dei prelievi delle unità nella loro titolarità e delle regolazione economica con Terna degli sbilanciamenti effettivi, ovvero delle partite corrispondenti alle deviazioni tra le immissioni e i prelievi effettivi e i rispettivi programmi di immissione e di prelievo corrispondenti agli acquisti e alle vendite conclusi nei mercati dell energia e nel mercato per il servizio di dispacciamento; 24

82 b) gli operatori di mercato, termine utilizzato per indicare i soggetti abilitati alla registrazione di acquisti e vendite e dei relativi programmi di immissione e di prelievo sia a termine che nei mercati dell energia; la qualifica di operatore di mercato è attribuita a tutti gli utenti del dispacciamento e ai soggetti da questi delegati. L esigenza di garantire che gli acquisti e le vendite registrate ed i corrispondenti programmi di immissione siano sempre compatibili con le effettive capacità di immissione delle unità di produzione viene soddisfatta prevedendo che la capacità complessiva per cui può venire rilasciata delega con riferimento a ciascuna unità di produzione sia complessivamente inferiore alla corrispondente capacità di immissione. La qualifica di operatore di mercato può essere attribuita anche a operatori che non siano ammessi al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato; alcune possibilità previste, quale quella di richiusura delle posizioni commerciali assunte a termine nel mercato del giorno prima, sono tuttavia consentite solo agli operatori ammessi al medesimo mercato. Tra gli operatori di mercato è prevista la presenza di operatori di mercato qualificati che, in virtù di specifici requisiti di solvibilità e onorabilità, sono abilitati a registrare vendite pur senza essere titolari di punti di dispacciamento in immissione, previa la prestazione di adeguati strumenti di garanzia verso il Gestore del mercato elettrico (nella sua qualità di soggetto gestore del sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e del MGP, nel quale le posizioni corrispondenti agli acquisti netti o alle vendite nette dell operatore di mercato qualificato dovranno essere chiuse ); tale previsione è necessaria al fine di favorire lo sviluppo di piattaforma di negoziazione di prodotti a termine connessi al mercato dell energia elettrica; c) Terna, in qualità di responsabile dell approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento e dell erogazione del medesimo servizio, ivi inclusa la registrazione degli acquisti e delle vendite e dei programmi di immissione e di prelievo e la regolazione dei corrispettivi per il servizio di dispacciamento; d) il Gestore del mercato elettrico, che, in qualità di soggetto responsabile dell organizzazione del mercato elettrico, svolge diverse funzioni per conto di Terna, quali la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei programmi di immissione e di prelievo e l assegnazione dei diritti ad immettere e prelevare energia elettrica; la previsione che tali funzioni siano svolte dal Gestore del mercato elettrico per conto di Terna, peraltro già prevista per analoghe funzioni dalla deliberazione n. 168/03, si rende opportuna per garantire una gestione unitaria delle piattaforma per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e delle piattaforme di mercato e per consentire una migliore gestione del rischio con il conseguente contenimento dei costi dei sistemi di garanzie. Le modalità procedurali per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo sono definite dal Gestore del mercato elettrico in un apposito regolamento (nel seguito indicato come Regolamento). F.2.2 Registrazione degli acquisti e delle vendite e dei relativi programmi di immissione e di prelievo Ai fini dell esecuzione fisica delle transazioni concluse sia nel sistema delle offerte che al di fuori del medesimo, è necessario che le medesime transazioni, ovvero i corrispondenti acquisti e vendite, siano registrate, insieme con i relativi programmi di immissione e di prelievo. Nell ambito dell intervento proposto il termine registrazione è utilizzato ad indicare il momento in cui l oggetto della registrazione (un acquisto, una vendita, un programma di immissione o di prelievo) viene accettato dal sistema; contestualmente alla registrazione si determinano i diritti e gli obblighi connessi all oggetto della registrazione stessa, ovvero: 25

83 - per l operatore di mercato responsabile di una vendita a termine registrata, l obbligo di immettere o di riacquistare (a termine, sui mercati dell energia, sul mercato per il servizio di dispacciamento o da Terna a titolo di sbilanciamento effettivo) l energia elettrica venduta; - per il l operatore di mercato responsabile di un acquisto a termine registrato, il diritto di prelevare o di rivendere (a termine, sui mercati dell energia, sul mercato per il servizio di dispacciamento o a Terna a titolo di sbilanciamento effettivo) l energia elettrica acquistata; - per l utente del dispacciamento responsabile di un programma vincolante modificato e corretto di immissione (ovvero il programma risultante in esito a tutti i mercati e agli ordini di dispacciamento in tempo reale di Terna), l obbligo di immettere o di riacquistare da Terna a titolo di sbilanciamento effettivo l energia elettrica corrispondente al programma. - per l utente del dispacciamento responsabile di un programma vincolante modificato di prelievo (ovvero il programma risultante in esito a tutti i mercati), il diritto di prelevare o di rivendere a Terna a titolo di sbilanciamento effettivo l energia elettrica corrispondente al programma. Con il termine gate closure nel seguito viene indicato il termine per la registrazione degli acquisti e delle vendite a termine e per l invio delle offerte di acquisto e di vendita nel MGP; tale termine è fissato dalla normativa alle ore 9:00 del giorno precedente a quello cui gli acquisti e le vendite si riferiscono. I principali elementi innovativi dell intervento proposto rispetto alla disciplina vigente relativa alla registrazione delle transazioni concluse al di fuori del sistema delle offerte riguardano: a) la possibilità di registrare acquisti e vendite a termine con anticipo rispetto alla gate closure 1 senza la necessità di indicare in fase di registrazione i programmi di immissione o di prelievo corrispondenti ai medesimi acquisti e vendite; le esigenze legate al monitoraggio dell esposizione verso Terna degli operatori rendono comunque necessaria l identificazione degli utenti del dispacciamento responsabili dell esecuzione fisica, ovvero della programmazione e dell immissione o del prelievo dell energia elettrica corrispondente, degli acquisti e delle vendite a termine registrate; b) la possibilità, limitata agli operatori di mercato ammessi al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato, di presentare programmi C.E.T. di immissione e di prelievo, ovvero programmi in esecuzione degli acquisti e delle vendite a termine registrate, indicando un prezzo. I programmi C.E.T. di immissione e di prelievo sono trattati all interno del MGP analogamente alle offerte presentate nel medesimo mercato, utilizzando il prezzo indicato dall operatore di mercato per la determinazione dell ordine di merito e l accettazione delle offerte; il prezzo associato a ciascun programma C.E.T. di immissione rappresenta il minimo prezzo di vendita che deve risultare nel MGP nella zona in cui il punto di dispacciamento cui il programma si riferisce è localizzato affinché il medesimo programma venga accettato e il prezzo associato a ciascun programma C.E.T. di prelievo rappresenta il massimo prezzo di acquisto che deve risultare nel MGP affinché il medesimo programma venga accettato. Tale previsione consentendo l aggiustamento nel MGP delle posizioni degli operatori che abbiano concluso acquisti e vendite a termine, garantisce l efficienza dell esito del medesimo mercato; c) l introduzione di un sistema per il monitoraggio dell esposizione degli operatori verso Terna e verso il Gestore del mercato elettrico relativa alle partite economiche connesse all erogazione 1 In linea di principio non vi sono limiti all anticipo con cui deve essere consentito registrare un acquisti e vendite a termine rispetto alla gate closure relativa ai periodi rilevanti cui i medesimi acquisti e vendite si riferiscono; considerazioni legate all esposizione complessiva degli operatori di mercato e degli utenti del dispacciamento - tenendo presente che tanto maggiore è l anticipo con cui una transazione viene registrata, tanto maggiore è la durata del ciclo di esecuzione della medesima e, di conseguenza, l esposizione dell operatore cui la transazione in vendita si riferisce possono portare a contenere tale anticipo al fine di contenere i costi delle garanzie. 26

