AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 2 agosto 2006 | Chimici.info

AUTORITA’ PER L’ ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 2 agosto 2006

AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 2 agosto 2006 - Aggiornamento delle fasce orarie con decorrenza 1° gennaio 2007. (Deliberazione n. 181/06). (GU n. 211 del 11-9-2006)

AUTORITA’ PER L’ ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

DELIBERAZIONE 2 agosto 2006

Aggiornamento delle fasce orarie con decorrenza 1° gennaio 2007.
(Deliberazione n. 181/06).

L’AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 2 agosto 2006;
Visti:
la direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
del 26 giugno 2003 (di seguito: direttiva 2003/54/CE) relativa a
norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che
abroga la direttiva 96/92/CE);
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
l’allegato A alla deliberazione dell’Autorita’ per l’energia
elettrica ed il gas (di seguito: l’Autorita) 30 gennaio 2004, n.
5/04, recante disposizioni dell’Autorita’ per l’energia elettrica e
il gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione,
misura e vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione
2004-2007 e disposizioni in materia di contributi di allacciamento e
diritti fissi (di seguito: Testo integrato);
la deliberazione dell’Autorita’ 5 novembre 2004, n. 196/04 (di
seguito: deliberazione n. 196/04), recante avvio del procedimento per
la definizione delle fasce orarie per il periodo 2006-2007;
la deliberazione dell’Autorita’ 28 settembre 2005, n. 203/05;
la deliberazione dell’Autorita’ 29 dicembre 2005, n. 299/05 (di
seguito: deliberazione n. 299/05);
il documento per la consultazione 30 settembre 2005, recante
«Orientamenti in materia di definizione delle fasce orarie con
riferimento agli anni 2006 e 2007» (di seguito: documento per la
consultazione 30 settembre 2005);
il documento per la consultazione 22 novembre 2005 «Revisione
dell’articolazione per fasce orarie dei corrispettivi di alcuni
servizi di pubblica utilita’ nel settore elettrico per gli anni 2006
e 2007» (di seguito: documento per la consultazione 22 novembre
2005);
il documento per la consultazione 3 luglio 2006, recante
«Proposte in materia di definizione delle fasce orarie per l’anno
2007 e successivi» (di seguito: documento per la consultazione
3 luglio 2006);
la relazione AIR allegata alla presente deliberazione (allegato
A);
Considerato che:
la tabella 1 del Testo integrato stabilisce le fasce orarie su
cui possono essere articolati i corrispettivi dei soli servizi di
pubblica utilita’ oggetto delle disposizioni del medesimo Testo
integrato;
le fasce orarie di cui alla tabella 1 del Testo integrato
devono raggruppare ore sufficientemente omogenee in termini di valore
atteso dell’energia elettrica all’ingrosso, nonche’ rispondere a
criteri di semplicita’;
con deliberazione n. 196/04, l’Autorita’ ha avviato un
procedimento per la formazione di un provvedimento di aggiornamento,
per il periodo 2006-2007, delle fasce orarie di cui alla tabella 1
del Testo integrato;
in esito all’attivita’ istruttoria condotta dalla Direzione
energia elettrica dell’Autorita’ nell’ambito del mandato conferito ai
sensi della deliberazione n. 196/04 e’ emerso che la definizione
delle attuali fasce orarie non soddisfa i requisiti di omogeneita’ e
semplicita’;
in esito all’attivita’ istruttoria condotta dalla Direzione
energia elettrica dell’Autorita’ ai sensi della deliberazione n.
196/04 per l’anno 2006 sono stati emanati i documenti per la
consultazione rispettivamente in data 30 settembre 2005, 22 novembre
2005 ed e’ stato organizzato dalla Direzione energia elettrica
dell’Autorita’ un focus group con i rappresentanti dei consumatori e
delle imprese distributrici; e che nell’ambito del focus group i
partecipanti hanno indicato quale ulteriore requisito la stabilita’
nel tempo del sistema delle fasce;
alla luce, tra l’altro, delle osservazioni inviate dagli
operatori ai documenti per la consultazione 30 settembre 2005 e
22 novembre 2005, nonche’ degli esiti del focus group, l’Autorita’ ha
emanato il documento per la consultazione 3 luglio 2006 nel quale
vengono proposte delle opzioni di revisione dell’attuale sistema di
fasce;
la quasi totalita’ dei soggetti che hanno espresso osservazioni
al documento di consultazione 3 luglio 2006 ha manifestato parere
positivo relativamente agli obiettivi di omogeneita’, di semplicita’
e di stabilita’ che l’Autorita’ intende perseguire attraverso la
ridefinizione delle fasce orarie;
la quasi totalita’ degli operatori che hanno espresso
osservazioni alla consultazione del 3 luglio 2006 ha manifestato
parere positivo nei riguardi di una revisione del profilo delle fasce
orarie per l’anno 2007 e per gli anni successivi purche’ tale
revisione sia effettuata con ampio anticipo rispetto alla fine
dell’anno 2006, anche per consentire ai medesimi operatori di
adattare i propri sistemi informativi e di organizzare i contratti
sulla base del nuovo sistema di fasce;
le associazioni dei consumatori che hanno espresso osservazioni
alla consultazione 3 luglio 2006 hanno mostrato di avere delle
riserve sull’opportunita’ di modificare le fasce orarie prima del
recepimento della direttiva 2003/54/CE e della definizione del quadro
regolatorio concernente la completa apertura del mercato a tutti i
consumatori finali previsto dalla stessa direttiva a decorrere dal 1°
luglio 2007;
dalla consultazione del 3 luglio 2006 e’ comunque emerso un
generale consenso:
all’utilizzo della metodologia statistica di analisi dei
cluster proposta, in particolare con le modalita’ utilizzate per la
definizione dell’«opzione 2» sottoposta a consultazione;
ad una riduzione del numero di fasce orarie;
ad una semplificazione della struttura di ciascuna fascia
oraria;
dalla consultazione del 3 luglio 2006 molti soggetti, operatori
e consumatori, hanno infine suggerito la necessita’, al fine di
aumentare l’omogeneita’ delle fasce, di effettuare le seguenti
modifiche all’«opzione 2» sottoposta a consultazione:
previsione di raggruppamenti orari differenti tra le ore
giornaliere del sabato e le ore della domenica;
previsione di un raggruppamento differente con riferimento
all’ora compresa tra le 7 e le 8 dei giorni feriali e del sabato, con
l’inserimento di tale ora nella fascia intermedia;
previsione di un raggruppamento differente con riferimento
all’ora compresa tra le 19 e le 20 dei giorni feriali, con
l’inserimento di tale ora nella fascia intermedia;
Ritenuto che sia opportuno:
sostituire le fasce orarie di cui alla tabella 1 del Testo
integrato con un sistema di fasce orarie che:
in ciascuna fascia, raggruppi ore sufficientemente omogenee
in termini di valore atteso di acquisto dell’energia elettrica
all’ingrosso;
costituisca una semplificazione rispetto al sistema di fasce
orarie attualmente in vigore, con una riduzione del numero di fasce;
che la riduzione del numero di fasce orarie rispetto al sistema
di fasce attualmente in vigore comporti la definizione di tre
raggruppamenti distinti, in quanto un numero di fasce inferiore
implicherebbe raggruppamenti di ore non sufficientemente omogenee;
che le nuove fasce orarie vengano determinate sulla base delle
modalita’ utilizzate per la definizione dell’«opzione 2» sottoposta a
consultazione, apportando le modifiche di cui al precedente
considerato proposte dai soggetti;
che la definizione delle fasce orarie sia realizzata con largo
anticipo rispetto all’inizio del 2007;
Delibera:

1. Di approvare l’articolazione delle fasce orarie secondo lo
schema riportato nella tabella 1 allegata al presente provvedimento
(tabella 1), di cui forma parte integrante e sostanziale, la quale
sostituisce, con decorrenza 1° gennaio 2007, la tabella 1 del Testo
integrato.
2. Di pubblicare il presente provvedimento nella Gazzetta
Ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet
dell’Autorita’ (www.autorita.energia.it), affinche’ entri in vigore
dalla data della sua prima pubblicazione e produca effetti dal
1° gennaio 2007.
Milano, 2 agosto 2006
Il presidente: Ortis

Tabella 1

—-> Vedere Tabella a pag. 48 in formato zip/pdf

Allegato A

—-> Vedere Allegato a pag. 49 in formato zip/pdf

1. RIFERIMENTI NORMATIVI GENERALI.

Norme comunitarie/internazionali.

Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia
elettrica.
Direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia
elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (di seguito: la
direttiva).
Norme statali.

Legge 14 novembre 1995, n. 481. Norme per la concorrenza e la
regolazione dei servizi di pubblica utilita’. Istituzione delle
autorita’ di regolazione dei servizi di pubblica utilita’.
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. 239. Riordino del settore energetico,
nonche’ delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti
in materia di energia.
Provvedimenti dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas.

Provvedimenti con rilevanza diretta

Deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas n.
5/04 e allegato A «Testo integrato delle disposizioni dell’Autorita’
per l’energia elettrica ed il gas per l’erogazione dei servizi di
trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica,
periodo di regolazione 2004-2007» (di seguito: Testo integrato).
Deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas n.
196/04 «Avvio del procedimento per la definizione delle fasce orarie
per il periodo 2006-2007».
Deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica ed il gas n.
235/04 «Aggiornamento delle fasce orarie per l’anno 2005».
Deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica ed il gas n.
299/05 «Aggiornamento per il trimestre gennaio-marzo 2006 di
componenti e parametri della tariffa elettrica».
Deliberazione n. 168/03 «Condizioni per l’erogazione del pubblico
servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio
nazionale e per l’approvvigionamento delle relative risorse su base
di merito economico, ai sensi degli articoli 3 e 5 del decreto
legislativo 16 marzo 1999, n. 79».
Documento per la consultazione «Orientamenti in materia di
definizione delle fasce orarie con riferimento agli anni 2006 e 2007»
emanato il 30 settembre 2005 (di seguito: documento per la
consultazione 30 settembre 2005).
Documento per la consultazione «Revisione dell’articolazione per
fasce orarie dei corrispettivi di alcuni servizi di pubblica utilita’
nel settore elettrico per gli anni 2006 e 2007», emanato il
22 novembre 2005 (di seguito: documento per la consultazione
22 novembre 2005).
Documento per la consultazione 3 luglio 2006 recante «Proposte in
materia di definizione delle fasce orarie per l’anno 2007 e
successivi» (di seguito: documento per la consultazione 3 luglio
2006).
Provvedimenti di rilevanza indiretta

Deliberazione dell’Autorita’ 28 settembre 2005, n. 203/05 «Avvio
della sperimentazione triennale della metodologia di analisi di
impatto della regolazione – AIR, nell’Autorita’ per l’energia
elettrica e il gas».
Altri atti normativi.

Provvedimento CIP 95/90.
2. AMBITO DELL’INTERVENTO.