84 dei servizi di dispacciamento ed in particolare al corrispettivo di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel MGP e dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo. Al fine di garantire la coerenza del sistema di registrazione con le altre piattaforme di mercato e di consentire al GME la necessaria flessibilità nell identificazione delle caratteristiche della sistema stesso, l intervento prevede che il GME definisca l architettura della piattaforma attraverso un apposito regolamento approvato dall Autorità. Nel seguito del presente paragrafo si analizza l architettura del sistema per la registrazione delle posizioni commerciali (acquisti e vendite) e fisiche (programmi di immissione e di prelievo) degli operatori, con particolare riguardo alle modalità e ai tempi con cui tali registrazioni devono essere effettuate e ai diritti e obblighi connessi. F Conto Energia a Termine e Conto di Sbilanciamento Effettivo Al fine di consentire la contabilizzazione delle posizioni fisiche e commerciali degli operatori connesse con gli acquisti e le vendite a termine e del monitoraggio delle corrispondenti esposizioni verso il Gestore del mercato elettrico e verso Terna vengono introdotti due conti: a) il Conto Energia a Termine, per la contabilizzazione delle posizioni degli operatori di mercato nei confronti del GME, relative agli acquisti e alle vendite a termine; b) il Conto di Sbilanciamento Effettivo, per la contabilizzazione delle posizioni degli operatori nei confronti di Terna, relative ai corrispettivi di sbilanciamento. Nei conti vengono registrate le quantità di energia elettrica corrispondenti agli acquisti e alle vendite a termine e ai relativi programmi; per ciascun conto è possibile definire un saldo fisico, pari alla somma algebrica dei quantitativi di energia elettrica corrispondenti a ciascuna registrazione, e un saldo economico, ottenuto sommando alla valorizzazione dei medesimi quantitativi i pagamenti effettuati dagli operatori. Il saldo economico di ciascun Conto Energia a Termine misura l esposizione di ciascun operatore nei confronti del Gestore del mercato elettrico relativa agli acquisti e le vendite a termine registrate nel medesimo conto, mentre il saldo economico del Conto di Sbilanciamento Effettivo misura l esposizione di ciascun operatore nei confronti di Terna relativa ai corrispettivi di sbilanciamento. Conto Energia a Termine Il Gestore del mercato elettrico intesta a ciascun operatore di mercato uno o più Conti Energia a Termine in cui vengono registrati, per ciascun periodo rilevante: - acquisti e le vendite a termine; - programmi C.E.T. di immissione e di prelievo. Al fine di consentire il monitoraggio dell esposizione di ciascun operatore di mercato nei confronti del Gestore del mercato elettrico e di Terna in relazione alla registrazione di acquisti e vendite a termine e al fine di garantire il rispetto del vincolo che prevede che l insieme delle vendite registrate non possa essere mai superiore alla capacità fisica di immissione per cui l operatore di mercato ha ricevuto delega, è necessaria l attribuzione convenzionale di ciascun acquisto e di ciascuna vendita registrati ad un insieme di punti di dispacciamento in immissione o in prelievo che abbiano caratteristiche omogenee in termini di: - utente del dispacciamento titolare dei punti; tale caratteristica è necessaria ai fini dell individuazione sia dell utente del dispacciamento responsabile dell immissione ai fini della verifica dell esposizione verso Terna, sia della corrispondente capacità di immissione; 27

85 - valore del corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (CCT); tale valore è rilevante nella valutazione dell esposizione dell operatore di mercato nei confronti del Gestore del mercato elettrico; - valore del corrispettivo di sbilanciamento effettivo; tale valore è rilevante nel valutazione dell esposizione dell utente del dispacciamento nei confronti di Terna. Tale attribuzione può essere, ad esempio, ottenuta dal Gestore del mercato elettrico attraverso la definizione di più Conti Energia a Termine relativi al medesimo operatore di mercato, prevedendo conti separati per: - punti di dispacciamento in immissione, punti di dispacciamento in prelievo per unità di consumo e punti di dispacciamento in prelievo per unità di pompaggio e di esportazione; tale distinzione consente la corretta valutazione dell esposizione verso il GME sulla base del valore atteso del corrispettivo CCT ; - punti di dispacciamento nella titolarità di differenti utenti del dispacciamento; tale distinzione consente la corretta attribuzione degli acquisti e delle vendite registrate agli utenti del dispacciamento ai fini della valutazione della relativa esposizione verso Terna; - punti di dispacciamento per unità di produzione o di consumo rilevanti e punti di dispacciamento per unità di produzione o di consumo non rilevanti; tale distinzione consente la corretta valutazione dell esposizione verso Terna sulla base del valore atteso del corrispettivo di sbilanciamento (appunto diverso per unità rilevanti e non rilevanti); - punti di dispacciamento appartenenti a zone differenti; tale distinzione consente la corretta valutazione dell esposizione verso Terna sulla base del valore atteso del corrispettivo di sbilanciamento e la corretta valutazione dell esposizione verso il GME sulla base del valore atteso del corrispettivo CCT. In alternativa è necessario che accanto alla richiesta di registrazione di ciascun acquisto e vendita a termine l operatore sia tenuto ad indicarne la ripartizione per gli obiettivi sopra descritti. Il saldo economico del Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato non qualificato, utilizzato al fine di quantificare l esposizione del medesimo operatore nei confronti del Gestore del mercato elettrico, è definito dal medesimo gestore nel Regolamento; gli elementi che compongono il saldo comprendono: a) gli acquisti e le vendite a termine registrati, relativi a periodi rilevanti con riferimento ai quali non è ancora avvenuta la registrazione dei programmi di immissione e di prelievo, valorizzati ad un prezzo pari al valore atteso del corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (CCT); b) gli acquisti e le vendite a termine registrati relativi a periodi rilevanti con riferimento ai quali è già avvenuta la registrazione dei programmi di immissione e di prelievo, valorizzati al prezzo di acquisto nel mercato del giorno prima (PUN) del corrispondente periodo rilevante; c) i programmi C.E.T. di immissione relativi a unità di produzione e i programmi C.E.T. di prelievo registrati relativi a unità di pompaggio e di esportazione, valorizzati al prezzo di vendita nel mercato del giorno prima (PZ) del corrispondente periodo rilevante; d) i programmi C.E.T. di prelievo registrati relativi a unità di consumo, valorizzati al prezzo di acquisto nel mercato del giorno prima (PUN) del corrispondente periodo rilevante; e) i pagamenti effettuati dagli operatori al Gestore del mercato elettrico e viceversa per la cessione o l acquisizione dell energia elettrica corrispondente al saldo fisico del Conto Energia a Termine; 28

86 f) i pagamenti effettuati dagli operatori al Gestore del mercato elettrico e viceversa a titolo di corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto. Il saldo economico del Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato qualificato, utilizzato al fine di quantificare l esposizione del medesimo operatore nei confronti del Gestore del mercato elettrico, è definito dal medesimo gestore nel Regolamento; gli elementi che compongono il saldo comprendono: g) gli acquisti e le vendite a termine registrati, valorizzati ad un prezzo pari al valore atteso prezzo di acquisto nel mercato del giorno prima (PUN) del corrispondente periodo rilevante; h) i pagamenti effettuati dagli operatori al Gestore del mercato elettrico e viceversa per la cessione o l acquisizione dell energia elettrica corrispondente al saldo fisico del Conto Energia a Termine; Il saldo economico di ciascun Conto Energia a Termine consente al Gestore del mercato elettrico il controllo dell esposizione di un operatore di mercato nei confronti del medesimo gestore durante tutto il ciclo di esecuzione di ciascun acquisto o vendita a termine imputabile al medesimo operatore. La distinzione tra operatori di mercato non qualificati e operatori di mercato qualificati riflette la differente gestione delle garanzie degli operatori: - per gli operatori di mercato non qualificati la registrazione, ad esempio, di una vendita a termine comporta un incremento dell esposizione verso il Gestore del mercato elettrico corrispondente al valore della CCT e un incremento dell esposizione verso Terna corrispondente al valore dell energia elettrica (valorizzata al prezzo zonale di sbilanciamento); - per gli operatori di mercato qualificati (titolari di Conti Energia a Termine non associati a punti di immissione) la registrazione, ad esempio, di una vendita a termine comporta un incremento dell esposizione verso il Gestore del mercato elettrico corrispondente al valore dell energia elettrica (valorizzata al PUN); il Gestore del mercato elettrico dovrà infatti riacquistare nel MGP l energia elettrica corrispondente alla vendita a termine registrata. Al fine di meglio illustrare il significato di ciascuna delle partite economiche sopra descritte si consideri il seguente esempio relativo ad un operatore non qualificato in immissione: - la registrazione di una vendita a termine 2 su un Conto Energia a Termine relativo a punti di immissione comporta, prima della registrazione dei corrispondenti programmi di immissione 3, un aumento della posizione debitoria dell operatore nei confronti del Gestore del mercato elettrico proporzionale al valore atteso della CCT in quanto il medesimo gestore ha comunque la possibilità, alla gate closure, di obbligare l operatore di mercato ad eseguire fisicamente la transazione, mediante l introduzione di un programma C.E.T. di immissione a prezzo zero pari alla vendita registrata 4, rimanendo in tal modo creditore dall operatore della sola CCT; la componente di cui alla lettera a) che precede dà conto di questa esposizione; - a seguito dell individuazione delle offerte accettate nel MGP e della contestuale registrazione dei programmi C.E.T. di immissione, l operatore di mercato rimane debitore verso il Gestore del mercato elettrico della CCT per la quota della vendita cui corrisponde un programma C.E.T. di immissione registrato, mentre per l eventuale quota della vendita netta registrata cui non corrisponde un programma C.E.T. di immissione, di cui l operatore di mercato si approvvigiona quindi in MGP, l operatore di mercato è debitore verso il Gestore del mercato 2 Che, come illustrato nel seguito del paragrafo, avviene immediatamente a seguito della relativa richiesta. 3 Che, come illustrato nel seguito del paragrafo, avviene contestualmente all individuazione delle offerte accettate nel MGP ovvero dopo la gate clausure del MGP. 4 Poiché, come descritto di seguito, la registrazione della vendita è subordinata alla disponibilità di adeguate garanzie dell utente del dispacciamento nei confronti di Terna._ 29

87 elettrico del PUN; le componenti di cui alle lettere b) e c) che precedono danno conto di questa esposizione; - i pagamenti di cui alle lettere e) ed f) che precedono chiudono il ciclo relativo a ciascun periodo rilevante. Conto di Sbilanciamento Effettivo Terna intesta a ciascun utente del dispacciamento un Conto di Sbilanciamento Effettivo per ogni punto di dispacciamento nella propria responsabilità, in cui vengono registrati, per ciascun periodo rilevante e per il punto di dispacciamento a cui il conto è riferito: - i programmi post-ma di immissione e di prelievo, con segno opposto rispetto alla convenzione di cui all Articolo 13; - le offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, ivi inclusi gli ordini di dispacciamento in tempo reale; - l energia elettrica immessa o prelevata. La componente del saldo fisico del Conto di Sbilanciamento Effettivo relativa ad un periodo rilevante per il quale siano noti i valori dell energia elettrica immessa o prelevata rappresenta lo sbilanciamento effettivo relativo la medesimo periodo rilevante e al punto di dispacciamento cui il conto si riferisce. Il saldo economico del Conto di Sbilanciamento Effettivo in un determinato istante è composto da: a) il saldo fisico del Conto di Sbilanciamento Effettivo, valorizzato utilizzando un prezzo definito da Terna nelle regole per il dispacciamento; tale prezzo è pari al prezzo di cui alla lettera a) che precede con riferimento ai periodi rilevanti per cui tale corrispettivo non è ancora noto, e pari al corrispondente corrispettivo di sbilanciamento effettivo applicabile ai punti di dispacciamento in immissione e in prelievo per gli altri periodi rilevanti; b) i pagamenti effettuati a titolo di corrispettivo di sbilanciamento dall utente del dispacciamento. Al fine di meglio illustrare il significato di ciascuna delle partite economiche sopra descritte si consideri il seguente esempio relativo ad un utente del dispacciamento titolare di un punto di dispacciamento in immissione: - la registrazione di un programma post-ma o di un offerta nel mercato per il servizio di dispacciamento (che concorre a determinare il programma vincolante di immissione) comporta un aumento della posizione debitoria dell utente nei confronti di Terna proporzionale al valore atteso del prezzo di sbilanciamento applicabile al punto di dispacciamento cui il programma si riferisce; tale onere si determina infatti nella condizione in cui l energia effettivamente immessa nel punto di immissione sia pari a zero; - a seguito dell immissione dell energia elettrica, ovvero al momento in cui la medesima immissione venga accertata da parte di Terna, l utente del dispacciamento rimane debitore verso Terna per la quota corrispondente alla differenza, se positiva, tra il programma di immissione e l energia elettrica effettivamente immessa valorizzata al prezzo di sbilanciamento (effettivo); nel caso in cui tale differenza sia negativa l utente diventa creditore verso Terna per l importo corrispondente; - i pagamenti di cui alla lettera b) che precede chiudono il ciclo relativo a ciascun periodo rilevante. Da tale analisi risulta immediato come la riduzione delle tempistiche necessarie per la rilevazione delle immissioni effettive dell utente del dispacciamento abbia un immediato effetto di ridurre la 30

88 durata del ciclo di esecuzione delle transazioni verso Terna, ovviamente limitatamente alla quota del programma coperto da immissioni effettive, e, conseguentemente, di ridurre l esposizione complessiva del medesimo utente. F Registrazione degli acquisti e delle vendite a termine La registrazione di acquisti e di vendite a termine deve essere richiesta entro la gate closure. Ai fini della corretta attribuzione delle corrispondenti partite economiche e del monitoraggio dell esposizione dei soggetti (degli operatori di mercato verso il Gestore del mercato elettrico e degli utenti del dispacciamento verso Terna) ciascun acquisto e ciascuna vendita a termine devono essere riferiti, al momento della registrazione, ad un determinato Conto Energia a Termine. Indipendentemente dalle modalità, definite dal Gestore del mercato elettrico in un apposito regolamento, con cui la registrazione viene essere richiesta, il Gestore del mercato elettrico deve verificare che il soggetto o i soggetti che richiedono la registrazione siano autorizzati dai rispettivi operatori di mercato alla movimentazione dei Conti Energia a Termine cui le registrazioni si riferiscono. Il vincolo che possano essere registrati solo insiemi di acquisti e vendite a termine bilanciate, ovvero tali per cui la somma algebrica degli acquisti e delle vendite sia nulla, comporta che la singola richiesta di registrazione coinvolga diversi operatori di mercato (normalmente almeno un operatore di mercato venditore, nei cui Conti Energia a Termine viene registrata la vendita, e un operatore di mercato acquirente, nei cui Conti Energia a Termine viene registrato l acquisto). A tal fine il Gestore del mercato elettrico può prevedere, ad esempio che: - la registrazione venga richiesta dall operatore di mercato titolare dei Conti Energia a Termine cui la vendita si riferisce e che il sistema di registrazione condizioni l accettazione della richiesta alla conferma dell operatore di mercato titolare dei Conti Energia a Termine cui l acquisto si riferisce; - la registrazione venga richiesta da un soggetto autorizzato da tutti gli operatori di mercato titolari dei Conti Energia a Termine cui la registrazione si riferisce; questa potrebbe essere la situazione che si verifica nel caso le transazioni in vendita e in acquisto siano state concluse in una piattaforma di mercato (a termine) indipendente dal sistema di registrazione e l operatore che gestisce tale piattaforma, che potrebbe anche non avere la qualifica di operatore di mercato, sia il soggetto incaricato della registrazione attraverso apposita autorizzazione, nella forma giuridica eventualmente definita dal Gestore del mercato elettrico, rilasciata dagli operatori di mercato interessati. La richiesta di registrazione dovrà quindi recare almeno i seguenti elementi: - il soggetto che presenta la richiesta di registrazione; - gli acquisti e le vendite da registrare in ciascun periodo rilevante; - i Conti Energia a Termine in cui registrare gli acquisti e le vendite. Immediatamente a seguito della presentazione della richiesta il Gestore del mercato elettrico effettua alcune verifiche di congruità, riportate di seguito, e, a condizione che tutte le verifiche diano esito positivo, procede alla registrazione degli acquisti e delle vendite a termine oggetto della richiesta nei Conti Energia a Termine indicati nella richiesta stessa. Per ciascuna richiesta di registrazione presentata il Gestore del mercato elettrico verifica, quindi, che: a) vi sia il consenso alla richiesta di registrazione da parte degli operatori di mercato titolari, o comunque titolati alla movimentazione, dei conti cui gli acquisti e le vendite si riferiscono; 31