Relativamente all’ambito di applicazione, il provvedimento
oggetto della presente relazione di analisi di impatto regolatorio
(di seguito: il provvedimento) definisce le fasce orarie relative
alle attivita’ di vendita e di distribuzione per l’anno 2007 e
successivi.
Il provvedimento si rivolge in via principale a tutti i clienti
finali, alle imprese distributrici ed agli altri soggetti attivi
nell’attivita’ di vendita.
La modifica delle fasce orarie ha effetti sulla determinazione
del prezzo di cessione che le imprese distributrici pagano alla
societa’ Acquirente unico S.p.a. (di seguito: Acquirente unico) per
la copertura dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica
destinata al mercato vincolato (di seguito: prezzo di cessione).
L’Acquirente unico e le imprese distributrici sono, quindi,
direttamente interessate al provvedimento.
La modifica del sistema di fasce orarie ha anche impatto sulla
componente della tariffa di vendita del mercato vincolato a copertura
dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica destinata al
mercato vincolato. Il provvedimento ha pertanto impatto diretto sui
clienti finali del mercato vincolato.
Esso ha altresi’ ricadute sui clienti finali del mercato libero
nella misura in cui le tariffe applicate ai clienti del mercato
vincolato sono utilizzate da grossisti come riferimento nella
formulazione delle offerte commerciali per i clienti idonei.
Con riferimento al servizio di distribuzione, la modifica del
sistema di fasce orarie, a parita’ di componenti tariffarie
utilizzate per la verifica del vincolo V1, ha impatto diretto sulla
definizione delle opzioni tariffarie multiorarie. I soggetti
interessati alla modifica delle fasce relativamente all’attivita’ di
distribuzione sono, quindi, tutti i clienti finali dotati di
misuratore orario o di un misuratore in grado di rilevare l’energia
elettrica per raggruppamenti di ore, le imprese distributrici e le
imprese che svolgono l’attivita’ di vendita.
3. RAGIONI DI OPPORTUNITA’ DELL’INTERVENTO.

Servizio di vendita dell’energia elettrica al mercato vincolato.

Contesto normativo attuale del servizio di vendita ai clienti del
mercato vincolato

Nell’attuale quadro regolatorio dell’attivita’ di vendita, le
fasce orarie sono rilevanti ai fini della determinazione dei
corrispettivi per la vendita dell’energia elettrica ai clienti del
mercato vincolato. In particolare, le fasce orarie intervengono nella
determinazione sia dei prezzi di cessione che l’Acquirente unico
applica alle imprese distributrici per la cessione di energia
elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, sia
dell’elemento PC della componente CCA, di cui all’art. 23 del Testo
integrato, con il quale i costi sostenuti dalle imprese distributrici
per l’approvvigionamento dell’energia elettrica sono trasferiti ai
clienti del mercato vincolato.
L’elemento PC e’ definito su base trimestrale secondo metodologie
diverse a seconda del tipo di misuratore di cui il cliente dispone.
La definizione delle ore comprese in ciascuna fascia oraria e’
tuttavia rilevante, seppure in maniera diversa, per la
quantificazione dell’elemento PC per tutti i clienti.
Per i clienti dotati di misuratore orario o dotati di un
misuratore in grado di rilevare il consumo per gruppi di ore
separatamente (multiorari), in ciascun trimestre, per ciascuna fascia
oraria, l’elemento PC viene calcolato come media trimestrale dei
prezzi di cessione attesi nei mesi del trimestre. Tale media e’
ponderata sulla base di un profilo convenzionale di prelievo
attribuito ai medesimi clienti. Conseguentemente, un’eventuale
modifica delle fasce orarie per questi clienti avrebbe un impatto sul
valore dell’elemento PC in ciascuna fascia oraria poiche’
modificherebbe la media ponderata dei prezzi di cessione.
Per i clienti non dotati di misuratore orario (clienti monorari),
in ciascun trimestre, l’elemento PC rappresenta, per ciascuna
tipologia contrattuale, la media annua dei prezzi di cessione. Tale
media e’ ponderata in base ad un profilo convenzionale di prelievo
attribuito ai clienti della tipologia. I prezzi di cessione
utilizzati sono quelli effettivi, se disponibili alla data di
aggiornamento, e, qualora non disponibili, quelli stimati
dall’Autorita’ sulla base delle informazioni fornite dall’Acquirente
unico. Un’eventuale modifica delle fasce orarie, quindi, avrebbe un
impatto anche sul valore dell’elemento PC dei clienti con tariffa non
differenziata temporalmente, perche’ comporterebbe una modifica dei
valori, sia effettivi che stimati, dei prezzi di cessione utilizzati
per il calcolo della media.
Contesto normativo: impatto della direttiva

L’analisi della metodologia di determinazione delle fasce orarie
per gli anni successivi al 2006 deve essere inquadrata
nell’evoluzione del quadro regolatorio dell’attivita’ di vendita al
dettaglio; attivita’ per la quale l’art. 21 della direttiva e l’art.
30 della legge n. 239 del 23 agosto 2004 prevedono la completa
apertura a partire dal luglio 2007. E’, quindi, opportuno chiarire a
quale funzione le fasce orarie potrebbero assolvere in un mercato in
cui tutti i clienti saranno idonei, ovvero liberi di acquistare
energia elettrica da un fornitore di propria scelta.
Al riguardo si rileva che l’art. 3 della direttiva prevede, tra
l’altro, che gli Stati membri provvedano affinche’ tutti i clienti
civili e, a discrezione del legislatore nazionale, le piccole
imprese(1), «usufruiscano nel rispettivo territorio del servizio
universale, ovvero del diritto alla fornitura di energia elettrica di
una qualita’ specifica a prezzi ragionevoli, facilmente e chiaramente
comparabili e trasparenti» (di seguito: servizio di vendita di
maggior tutela).
L’assetto prescelto del servizio di vendita di maggior tutela e
l’estensione dell’ambito dei clienti finali ammessi al regime di
tutela sara’ definito dalla legge di recepimento della direttiva che,
allo stato, ha appena iniziato il suo iter parlamentare sulla base
del disegno di legge recentemente proposto dal Governo. E’ tuttavia
probabile che la dimensione di tale ambito sia non trascurabile e che
includa anche punti di prelievo trattati su base oraria.
L’applicazione di detta previsione e, in particolare, il
riferimento a «prezzi ragionevoli» suggerisce che i prezzi
applicabili nell’ambito del servizio di vendita di maggior tutela
formino l’oggetto di una specifica attivita’ regolatoria.
In particolare, nella regolamentazione del servizio di vendita di
maggior tutela, si possono identificare due attivita’:
l’approvvigionamento nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica
destinata ai clienti finali ammessi al regime di tutela (di seguito:
clienti tutelati) e la commercializzazione al dettaglio di tale
energia(2). I venditori del servizio di vendita di maggior tutela
potrebbero, in funzione del tipo di regolamentazione adottato,
svolgere l’attivita’ di approvvigionamento dell’energia elettrica
senza sostenere alcun rischio mercato (rischio di prezzo e rischio di
volume)(3), acquistando l’energia elettrica all’ingrosso da uno o
piu’ soggetti terzi che erogherebbero uno specifico servizio
compravendita all’ingrosso. In alternativa, gli stessi venditori
potrebbero approvvigionarsi liberamente nel mercato all’ingrosso ed
assumendone i relativi rischi.
La funzione delle fasce orarie nel nuovo contesto dipende
principalmente dai seguenti due aspetti:
a) dal modello di regolazione adottato con riferimento
all’attivita’ di approvvigionamento all’ingrosso dell’energia
elettrica destinata ai clienti tutelati;
b) dalla dimensione dell’ambito di tutela.
Con riferimento al primo aspetto, la rilevanza delle fasce orarie
ha effetto esclusivamente con riferimento all’attivita’ di
approvvigionamento in quanto i costi relativi all’attivita’ di
commercializzazione non dipendono dal profilo di consumo dei clienti.
In tale ambito appare inoltre importante l’assetto di regolazione
delineato: nei casi in cui il modello fosse incentivante e il
soggetto (o i soggetti) responsabile della compravendita all’ingrosso
fossero esposti al rischio mercato, le fasce orarie potrebbero
contribuire a ridurre il rischio di mercato (ed in particolare il
rischio volume) sopportato dai venditori. Qualunque sia il modello
delineato, comunque, le fasce orarie continuerebbero a svolgere la
medesima funzione oggi richiesta per la determinazione delle tariffe
del mercato vincolato, anche se con esclusivo riferimento ai clienti
tutelati. Si applicano, quindi, le riflessioni svolte e le criticita’
sollevate nel presente documento con riferimento a tale contesto.
Con riferimento al secondo aspetto, una corretta determinazione
delle fasce orarie avra’ particolare rilievo con riferimento ai
clienti tutelati i cui consumi siano trattati su base oraria. Per
tali clienti infatti l’articolazione temporale dei corrispettivi ha
finalita’ non solo di corretta attribuzione dei costi, ma anche di
trasmissione di un corretto segnale di prezzo, ai fini sia delle
scelte di consumo che di permanenza nel regime di tutela.
Motivazioni economiche e sociali

L’utilizzo delle fasce orarie ha lo scopo di:
attribuire ai clienti i costi da questi provocati;
assicurare la corretta remunerazione degli esercenti il
servizio;
incentivare i clienti ad un comportamento efficiente,
attraverso la definizione di segnali di prezzo che riflettano il
costo marginale atteso che il loro comportamento induce nel sistema.
L’Autorita’ ha messo in luce nei precedenti documenti per la
consultazione l’inadeguatezza delle fasce attuali nel perseguire
questi obiettivi generali di regolazione tariffaria. Si notava,
infatti, nel primo documento per la consultazione(4) che le attuali
fasce raggruppano ore con valori dell’energia all’ingrosso tra loro
anche sensibilmente diversi. La disomogeneita’ appare particolarmente
marcata per la fascia F4.

(1) La direttiva specifica al comma 3 dell’art. 3 che
le piccole imprese sono le imprese aventi meno di cinquanta
dipendenti e un fatturato annuo o un totale di bilancio non
superiore a 10 milioni di euro.
(2) La commercializzazione di energia elettrica al
dettaglio comprende le attivita’ connesse con la consegna
finale dell’energia elettrica al cliente, nelle quantita’
da questo richieste in ciascun periodo rilevante, alle
condizioni previste nel contratto di vendita. A tal fine il
venditore al dettaglio svolge le attivita’ di approccio al
cliente e sostiene gli eventuali rischi di controparte.
(3) Il rischio di prezzo e’ il rischio connesso
all’incertezza sulla differenza tra i corrispettivi di
vendita dell’energia elettrica e i costi sopportati dal
venditore per il relativo acquisto. Il rischio di volume e’
il rischio connesso all’incertezza sulla quantita’ di
energia elettrica venduta al cliente finale, sia in termini
di quantita’ complessiva che in termini di profilo. Questo
rischio trae la sua origine dall’elevata volatilita’ ed
imprevedibilita’ del valore dell’energia elettrica nel
tempo e dal fatto che i contratti di vendita al dettaglio
hanno tipicamente natura di opzioni: il cliente finale ha
cioe’ diritto a prelevare l’energia elettrica in quantita’
e con un profilo non noto ex-ante al venditore.
(4) «Orientamenti in materia di definizione delle fasce
orarie con riferimento agli anni 2006 e 2007», pagina 7.