89 b) per ciascun periodo rilevante, la somma algebrica degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione sia pari a zero; c) per ciascun periodo rilevante e per ciascun Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato non qualificato: i. le garanzie prestate dall operatore di mercato al Gestore del mercato elettrico siano congrue rispetto al saldo economico del Conto Energia a Termine intestato al medesimo operatore, determinato tenendo conto degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione valorizzate al medesimo prezzo utilizzato per gli acquisti e le vendite già registrate nel medesimo conto; tale previsione garantisce al Gestore del mercato elettrico la copertura degli oneri legati al corrispettivo CCT a seguito dall accettazione della richiesta; ii. se il saldo fisico degli acquisti e delle vendite registrate nel Conto Energia a Termine e degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione è una vendita netta, tale vendita sia non superiore alla somma della capacità complessiva di immissione dei punti di immissione cui il conto si riferisce; tale previsione impedisce la registrazione di vendite a termine che non possano essere eseguite fisicamente, attraverso la registrazione di un corrispondente programma C.E.T. di immissione; iii. le garanzie prestate da ciascun utente del dispacciamento a Terna siano congrue, secondo i criteri definiti nel Regolamento, rispetto alla somma dei saldi dei Conti di Sbilanciamento Effettivo intestati al medesimo utente e del valore economico convenzionale degli acquisti e delle vendite a termine registrati e degli acquisti e delle vendite per cui è richiesta la registrazione attribuiti al medesimo utente; le modalità per l attribuzione degli acquisti e delle vendite a termine registrati da un operatore di mercato a ciascun utente del dispacciamento da cui il medesimo utente abbia ricevuto delega e per la corretta valorizzazione degli acquisti e vendite così attribuiti sono definite dal Gestore del mercato elettrico nel Regolamento; d) per ciascun periodo rilevante e per ciascun Conto Energia a Termine intestato ad un operatore di mercato qualificato, le garanzie prestate dall operatore di mercato qualificato al Gestore del mercato elettrico siano congrue rispetto al saldo economico del Conto Energia a Termine intestato al medesimo operatore, determinato tenendo conto degli acquisti e delle vendite di cui è richiesta la registrazione; tale previsione riflette la gestione delle garanzie descritta nel paragrafo dedicato alla descrizione dei Conti Energia a Termine. F Registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo I programmi C.E.T. di immissione e di prelievo sono i programmi, riferiti a ciascun punto di immissione e di prelievo, che vengono registrati in esecuzione degli acquisti e delle vendite a termine registrate. Ciascun operatore di mercato che abbia, ad esempio, registrato una vendita netta con riferimento ad un determinato periodo rilevante ha, in generale, l obbligo di eseguire tale vendita attraverso la registrazione di uno o più programmi di immissione per una quantità di energia elettrica corrispondente alla vendita netta registrata. Nel caso l operatore di mercato sia ammesso ad operare nel sistema delle offerte sulla base della Disciplina del mercato, è ammessa la richiesta di registrazione di programmi C.E.T. di immissione inferiori alla vendita netta; tale richiesta corrisponde alla volontà dell operatore di riacquistare la quantità di energia elettrica corrispondente alla quota della vendita netta non coperta da programmi C.E.T. di immissione dal sistema delle offerte. La possibilità di registrare programmi C.E.T. di immissione inferiori alle vendite nette è condizionata, al momento della registrazione, dalla verifica da parte del Gestore del mercato elettrico della capienza delle garanzie prestate dall operatore per 32

90 l operatività nel sistema delle offerte rispetto all acquisto conseguente alla registrazione di un programma C.E.T. inferiore alle vendite nette registrate. Analogamente ciascun operatore di mercato che abbia, ad esempio, registrato un acquisto netto con riferimento ad un determinato periodo rilevante ha, in generale, il diritto/obbligo di eseguire tale vendita attraverso la registrazione di uno o più programmi di prelievo per una quantità di energia elettrica corrispondente all acquisto netto registrata. Nel caso l operatore di mercato sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato, la richiesta di registrazione di programmi C.E.T. di prelievo inferiori all acquisto netto corrisponde alla volontà dell operatore di rivendere la quantità di energia elettrica corrispondente alla quota dell acquisto netto non coperta da programmi C.E.T. di prelievo nel sistema delle offerte. Nel seguito del presente paragrafo vengono descritte le modalità per la registrazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo. La registrazione nei Conti Energia a Termine dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo, in esecuzione di acquisti netti a termine o di vendite nette a termine registrate, deve essere richiesta entro il termine previsto dalla Disciplina del mercato per la presentazione delle offerte nel mercato del giorno prima relative al periodo rilevante a cui tali programmi sono riferiti. Nella richiesta di registrazione l operatore di mercato deve indicare: - il soggetto che presenta la richiesta di registrazione; - i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo da registrare in ciascun periodo rilevante; - i punti di dispacciamento in immissione o in prelievo cui i programmi si riferiscono; - l eventuale prezzo di riferimento utilizzato per la registrazione del programma nell ambito del MGP come descritto di seguito. Mentre gli operatori di mercato non ammessi al sistema delle offerte sulla base della Disciplina del mercato sono tenuti a richiedere, per ciascun periodo rilevante, la registrazione di programmi C.E.T. di immissione e di prelievo corrispondenti ai relativi acquisti/vendite nette, gli operatori di mercato ammessi al sistema delle offerte sulla base della Disciplina del mercato, oltre a poter indicare programmi inferiori ai relativi acquisti/vendite nette possono indicare, per ciascun programma C.E.T. e per ciascun periodo rilevante, un prezzo di riferimento, utilizzato per condizionare la registrazione. Per ciascuna richiesta di registrazione di un programma C.E.T. di immissione o di prelievo, ovvero di un programma di immissione o di prelievo corrispondente ad offerte di acquisto e di vendita nel sistema delle offerte, presentata da un operatore di mercato con riferimento ad un periodo rilevante, il Gestore del mercato elettrico verifica, dopo il termine di chiusura del mercato del giorno prima e anteriormente all individuazione delle offerte accettate nel mercato del giorno prima relative al medesimo periodo rilevante, che: a) la somma dei programmi di immissione di cui è richiesta la registrazione con riferimento a ciascun punto di dispacciamento e per ciascun periodo rilevante sia non superiore alla capacità di immissione del medesimo punto come definita da Terna; tale verifica, necessaria per garantire che i programmi di immissione possano essere eseguiti fisicamente, deve essere necessariamente eseguita tenendo conto sia delle richieste di registrazione di programmi C.E.T. che delle offerte di vendita presentate nel sistema delle offerte; b) la somma dei programmi C.E.T. di immissione di cui è richiesta la registrazione per ciascun periodo rilevante sia: i. non superiore alle vendite nette a termine registrate dal medesimo operatore, nel caso in cui lo stesso sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato; ii. pari alle vendite nette a termine registrate dal medesimo operatore altrimenti; 33

91 c) la somma dei programmi C.E.T. di prelievo di cui è richiesta la registrazione per ciascun periodo rilevante sia: i. non superiore agli acquisti netti a termine registrati dal medesimo operatore, nel caso in cui lo stesso sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato; ii. pari agli acquisti netti a termine registrati dal medesimo operatore altrimenti; d) qualora l operatore di mercato che presenta la richiesta sia ammesso al mercato elettrico sulla base della Disciplina del mercato, le garanzie prestate dall operatore di mercato al Gestore del mercato elettrico siano congrue rispetto al saldo economico del Conto Energia a Termine, di cui al comma 17.7, intestato al medesimo operatore, determinato tenendo conto dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo di cui è richiesta la registrazione e dell eventuale prezzo di riferimento indicato nella richiesta; tale verifica è necessaria in quanto la registrazione di un programma C.E.T. di immissione inferiore alle vendite nette a termine registrate comporta, da parte dell operatore di mercato, il riacquisto dal Gestore del mercato elettrico dell energia corrispondente alla differenza, con il conseguente debito verso il medesimo gestore; Il Gestore del mercato elettrico può modificare le richieste di registrazione dei programmi C.E.T. di immissione e di prelievo e le offerte di acquisto e vendita presentate nel sistema delle offerte al fine di garantire il rispetto delle suddette condizioni. La registrazione dei programmi C.E.T. di immissione o di prelievo avviene contestualmente all accettazione dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti ad acquisti e vendite concluse nel sistema delle offerte 5, ovvero nel giorno predente quello cui appartengono i periodi rilevanti ai quali i medesimi programmi si riferiscono, nell ambito dell assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto. A tale fine: - i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo presentati da operatori di mercato ammessi al mercato elettrico, sono assimilati, rispettivamente, ad offerte di vendita e ad offerte di acquisto con prezzo pari al prezzo di riferimento indicato nella richiesta di registrazione; - i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo presentati da operatori di mercato non ammessi al mercato elettrico, sono assimilati, rispettivamente, ad offerte di vendita a prezzo nullo e ad offerte di acquisto senza indicazione del prezzo. Tale previsione consente agli operatori di mercato che hanno registrato acquisti e vendite a termine di scegliere se programmare la corrispondente energia elettrica in acquisto e in vendita oppure riacquistare/rivendere la stessa energia nel mercato del giorno prima sulla base del prezzo che si determina nel medesimo mercato 6, garantendo in tal modo che la programmazione degli impianti di produzione e degli impianti di consumo (nei limiti in cui la domanda è sensibile al prezzo nel breve termine) risultante in esito al mercato del giorno prima sia efficiente. L accettazione di tali offerte, e la conseguente registrazione dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo nei relativi Conti Energia a Termine non comporta, ovviamente, il pagamento o il diritto a ricevere i corrispondenti prezzi dell energia sul mercato del giorno prima, essendo tali programmi presentati in esecuzione di acquisti e vendite concluse a termine. L energia elettrica corrispondente alla somma algebrica degli acquisti a termine, delle vendite a termine e dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo relativi a ciascun periodo rilevante è, come accennato in precedenza, considerata ceduta al Gestore del mercato elettrico nell ambito del mercato elettrico. Per tale energia l operatore di mercato versa al Gestore del 5 A tale proposito giova ricordare che ciascuna offerta presentata nel sistema delle offerte è riferita a un punto di dispacciamento in immissione o in prelievo; l accettazione della vendita o dell acquisto e la registrazione del corrispondente programma di immissione e di prelievo sono pertanto coincidenti nel sistema delle offerte. 6 In realtà in tal modo i programmi C.E.T. di immissione e di prelievo concorrono alla formazione del medesimo prezzo. 34

92 mercato elettrico, se negativo, o riceve da quest ultimo, se positivo, un corrispettivo pari in ciascun periodo rilevante al prodotto tra: - la somma algebrica degli acquisti a termine, delle vendite a termine e dei programmi C.E.T. post-mgp di immissione e di prelievo (ovvero il saldo fisico del Conto Energia a Termine); - il prezzo dell energia elettrica acquistata nel mercato elettrico (PUN) relativo al medesimo periodo rilevante. F Registrazione nel Conto di Sbilanciamento Effettivo dei programmi post-ma di immissione e di prelievo e dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento Il Gestore del mercato elettrico procede, a seguito della chiusura del mercato di aggiustamento, a comunicare a Terna i programmi post-ma di immissione e di prelievo per la registrazione nei corrispondenti Conti di Sbilanciamento Effettivo. Terna procede, per ciascun punto di dispacciamento, a registrare i programmi di immissione e di prelievo corrispondenti alle offerte accettate nel mercato per il servizio di dispacciamento, ivi inclusi gli ordini di dispacciamento in tempo reale, nel Conto di Sbilanciamento Effettivo del relativo utente del dispacciamento. F.2.3 Regolazione dei corrispettivi per il servizio di dispacciamento e garanzie F Corrispettivi per il servizio di dispacciamento Nell ambito della regolazione dei corrispettivi per il servizio di dispacciamento, l intervento proposto prevede, con riferimento al corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima, che il Gestore del mercato elettrico, già responsabile della regolazione con Terna di tale corrispettivo con riferimento all energia elettrica acquistata e venduta nel mercato del giorno prima, sia responsabile della regolazione economica con gli operatori anche per il corrispettivo dovuto per i programmi C.E.T. post-mgp, registrati in esecuzione di acquisti e vendite concluse al di fuori di tale mercato. Tale scelta, finalizzata sia a consentire una migliore gestione delle garanzie prestate dagli operatori di mercato a copertura di tale corrispettivo, attraverso l integrazione di tali garanzie con quelle prestate per l operatività nel mercato del giorno prima, sia ad ottimizzare la gestione operativa dei processi di liquidazione di tali corrispettivi, prevede che il Gestore del mercato elettrico riscuota i corrispettivi per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto nel mercato del giorno prima dovuti in relazione alla registrazione di programmi C.E.T. di immissione di prelievo direttamente dagli operatori di mercato e versi successivamente l importo complessivo derivante dall applicazione di tali corrispettivi a Terna. F Inadempimenti e gestione delle garanzie Per garantire il buon esito delle transazioni relative ai corrispettivi per il servizio di dispacciamento, Terna organizza e gestisce un sistema di garanzie, sulla base di modalità e condizioni stabilite nelle regole per il dispacciamento. L intervento proposto definisce e un insieme minimo di requisiti che tale sistema deve possedere. In particolare il sistema di garanzie gestito da Terna deve consentire il controllo dell esposizione di ciascun utente del dispacciamento titolare di punti di dispacciamento in immissione, di punti di dispacciamento in prelievo o di punti di dispacciamento in importazione, quantificata o stimata in relazione all impossibilità di determinare con precisione le partite economiche di debito o credito 35

93 prima che si rendano disponibili prezzi e quantità, rispetto alla massima esposizione che ciascun utente può assumere nei confronti di Terna in relazione al saldo Conto di Sbilanciamento Effettivo, ovvero al corrispettivo di sbilanciamento effettivo, e agli altri corrispettivi per il servizio di dispacciamento. Per determinare l esposizione massima per ciascun utente del dispacciamento Terna considera l ammontare complessivo di garanzie prestate dal medesimo utente anche in relazione ai requisiti di onorabilità e solvibilità del medesimo utente. I principali elementi che Terna utilizza per il monitoraggio dell esposizione di ciascun utente del dispacciamento comprendono: - il prezzo utilizzato per la determinazione del valore economico convenzionale del saldo fisico di ciascun Conto di Sbilanciamento Effettivo; tale prezzo, pari al prezzo di sbilanciamento relativo al punto di dispacciamento cui il medesimo conto si riferisce, deve essere stimato fino a quando non siano noti i dati per la sua determinazione; - con riferimento a ciascun Conto di Sbilanciamento Effettivo, l energia elettrica immessa e prelevata utilizzata per la determinazione del saldo del Conto di Sbilanciamento Effettivo; a tale proposito e importante che Terna determini, per ciascun periodo rilevante per il quale non siano note le misure delle immissione e dei prelievi effettivi, le stime delle medesime immissioni e prelievi; mentre per la stima dei prelievi effettivi relativi a punti di dispacciamento per unità di consumo può essere ritenuto adeguato l utilizzo di dati storici 7, per gli altri punti di dispacciamento è necessario l utilizzo di rilevazioni, anche approssimate o incomplete, che consentano una valutazione delle immissioni o dei prelievi effettivi. I principali eventi che, determinando un incremento dell esposizione di un determinato utente del dispacciamento, potrebbero comportare il superamento dell esposizione massima del medesimo utente e le azioni che Terna può intraprendere per evitare che ciò accada sono: a) l inclusione nel contratto di dispacciamento nella titolarità dell utente di uno o più punti di prelievo; tale evento determina un incremento potenziale dell esposizione dell utente del dispacciamento nei confronti di Terna pari ai prelievi, stimati o effettivi laddove disponibili, nel punto di prelievo per il periodo intercorrente tra il momento in cui il punto viene incluso nel contratto e il momento in cui è possibile per Terna interrompere il prelievo medesimo in caso di mancato adempimento da parte dell utente del dispacciamento, valorizzati sulla base del valore complessivo, stimato o effettivo laddove disponibile, di tutti i corrispettivi per il servizio di dispacciamento; in caso l esposizione in conseguenza di un tale evento dovesse risultare superiore alla corrispondente esposizione massima, Terna può agire richiedendo all utente del dispacciamento la reintegrazione delle garanzie termini stabiliti nelle regole per il dispacciamento e condizionando l inclusione del punto di prelievo nel contratto di dispacciamento a tale adempimento. b) la registrazione di una vendita/acquisto a termine da parte di un operatore di mercato relativa a Conti di Sbilanciamento Effettivo nella titolarità di utenti del dispacciamento in immissione (vendita) e di utenti del dispacciamento in prelievo (acquisto); tale evento sposta in generale la posizione debitoria dall utente di dispacciamento in prelievo all utente del dispacciamento in immissione; in tal caso è previsto che il Gestore del mercato elettrico possa, in caso di superamento della massima esposizione dell utente del dispacciamento in immissione, rifiutare la registrazione della vendita, provvedendo a comunicarlo all operatore di mercato. L operatore di mercato potrà autonomamente agire richiedendo un incremento delle garanzie prestate dall utente del dispacciamento. 7 Ritenendo quindi bassa la probabilità che un unità di consumo possa modificare i propri prelievi, legati a processi produttivi solo parzialmente correlati all andamento del prezzo dell energia elettrica, per modificare la propria posizione nei confronti di Terna ed accettabile il conseguente rischio per Terna. 36