La disomogeneita’ del prezzo nelle ore assegnate ad una stessa
fascia oraria genera inefficienze e distorsioni che, seppur simili
nella sostanza, assumono rilevanza diversa a seconda del tipo di
misuratore e del regime tariffario dei clienti. E’ opportuno, quindi,
illustrare separatamente gli effetti della non corretta definizione
degli attuali raggruppamenti orari per tre categorie di clienti: i
clienti dotati di misuratore orario, i clienti dotati di misuratore
non atto a rilevare il consumo separatamente per ogni ora o per
gruppi di ore ed i clienti dotati di misuratore in grado di rilevare
separatamente il consumo per gruppi di ore.
Con riferimento ai clienti dotati di misuratore orario, la
disomogeneita’ dei prezzi all’ingrosso nelle ore assegnate ad una
stessa fascia ha i seguenti effetti negativi:
a) inefficienza allocativa causata dal fatto che i
corrispettivi per fascia non riflettono i costi attesi del servizio;
b) disallineamento tra il corrispettivo applicato a ciascun
cliente nelle ore appartenenti ad una stessa fascia ed i costi
causati dallo stesso; questo disallineamento da’ luogo a sussidi
incrociati tra clienti aventi profili di consumo diversi nelle ore
appartenenti ad una stessa fascia;
c) amplificazione delle differenze tra i corrispettivi versati
all’Acquirente unico dalle imprese distributrici ed i corrispettivi
versati a queste ultime dai clienti finali del mercato vincolato.
Per quanto attiene alla distorsione di cui al precedente
punto b), si deve considerare che la corrispondenza tra corrispettivi
e costi causati risponde non solo ad esigenze di equita’, ma consente
anche di minimizzare le distorsioni nella scelta del cliente finale
di passare dal mercato vincolato al mercato libero. Come sopra
accennato, la disomogeneita’ dei prezzi all’ingrosso nelle ore
associate ad una stessa fascia, infatti, genera sussidi incrociati
tra clienti caratterizzati da un diverso profilo di consumo nelle ore
appartenenti ad una stessa fascia. I clienti idonei dotati di
misuratore orario e consapevoli del proprio profilo di consumo hanno
la possibilita’ di confrontare il prezzo medio per fascia applicato
loro nel mercato vincolato con il prezzo, maggiormente corrispondente
al proprio profilo di consumo, che potrebbero avere sul mercato
libero. Sulla base di tale confronto, alcuni clienti, troveranno
conveniente rimanere nel mercato vincolato. Per altri clienti, al
contrario, sarebbe piu’ conveniente lasciare il mercato vincolato e
pagare, sul mercato libero, un prezzo maggiormente rispondente ai
costi generati. La presenza di sussidi incrociati e’ motivata,
quindi, innanzitutto, dal fatto che la scelta del fornitore non sia
ancora disponibile per tutti clienti. Tuttavia, sussidi incrociati
tra clienti caratterizzati da profili di consumo diversi possono
persistere anche con l’apertura della vendita a tutti i clienti
finali. Scarsa concorrenza nella vendita o la percezione che i
vantaggi del passaggio ad un nuovo fornitore non compensino i costi
connessi a tale cambio, possono consentire la persistenza di sussidi
tra consumatori. Si ritiene pertanto, che, per evitare distorsioni
nella scelta tra mercato libero e vincolato ora, e, in prospettiva,
nella scelta tra venditore di ultima istanza e fornitori alternativi,
sia opportuno definire un sistema di fasce orarie che raggruppi in
ciascuna fascia ore sufficientemente omogenee in termini di valore
dell’energia elettrica all’ingrosso.
In generale, e’ necessario osservare come le fasce orarie nel
servizio di vendita dell’energia elettrica per il mercato vincolato
debbano essere caratterizzate da un grado di omogeneita’, in termini
di valore atteso dell’energia elettrica all’ingrosso nelle ore in
queste contenute, molto maggiore di quanto non sia richiesto per le
strutture di prezzo previste nelle offerte al mercato libero. Nel
mercato libero, infatti, il fornitore e’ in grado di differenziare
tra i diversi clienti i corrispettivi previsti per ciascuna fascia
oraria contrattuale per tenere conto, tra l’altro, delle diverse
distribuzioni attese dei consumi tra le ore di ciascuna fascia oraria
nonche’ della variabilita’ della distribuzione stessa. L’applicazione
di corrispettivi differenziati che riflettano i costi generati dai
clienti con profilo di consumo diverso non e’ viceversa disponibile
nel mercato vincolato, dal momento che le componenti CCA per i
clienti dotati di misuratore orario sono le medesime – al netto
dell’effetto delle perdite – per tutti i clienti, indipendentemente
dalla distribuzione dei consumi del cliente tra le ore di ciascuna
fascia oraria trimestrale.
Le distorsioni di cui al sopraccitato punto c), saranno discusse
nel successivo paragrafo relativo ai corrispettivi per la cessione di
energia elettrica alle imprese distributrice per la vendita ai
clienti del mercato vincolato.
Con riferimento ai clienti dotati di misuratore non atto a
rilevare il consumo in ogni ora o gruppi di ore (clienti monorari),
sebbene le finalita’ che si vogliono perseguire attraverso le fasce
orarie siano le stesse che per i clienti dotati di misuratore orario,
l’efficacia di una corretta definizione delle fasce orarie, e,
dunque, la loro rilevanza per il perseguimento di tali obiettivi,
appare limitata. Di conseguenza, anche le distorsioni derivanti
dall’avere fasce orarie non omogenee, in termini di valore atteso
dell’energia elettrica all’ingrosso nelle ore in queste contenute,
sono meno significative.
Nel caso di clienti monorari, l’effetto in termini di efficienza
allocativa stimolato dal segnale di prezzo e’, per vari motivi,
minore che per i clienti multiorari. Innanzitutto si rileva che,
poiche’ il legame tra energia consumata in ogni ora e prezzo
corrisposto e’, nel caso dei clienti monorari, indiretto, essi hanno
un basso incentivo a modificare il proprio profilo di consumo per
tenere conto del costo causato dal proprio prelievo. Il cliente
monorario, infatti, non trae un beneficio diretto da un comportamento
maggiormente virtuoso. Il calcolo della tariffa monoraria e’, di
fatti, basato, per ogni tipologia contrattuale, sul profilo di
consumo standard attribuito, sulla base di procedure statistiche, a
ciascuna tipologia contrattuale. La consapevolezza, da parte di
ciascun cliente, che un eventuale cambiamento del proprio profilo di
consumo avrebbe un impatto marginale sul profilo della tipologia di
appartenenza e, in ultimo, sul prezzo pagato, genera un incentivo al
free-riding. In altri termini, anche in presenza di fasce orarie
corrette, il comportamento del cliente monorario potrebbe essere
sub-ottimale dal punto di vista del sistema in quanto le decisioni di
consumo del medesimo cliente non tengono pienamente conto
dell’esternalita’ positiva che il proprio comportamento virtuoso
avrebbe sulla tipologia contrattuale di appartenenza.
Cosi’ come osservato per i clienti dotati di misuratore orario,
nel caso dei clienti monorari, fasce orarie omogenee contribuirebbero
a ridurre la distorsione nella scelta tra mercato libero e vincolato
causata da corrispettivi che non riflettono i costi generati e che
permettono sussidi incrociati tra clienti caratterizzati da profili
di consumo diversi in ore appartenenti ad una stessa fascia.
Tuttavia, nel caso di questi clienti, intervengono altre distorsioni,
tra cui quelle legate ad errori di stima del consumo, che alterano
gli incentivi nella scelta tra mercato libero e vincolato. Ai clienti
non trattati su base oraria, infatti, viene attribuito, ai fini del
calcolo della quantita’ di energia elettrica che il fornitore deve
approvvigionare per servire tale cliente, il profilo risultante
dall’applicazione della disciplina del load-profiling. Questa
disciplina prevede che a tutti i clienti finali liberi non dotati di
misuratore orario sia attribuito il medesimo profilo di prelievo
corrispondente al profilo di prelievo dell’area cui fanno
riferimento, al netto dei prelievi riferiti a clienti dotati del
misuratore orario. I corrispettivi di vendita al mercato vincolato
sono invece definiti per tipologia sulla base di profili standard di
prelievo definiti con procedure statistiche. In particolare, i
corrispettivi di vendita dei clienti monorari sono calcolate con
riferimento al costo sostenuto dall’Acquirente unico per fornire un
cliente il cui profilo corrisponde a quello standard di tipologia.
Pertanto, il corrispettivo di vendita pagato da un cliente monorario
puo’ essere non rispondente ai costi causati da quel cliente non solo
per la distorsione dovuta alla disomogeneita’ interna delle fasce, ma
anche per effetto della metodologia utilizzata per l’attribuzione del
consumo a tali clienti.
Anche con riferimento ai clienti finali dotati di misuratore atto
a rilevare il consumo separatamente per gruppi di ore, fasce orarie
omogenee in termini di valore dell’energia elettrica all’ingrosso
contribuiscono ad incrementare l’efficienza allocativa del sistema.
Tuttavia, e’ opportuno osservare che, analogamente a quanto rilevato
per i clienti monorari, l’introduzione di un sistema di fasce orarie
che raggruppi ore omogenee potrebbe non essere sufficiente ad
eliminare la presenza di distorsioni nella scelta tra mercato libero
e vincolato. Si rileva, inoltre, che il trasmettere a clienti dotati
di misuratore per fasce un segnale di prezzo che stimoli un
comportamento efficiente comporta un costo che grava sull’insieme dei
clienti vincolati. Infatti, poiche’ tutti i clienti non dotati di
misuratore orario sono trattati dal sistema sulla base del
load-profiling, il profilo di prelievo ad essi attribuito non dipende
dal loro comportamento effettivo. Ne consegue che i corrispettivi di
vendita non necessariamente rifletteranno i costi effettivamente
generati da questi clienti, ma piuttosto i costi ad essi attribuiti
convenzionalmente. Cio’ da un lato genera una distorsione nella
scelta tra mercato libero e vincolato, dall’altro rende sostenibile
un’articolazione temporale dei corrispettivi per questi clienti
allineati al valore atteso dell’energia elettrica in ciascun gruppo
di ore solo a condizione che sia previsto un meccanismo di
perequazione.
Nell’attuale quadro normativo, in sintesi, l’intervento di
regolazione oggetto del presente documento per la consultazione e’
motivato dal fatto che le fasce attuali non sembrano rappresentare
correttamente la distribuzione nel tempo del valore dell’energia
elettrica all’ingrosso. Tale circostanza induce nel sistema
inefficienze e distorsioni che un intervento di regolazione di
revisione delle fasce potrebbe eliminare per i clienti dotati di
misuratore orario e attenuare nel caso di clienti non dotati di un
tale misuratore.
Si ritiene, inoltre, che la corretta definizione delle fasce
possa essere importante anche in prospettiva, nel nuovo contesto
delineato dalla direttiva. Con l’apertura del mercato della vendita a
tutti i clienti finali, infatti, la corretta definizione delle fasce
orarie consentirebbe di ridurre il rischio, assunto dall’esercente il
servizio di vendita di maggior tutela, di divergenza tra i prezzi
applicati ai clienti finali ed i costi sostenuti per
l’approvvigionamento dell’energia elettrica all’ingrosso.
Se, infatti, la normativa prevedesse la regolazione del prezzo di
tale servizio come fissazione del prezzo medio massimo, sarebbe
opportuno lasciare all’esercente tale servizio la possibilita’ di
articolare i corrispettivi per fasce orarie, pur nel rispetto del
vincolo sul prezzo medio. In tale contesto, la non corretta
determinazione delle fasce orarie aumenterebbe, per il venditore del
servizio di vendita di maggior tutela, il rischio che il profilo dei
consumi dei clienti serviti, nelle ore appartenenti a ciascuna fascia
oraria, fosse diverso da quello atteso. La fonte di un tale rischio
e’ riconducibile al fatto che ad una variazione dei costi di
approvvigionamento non corrisponderebbe alcuna variazione del prezzo
medio massimo applicabile.
Si noti che la corretta definizione delle fasce sarebbe rilevante
anche qualora la regolazione del prezzo del servizio di vendita di
maggior tutela comprendesse la fissazione, per via amministrata,
della struttura per fasce orarie dei prezzi. In questo secondo caso,
infatti, fasce orarie disomogenee esporrebbero il venditore al
rischio che l’articolazione dei prezzi determinata per via
amministrata non rappresenti correttamente la struttura dei costi di
approvvigionamento attesa dagli operatori.
In conclusione, quindi, si ritiene che, anche con l’apertura del
mercato libero a tutti i clienti finali, la correttezza delle fasce
orarie potra’ costituire un elemento di riferimento della regolazione
del prezzo del servizio di vendita di maggior tutela. Qualsiasi sia,
infatti, il tipo di approccio che verra’ scelto per la regolazione
del prezzo di tale servizio, si rileva che la non corretta
determinazione delle fasce orarie si tradurrebbe in maggiori rischi
per l’esercente il servizio, e, in ultima analisi in un prezzo di
tutela piu’ elevato.
Servizio di vendita dell’energia elettrica alle imprese distributrici
per la vendita ai clienti del mercato vincolato.