94 Nei casi in cui, a seguito di una motivata richiesta di integrazione delle garanzie da parte di Terna, l utente del dispacciamento non provveda a tale integrazione nei termini stabiliti, Terna adotta tutte le misure per limitare gli oneri per il sistema elettrico legati all insolvenza dell utente, potendo anche ricorrere alla risoluzione del contratto di dispacciamento. Al fine di evitare, soprattutto in fase di prima implementazione del sistema di garanzie un eccessiva onerosità del sistema di garanzie, l intervento proposto prevede la possibilità di socializzare i costi connessi a crediti non recuperabili per effetto dell insolvenza degli utenti del dispacciamento non coperta dal medesimo sistema, attraverso un apposito corrispettivo definito dall Autorità nel momento in cui tali costi si manifestano. In relazione a quanto esposto è opportuno rilevare che in ogni caso in cui è necessario l utilizzo di stime, relative a quantitativi o prezzi, per la corretta determinazione dell esposizione degli operatori si ha un incremento del rischio, proporzionale all incertezza legata alle medesime stime, per Terna e, di conseguenza, dei costi del sistema di garanzie. È quindi necessario porre in atto tutte le necessarie misure per ridurre il periodo temporale per cui tali stime sono utilizzate o ridurre l incertezza associata alle medesime; alcuni interventi in tal senso comprendono: - l accorciamento delle tempistiche in cui le misure delle immissioni e dei prelievi si rendono disponibili; - l utilizzo di sistemi di rilevazione delle immissioni e dei prelievi che consentano la quantificazione, anche approssimata, delle immissioni e/o dei prelievi - l accorciamento delle tempistiche di fatturazione e pagamento. Di ciascuno di tali interventi è necessaria un adeguata valutazione dei costi in termini gestionali e operativi rispetto ai benefici in termini di riduzione dei costi del sistema di garanzie (o dei rischi per il sistema elettrico). Milano, 9 giugno 2006 Direzione Energia Elettrica Il Direttore Guido Bortoni 37

95 APPENDICE Consultazioni PIANO DI CONSULTAZIONE Premessa La legge del 29 luglio 2003, n. 229, e in particolare l articolo 12, comma 1, stabilisce che Le autorità amministrative indipendenti, cui la normativa attribuisce funzioni di controllo, di vigilanza o regolatorie, si dotano, nei modi previsti dai rispettivi ordinamenti, di forme e metodi di analisi dell impatto della regolamentazione per l emanazione di atti di competenza e, in particolare, di atti amministrativi generali, di programmazione o pianificazione e, comunque, di regolazione. Con la deliberazione n. 65/05 l Autorità ha avviato un procedimento per la formazione di provvedimenti aventi ad oggetto le modalità per la registrazione dei contratti di compravendita di energia elettrica e la disciplina dei diritti e degli obblighi connessi con l esecuzione di tali contratti nell ambito del servizio di dispacciamento. La deliberazione n. 65/05 e i successivi documenti di ricognizione e consultazione prodotti, si inseriscono nel percorso di analisi di impatto della regolazione introdotta con la deliberazione n. 58/03. I suddetti documenti, di cui si riporta una descrizione nei successivi riquadri, sono stati realizzati in modo da rispondere ai principi richiesti dal processo di sperimentazione Air. Il percorso di consultazione è stato strutturato in differenti momenti. La prima fase è rappresentata dalla ricognizione e dalla delineazione di possibili scenari di evoluzione della normativa vigente ed è stata realizzata attraverso la pubblicazione del documento di ricognizione 1 giugno Nella fase di ricognizione si sono altresì acquisiti gli elementi informativi utili alla focalizzazione delle problematiche e delle esigenze relative alla materia in oggetto, al fine di un eventuale revisione della disciplina vigente. Sulla base dei suddetti elementi è stato formulato il documento per la consultazione 4 agosto 2005 nel quale sono identificate alcune possibili soluzioni in risposta alle esigenze evidenziate nella fase di ricognizione. Infine nel documento per la consultazione 16 novembre 2005, è individuata la soluzione proposta per la riconfigurazione del quadro normativo vigente attraverso una revisione puntuale alla deliberazione n. 168/03 proposta in forma di articolato. FASE 1: Ricognizione delle esigenze alla base dell intervento ed individuazione preliminare delle possibili alternative (opzioni) d intervento Obiettivi della FASE 1. Nella FASE 1 l Autorità ha inteso: a) rendere nota la propria visione circa le criticità rilevate e le motivazioni che giustificherebbero una modifica regolativa; b) illustrare gli obiettivi che l Autorità intende perseguire con l intervento; c) formulare le proposte per la riconfigurazione del sistema vigente; d) raccogliere opinioni ed informazioni utili ad una più completa rilevazione delle esigenze socioeconomiche alla base dell intervento. Tecnica utilizzata: Emanazione e pubblicazione sul sito internet dell Autorità del documento di ricognizione 1 giugno 2005, incontro con i soggetti interessati, istituzione di un gruppo di lavoro con soggetti istituzionali (Gestore del mercato elettrico e Terna). Il documento di ricognizione contiene una descrizione delle esigenze individuate dagli uffici e l indicazione degli obiettivi che si intendono conseguire con il procedimento di riconfigurazione in esame. In particolare, il documento propone una descrizione: 38

96 dei requisiti che un sistema di registrazione ed esecuzione di contratti di acquisto e di vendita di energia elettrica dovrebbe avere; delle criticità del sistema attualmente vigente; delle possibili opzioni di riconfigurazione. Per ciascuno dei punti sopra descritti sono stati formulati diversi spunti di discussione sulla base dei quali i consultati sono stati invitati ad esprimere, in forma scritta, il proprio parere entro un termine prestabilito (30 giugno2005). Successivamente all emanazione del documento di ricognizione, è stato organizzato dagli uffici dell Autorità un seminario in data 20 giugno 2005, aperto a tutti i soggetti interessati, per chiarimenti ed approfondimenti relativi tematiche affrontate nel documento di ricognizione. Il seminario aveva lo scopo di fornire elementi esplicativi preliminari alla formulazione delle osservazioni che i medesimi soggetti potevano far pervenire all'autorità in risposta al medesimo documento di ricognizione. Infine, è stato istituito un gruppo di lavoro che coinvolge esclusivamente i soggetti istituzionali (AEEG, Terna e Gestore del mercato elettrico). Il gruppo di lavoro si è incontrato periodicamente con l obbiettivo di condividere e pianificare le fasi e i contenuti del processo di riconfigurazione in esame. Destinatari. Il documento per la ricognizione è rivolto a tutti gli operatori che hanno interesse a comunicare all Autorità le proprie opinioni circa i motivi che giustificherebbero una modifica regolatoria, nonché a fornire osservazioni utili per una rappresentazione più delineata delle esigenze. In particolare gli operatori coinvolti dovrebbero essere quelli maggiormente interessati alle modifiche che la riconfigurazione proposta intende produrre. Modalità di ricognizione. Pubblicazione del documento di ricognizione in data 1 giugno e possibilità per i soggetti interessati di trasmettere le loro osservazioni entro il 30 giugno e in occasione del seminario organizzato in data 20 giugno. Il seminario è stato articolato in due sessioni. La prima era rivolta agli operatori di mercato in immissione (produttori) e le rispettive associazioni di categoria. La seconda era invece rivolta gli operatori di mercato in prelievo. Successivamente gli uffici hanno analizzano le segnalazioni e/o proposte degli operatori interessati. Il risultato della ricognizione è reso noto nell ambito della seconda fase del piano di ricognizione e consultazione e nell ambito del della relazione AIR, quale elemento di supporto al processo decisionale. Fase del processo decisionale in cui si effettua la consultazione: il documento di ricognizione rappresenta l elemento iniziale per raccogliere proposte e osservazioni relativamente alle criticità rilevate in materia di registrazione ed esecuzione dei contratti di compravendita e a definire possibili opzioni d intervento. FASE 2: In questa fase sono stati emanati e pubblicati sul sito internet dell Autorità il documento per la consultazione in data 4 agosto 2005, e, successivamente, il documento per la consultazione emanato in data 16 novembre 2005 nei quali l Autorità ha dato seguito alle risultanze del documento di ricognizione proponendo alcune opzioni concrete per la revisione del sistema di registrazione degli acquisti e delle vendite a termine. Consultazione 1 Obiettivi della consultazione. La FASE 1 ha permesso di acquisire elementi informativi utili alla focalizzazione delle problematiche relative alla ridefinizione del sistema vigente. Tenendo conto di questi elementi, con il documento per la consultazione 4 agosto 2005 si è proceduto ad una 39