Contesto normativo

Il servizio di approvvigionamento all’ingrosso di energia
elettrica per le quantita’ destinate al mercato vincolato e’ svolto
dall’Acquirente unico, che recupera i costi sostenuti per tale
attivita’ attraverso il prezzo di cessione corrispostogli dalle
imprese distributrici. La regolamentazione dei corrispettivi per la
cessione di energia dall’Acquirente unico alle imprese distributrici
prevede che ciascuna impresa distributrice, per la quantita’ di
energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti
dalla medesima, sia tenuta a pagare il prezzo di cessione definito
all’art. 30 del Testo integrato.
Il prezzo di cessione e’ articolato per fasce orarie ed e’
costituito da tre elementi:
a) la componente di prezzo a copertura dei costi sostenuti
dall’Acquirente unico per l’acquisto dell’energia elettrica e dei
costi sostenuti per la copertura dei rischi connessi all’oscillazione
dei prezzi dell’energia elettrica, attraverso contratti differenziali
o altre tipologie di contratto;
b) la componente di prezzo a copertura dei costi sostenuti
dall’Acquirente unico in qualita’ di utente del dispacciamento per il
mercato vincolato;
c) la componente di prezzo a copertura dei costi di
funzionamento dell’Acquirente unico.
La componente di prezzo a copertura dei costi di funzionamento
non e’ differenziata per fascia oraria. Le componenti di cui ai
punti a) e b) sono determinate al termine di ciascun mese
dall’Acquirente unico sulla base dei costi sostenuti nel mese
precedente. In particolare, la componente di cui al punto a) e’
articolata per fasce orarie ed e’ determinata per ciascuna fascia
oraria come pari alla media ponderata per le rispettive quantita’ di
energia elettrica dei costi unitari sostenuti nelle ore comprese in
detta fascia oraria per:
a) l’acquisto dell’energia elettrica nel mercato del giorno
prima;
b) l’acquisto dell’energia elettrica attraverso contratti di
compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del sistema
delle offerte (bilaterali fisici);
c) la copertura dei rischi connessi all’oscillazione dei prezzi
dell’energia elettrica, attraverso contratti differenziali o altre
tipologie di contratto a copertura del rischio legato alla
variabilita’ del prezzo.
Il Testo integrato stabilisce che l’attribuzione a ciascuna ora
e, in ultimo, alle fasce orarie dei costi unitari sostenuti
dall’Acquirente unico nelle ore comprese in ciascuna fascia oraria
per l’acquisto dell’energia elettrica attraverso i contratti
bilaterali fisici e per i contratti differenziali per la copertura
dei rischi connessi all’oscillazione dei prezzi dell’energia
elettrica avvenga sulla base dell’andamento dei prezzi orari del
mercato del giorno prima.
Motivazioni economiche e sociali