97 definizione più delineata delle problematiche descritte nella FASE 1 e alla presentazione di alcune possibili alternative di intervento indirizzate al superamento delle suddette problematiche e strutturate in base alle osservazioni pervenute in esito alla FASE 1. Più precisamente con la consultazione si è proceduto a: a) anticipare i criteri generali che l Autorità avrebbe seguito per valutare le varie opzioni su cui gli operatori sono chiamati ad esprimere il loro giudizio e sintetizzare i principali aspetti evidenziati dal documento di ricognizione; b) illustrare le osservazioni degli operatori raccolte in esito alla FASE 1; c) definire, sulla base degli esiti della FASE 1, possibili alternative di intervento e raccogliere l opinione dei soggetti interessati in merito. Tecnica utilizzata. Emanazione e pubblicazione del un documento per la consultazione 4 agosto Il documento ha richiesto ai destinatari di esprimere osservazioni relativamente a diversi spunti di consultazione. Gli spunti proposti sono stati formulati in modo tale da raccogliere le opinioni dei soggetti destinatari relativamente alle possibili alternative di intervento delineate. Successivamente all emanazione del documento per la consultazione, è stato organizzato dagli uffici dell Autorità un seminario in data 5 settembre 2005, aperto a tutti i soggetti interessati, per chiarimenti ed approfondimenti relativi tematiche affrontate nel documento per la consultazione. Destinatari. I soggetti interessati sono quelli identificati nella FASE 1. Modalità di consultazione. Pubblicazione del documento per la consultazione a partire dal 4 agosto 2005 e possibilità per i soggetti interessati di trasmettere le proprie informazioni entro il 20 settembre Sulla base degli esiti della FASE 1 e delle problematiche ed esigenze evidenziate dagli operatori nelle riunioni organizzate in data 20 luglio 2005, la consultazione identifica alcune possibilità alternative per superare le criticità evidenziate. Il risultato della consultazione è reso noto nell ambito della relazione AIR, quale elemento di supporto al processo decisionale. Fase del processo decisionale in cui si effettua la consultazione: successivamente all elaborazione e all analisi delle osservazioni evidenziate dagli operatori in esito alla fase 1 la consultazione propone le prime modalità di implementazione delle soluzione proposte durante la ricognizione, con l obiettivo di superare le criticità emerse. Consultazione 2 Obiettivi della consultazione. A seguito della ricezione delle osservazioni al primo documento per la consultazione, l Autorità, con il documento per la consultazione emanato in data 16 novembre 2005, ha delineato i dettagli implementativi dell opzione preliminare prescelta anche sulla base delle osservazioni pervenute dagli operatori. Tecnica utilizzata: Emanazione e pubblicazione sul sito di un documento per la consultazione dell Autorità contenente una revisione puntuale della deliberazione n. 168/03. Successivamente all emanazione del documento per la consultazione, è stato organizzato dagli uffici dell Autorità un seminario in data 22 novembre 2005, aperto a tutti i soggetti interessati, per chiarimenti ed approfondimenti relativi tematiche affrontate nel documento per la consultazione. Destinatari. I soggetti interessati sono quelli identificati nella FASE 1. Modalità di consultazione. Pubblicazione del documento per la consultazione a partire dal 16 novembre e possibilità per i soggetti interessati di trasmettere le proprie informazioni entro il 15 40

98 dicembre Rispetto al precedente documento per la consultazione, è stata proposta una puntuale revisione della deliberazione n. 168/03. La consultazione, inoltre, per facilitare la comprensione delle modifiche introdotte, riporta note esplicative all interno del testo proposto. Successivamente alla pubblicazione del documento per la consultazione, è stato organizzato un seminario con lo scopo di fornire elementi esplicativi alla formulazione delle osservazioni. Fase del processo decisionale in cui si effettua la consultazione: successiva alla raccolta e alla elaborazione delle criticità del sistema vigente e all analisi di possibili configurazioni alternative effettuate partendo dagli esiti della FASE 1 e del documento per la consultazione 4 agosto. 41

99 Risultati delle consultazioni Allegato al Report AIR Fase 1: Documento di ricognizione del 1 giugno 2005 Osservazioni degli operatori Osservazioni generali Dalle risposte emerge soddisfazione per l iniziativa dell AEEG e un generale consenso verso la revisione dei sistemi di negoziazione e registrazione delle transazioni e del sistema di determinazione delle garanzie; in particolare, la maggior parte delle osservazioni generali contenute nei documenti di risposta degli operatori pervenuti si incentra proprio sulle criticità ed inefficienze dell attuale sistema delle garanzie. Altrettanto favorevole è l opinione generale riguardo all introduzione di un mercato a termine dell energia elettrica e altre possibili modificazioni che vigente sistema che permettano una maggiore flessibilità per gli operatori nelle fasi di negoziazione e registrazione delle rispettive posizioni commerciali e fisiche. Le risposte agli spunti di consultazione, invece, sebbene propositive sembrano essere piuttosto generiche nella specificazione delle possibilità di sviluppo del sistema proposte; è, inoltre, degno di nota come qualche operatore segnali la volontà di cambiamento graduale, se non addirittura marginale. Risposte agli spunti in consultazione SPUNTO 1 Si ritiene che le criticità del sistema vigente siano state ben rappresentate nel presente documento? Se no, quali si ritengono essere le principali criticità del sistema vigente? In generale si ritiene che le criticità del sistema siano state adeguatamente rappresentate nel documento di ricognizione dell Autorità; in aggiunta, tuttavia, gli operatori fanno notare che: - partendo dall attuale sistema, appare difficile immaginare la possibilità di avere transazioni commerciali che non tengano conto dei vincoli fisici zonali; - n pratica non è stato possibile per un utente di consumo essere alimentato da più operatori diversi da quello delegato per il contratto di dispacciamento; - l attuale piattaforma di aggiustamento bilaterale della domanda non presenta adeguate funzionalità di notifica della congruità dei profili e di verifica della posizione in tempo reale. SPUNTO 2 Sebbene i fattori appena evidenziati abbiano reso il sistema più flessibile ci si chiede se tale flessibilità sia sufficiente a rispondere alle esigenze degli operatori ed adeguata a garantire la sicurezza del sistema tenendo conto degli elementi evidenziati: Laddove tale flessibilità non risulti sufficiente, vi è da chiedersi quale sia il modo migliore per rendere il sistema più conforme agli obiettivi di creare un mercato liquido e trasparente e di favorire lo sviluppo di prodotti a termine quotati su mercati organizzati. Si richiede ai soggetti interessati di formulare proposte in tal senso. 42

100 Si fa notare come appaia necessario prevedere nuove regole di trading che permettano ad operatori non fisici di partecipare al mercato elettrico, non solo svincolando le transazioni commerciali dal programma fisico fino alla gate closure, ma, ancor più, ammettendo la partecipazione al mercato di operatori titolari di Unita di Dispacciamento Virtuali. Si suggerisce, inoltre, che L MGP diventi una borsa marginale utile ai fini dell aggiustamento delle posizioni fisiche (differenti dalle posizioni commerciali), non attraverso lo sbilanciamento a programma, ma con l opportunità per l operatore di offrire direttamente su MGP la propria posizione lunga o corta a programma decidendo di assumermi il rischio/opportunità del prezzo. [1] L istituzione del sistema per conti per singolo utente del dispacciamento tenuto da uno scheduling coordinator sembra essere un valido strumento per migliorare la flessibilità del sistema. Si suggerisce, comunque, di mantenere gli attuali strumenti di flessibilità (sbilanciamento a programma, facoltà di delega per la sottoscrizione del contratto di dispacciamento e per l operatività su IPEX e su PAB, qualora non sostituita dalla facoltà di accesso al Mercato di Aggiustamento per i titolari di dispacciamento in prelievo). Relativamente alla possibilità di sfruttare efficacemente strumenti di flessibilità si evidenzia la necessità di coniugare lo sviluppo di modalità di aggiustamento dei programmi di immissione e di prelievo nell approssimarsi del tempo reale con la necessaria dotazione di adeguate modalità e tempistiche di fruizione dei dati relativi alla misurazione dei consumi su base oraria da parte dei clienti finali e dei loro fornitori. In aggiunta a possibili strumenti di flessibilità, nelle risposte a questo spunto di consultazione e nelle osservazioni generali degli operatori, si propongono modificazioni al sistema di determinazione delle garanzie richieste agli operatori volti a migliorarne l efficienza ed a diminuirne l onerosità; in particolare si propone che: - l ammontare delle garanzie dovute da ciascun operatore tenga debitamente conto del rating finanziario dell operatore [3][4] e che vengano accettate, come garanzia, fideiussioni emesse da società abilitate, iscritte all albo degli operatori finanziari, e caratterizzate da adeguato rating societario (proprio o della società controllante) e che vengano esonerati dall obbligo di prestare garanzie soggetti considerati notoriamente solvibili dalla Pubblica Amministrazione [4] - sia possibile pensare a soluzioni che tengano in considerazione la solidità degli operatori anche in funzione della specifica dotazione di capacità di immissione di energia elettrica in rete e di portafoglio vendite sui mercati finali[6]. SPUNTO 3 Si concorda con tale rappresentazione delle esigenze? In aggiunta al generale consenso verso le esigenze rappresentate dall Autorità nel documento, gli operatori fanno notare che: - tra i sistemi di riconfigurazione descritti, quello più funzionale ed economico in termini di costi di transazione sembra essere il sistema dello scheduling coordinator, in particolare un sistema chiuso, caratterizzato dalla presenza di un unico scheduling coordinator (il GME); - il ridisegno complessivo dei sistemi di registrazione delle posizioni commerciali e dei programmi di immissione e prelievo e l avvio del mercato a termine potrebbero essere conciliati prevedendo una opportuna gradualità di revisione della disciplina; - si reputa opportuno che i sistemi di negoziazione presentino caratteristiche di robustezza ed economicità, di tracciabilità dell esecuzione delle transazioni e di flessibilità nella definizione di tempistiche e di strumenti a cui affidare la riconciliazione fra posizioni commerciali e programmi di immissione e di prelievo. In particolare si ritiene necessaria un azione di razionalizzazione (con riferimento sia ai mercati dell energia sia a quelli dei servizi) dei sistemi a copertura delle transazioni vigenti orientata alla semplificazione dell operatività ed alla minimizzazione dei costi per gli operatori. 43

101 SPUNTO 4 Si ritiene che nel caso di evoluzione della normativa vigente verso un sistema aperto non sarebbero necessari interventi regolatori dell Autorità né sulle modalità di funzionamento dei sistemi di negoziazione a termine né sui costi di accesso ai medesimi? In caso di evoluzione della normativa verso un sistema aperto, per motivi di funzionalità, trasparenza e di vigilanza delle metodologie e dei costi di accesso ai sistemi di negoziazione a termine sarebbe auspicabile un intervento regolatorio da parte dell Autorità. SPUNTO 5 Si ritiene che nel caso di evoluzione della normativa vigente che riconosca al GME, secondo le modalità sopra descritte, il ruolo di unico scheduling coordinator, sarebbe necessario prevedere un intervento regolatorio dell Autorità per quanto riguarda i corrispettivi per l accesso ai sistemi di registrazione delle posizioni commerciali, di acquisizione dei programmi e di sbilanciamento a programma? Si ritiene inoltre che, poiché in tale sistema il GME sarebbe l unico soggetto effettivamente in condizione di sviluppare una o più piattaforme di negoziazione di prodotti a termine sufficientemente liquidi, di fatto, si costituirebbe un monopolio nell accesso ai sistemi di negoziazione che richiederebbe di essere regolato, non solo per quanto attiene ai corrispettivi richiesti per la negoziazione, ma anche con riferimento ai requisiti minimi di flessibilità che le piattaforme di trading del Gestore del mercato dovrebbero offrire agli operatori? Per assicurare trasparenza al sistema, si ritiene che l accesso all unico scheduling coordinator debba prevedere un intervento regolatorio e di vigilanza da parte dell Autorità, in modo che non si creino altre rigidità o posizioni di privilegio. Si ritiene opportuno che l Autorità, previa attivazione di un processo di consultazione che coinvolga i soggetti interessati, intervenga in merito alla definizione dei corrispettivi per l accesso ai sistemi di registrazione delle posizioni commerciali, di acquisizione dei programmi e di sbilanciamento a programma secondo principi di semplificazione e di limitata onerosità per gli operatori. Fase 2: Documento per la consultazione 1 del 4 agosto 2005 Osservazioni degli operatori Nelle osservazioni al documento per la consultazione inviate all Autorità dai soggetti interessati viene confermato il sostanziale apprezzamento per l iniziativa dell Autorità e il generale consenso verso la revisione dei sistemi di negoziazione e registrazione delle transazioni e del sistema delle garanzie espresso nelle osservazioni al documento di ricognizione. In particolare, la maggior parte delle osservazioni di carattere generale si incentra proprio sulle criticità ed inefficienze dell attuale sistema delle garanzie. Altrettanto favorevole è l opinione generale riguardo all introduzione di un mercato a termine dell energia elettrica e altre possibili modificazioni del vigente sistema che permettano una maggiore flessibilità per gli operatori nelle fasi di negoziazione e registrazione delle rispettive posizioni commerciali e fisiche, quale l introduzione di un sistema strutturato per conti. Molti operatori hanno segnalato l esigenza di tenere conto dell impatto delle modifiche normative eventualmente introdotte sui costi dei sistemi informativi, auspicando anche una gradualità di intervento compatibile con le tempistiche necessarie all adeguamento dei medesimi sistemi. In altre osservazioni pervenute gli operatori hanno sottolineato: a) i limiti delle attuali piattaforme in relazione alla mancata notifica della congruità dei profili e alle difficoltà di verificare la posizione complessiva (in particolare con riferimento alla PAB); 44

102 b) l esigenza che eventuali modifiche non comportino il venir meno degli strumenti di flessibilità attualmente a disposizione; c) l esigenza che sia garantita la robustezza e la tracciabilità dei sistemi; d) la necessità di coniugare lo sviluppo di modalità di aggiustamento dei programmi di immissione e di prelievo nell approssimarsi del tempo reale con l esigenza che i dati relativi alla misurazione dei consumi su base oraria siano disponibili tempestivamente ai clienti finali e ai loro fornitori; e) l esigenza che l ammontare delle garanzie dovute da ciascun operatore tenga debitamente conto del rating finanziario dell operatore medesimo; f) il favore verso un sistema che preveda l istituzione della figura dello scheduling coordinator; g) l esigenza, finalizzata ad assicurare la trasparenza, che l accesso al sistema organizzato con unico scheduling coordinator preveda un intervento regolatorio e di vigilanza da parte dell Autorità, anche in relazione alla definizione dei corrispettivi per l accesso ai sistemi di registrazione delle posizioni commerciali. Fase 2: Documento per la consultazione 2 del 16 novembre 2005 Osservazioni degli operatori Il documento per la consultazione pubblicato in data 16 novembre 2005 aveva l obiettivo da un lato di proseguire l iter di consultazione della revisione della normativa relativa ai sistemi di registrazione degli acquisti e delle vendite nell ambito del servizio di dispacciamento, dall altro di raccogliere le osservazioni degli operatori in relazione ad modifiche della normativa vigente del servizio di dispacciamento destinate ad entrare in vigore a partire dall 1 gennaio Di seguito si riportano i principali elementi emersi in relazione ai temi oggetto della presente scheda, tralasciando quelli relativi alla normativa entrata in vigore l 1 gennaio Gli operatori hanno in generale confermato il consenso espresso nelle precedenti consultazioni con gli obiettivi dell intervento sottolineando la necessità di una gradualità nell introduzione del nuovo sistema per conti e di un adeguato anticipo nella definizione della normativa rispetto alla sua prima applicazione, nonché dell opportunità di prevedere una fase di test dei nuovi sistemi con l utilizzo di prove in bianco. Alcuni operatori hanno segnalato problematiche relative all applicazione della normativa proposta per gli operatori che hanno stipulato contratti di tolling con produttori, auspicando la possibilità per i soggetti che ritirano l energia prodotta da impianti di produzione sulla base di contratti di tolling di assumere la titolarità di conti energia a termine e della relativa gestione. Successivamente alla discussione con gli operatori è stata elaborata una soluzione alla problematica proposta che prevede la titolarità di conti energia a termine anche da parte di soggetti dotati di apposita delega da parte del titolare di un impianto di produzione. Diversi operatori hanno espresso condivisione sull opportunità segnalata dall Autorità di introdurre un adeguato e robusto sistema di garanzie. 45