Con riferimento particolare al servizio di vendita dell’energia
elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del
mercato vincolato, cosi’ come per il servizio di vendita ai clienti
finali, l’inadeguatezza delle attuali fasce orarie nell’aggregare ore
omogenee in termini di valore dell’energia elettrica all’ingrosso
genera inefficienze e distorsioni che un eventuale modifica del
sistema di fasce orarie contribuirebbe ad eliminare o quantomeno a
ridurre. In particolare, fasce orarie che non raggruppano ore
omogenee in termini di valore dell’energia elettrica all’ingrosso
contribuiscono:
a) a generare inefficienza allocativa nel sistema in quanto il
segnale di prezzo trasmesso all’insieme del mercato vincolato
attraverso il prezzo di cessione non riflette il costi sopportati
dall’Acquirente unico al variare della distribuzione temporale dei
consumi del mercato vincolato;
b) ad amplificare gli scostamenti tra i costi sostenuti dalle
imprese distributrici per l’acquisto di energia elettrica
dall’Acquirente unico ed il ricavo previsto per il servizio di
vendita ai clienti finali del mercato vincolato.
Per quanto attiene al punto a) si rileva che una revisione delle
fasce orarie potrebbe migliorare l’efficienza del prezzo di cessione
nel segnalare il valore per il complesso dei clienti del mercato
vincolato di una variazione dei consumi in ciascuna fascia. Tuttavia,
e’ opportuno tenere presente che la regolazione attuale prevede che
le imprese distributrici si limitino a trasferire ai clienti finali
del mercato vincolato i costi di approvvigionamento sostenuti
dall’Acquirente unico. In altri termini, le medesime imprese non sono
responsabilizzate rispetto tale voce di costo in quanto non traggono
beneficio da eventuali incrementi di efficienza nel comportamento
dell’insieme dei clienti del mercato vincolato. Ne consegue che
l’efficacia del prezzo di cessione quale segnale del valore
dell’energia elettrica prelevata e’ di per se’ piccola. Tale segnale
di prezzo, infatti, e’ efficace nella misura in cui e’ recepito nel
corrispondente corrispettivo applicato ai clienti finali del mercato
vincolato.
Il punto b) rileva che fasce orarie che raggruppano ore
sensibilmente diverse in termini di valore atteso dell’energia
elettrica all’ingrosso aumentano la necessita’ di ricorrere a
meccanismi di perequazione tra le imprese distributrici. Il prezzo di
cessione articolato per fascia pagato dalle imprese distributrici
riflette il costo medio effettivo di approvvigionamento sostenuto
dall’Acquirente unico nelle ore appartenenti a ciascuna fascia.
L’elemento PC della componente CCA applicata ai clienti del mercato
vincolato, invece, e’ determinata ex-ante trimestralmente
dall’Autorita’ e riflette i costi di approvvigionamento attesi.
Questa differenza tra come viene calcolato il prezzo di cessione e
come viene aggiornato l’elemento PC della componente del servizio di
vendita per i clienti del mercato vincolato ha un impatto sul rischio
volume in capo all’impresa distributrice. Se, infatti, la quantita’
effettivamente prelevata relativamente a ciascuna fascia e’ diversa
da quella attesa, il prezzo medio atteso per detta fascia si
discostera’ da quello effettivo. Tale errore sara’ tanto maggiore
quanto piu’ le ore nella fascia sono disomogenee in termini di valore
atteso dell’energia elettrica all’ingrosso.
Va tuttavia rilevato che gli scostamenti tra incassi e spese
delle imprese distributrici per il servizio di vendita ai clienti del
mercato vincolato possono essere contenuti ma non eliminati, a causa
di diversi fattori tra cui:
a) la possibilita’ di commettere errori nella stima dei profili
di consumo attesi di ciascuna tipologia contrattuale;
b) il vincolo di uniformita’ tariffaria sul territorio
nazionale, che impone di utilizzare anche ai fini delle
determinazioni dei corrispettivi di vendita un profilo di consumo
unico per tutti i clienti appartenenti ad una tipologia, senza poter
tener conto di eventuali differenze geografiche nell’articolazione
dei prelievi;
c) la possibilita’ di commettere errori nella stima
dell’andamento dei prezzi nel mercato del giorno prima, ovvero dei
prezzi utilizzati nell’aggiornamento tariffario dei corrispettivi di
vendita per il mercato vincolato;
d) la differenza tra il profilo di consumo attribuito ai
clienti del mercato vincolato monorari utilizzato ai fini del calcolo
degli esborsi pagati dalle imprese distributrici all’Acquirente unico
ed il profilo sulla base del quale sono calcolati i corrispettivi per
il servizio di vendita di detti clienti.
Con riferimento al punto d) si ricorda che, ai fini del calcolo
degli esborsi dovuti dall’impresa distributrice all’Acquirente unico,
le quantita’ prelevate dai clienti del mercato vincolato sono
calcolate attribuendo ai clienti monorari il profilo di consumo
previsto dal regime del load-profiling. Gli incassi dell’impresa
distributrice, invece, dipendono, per i clienti non dotati di
misuratore orario, dal profilo medio atteso, differenziato per
tipologia, sulla base del quale sono calcolate le componenti CCA dei
clienti monorari. Vi e’, quindi, uno scostamento tra incassi ed
esborsi dell’impresa distributrice dovuto al fatto che il profilo di
consumo attribuito dal sistema ai clienti del mercato vincolato
sottesi ad un’area di riferimento su cui viene determinato il profilo
attribuito dal regime del load-profiling potrebbe essere diverso dal
profilo di consumo medio atteso dell’insieme dei medesimi clienti che
risulta dalla media ponderata dei profili di consumo attesi delle
diverse tipologie. L’entita’ di tale distorsione dipende dai consumi
e dalla tipologia dei clienti trattati con il load-profiling che
nella medesima area di riferimento sono riforniti sul mercato libero.
Servizio di distribuzione dell’energia elettrica ai clienti finali.

Contesto normativo

La regolamentazione dei corrispettivi per il servizio di
distribuzione dell’energia elettrica ai clienti finali e’
disciplinato dalla sezione 2 del Testo integrato. Le opzioni
tariffarie base per il servizio di distribuzione sono proposte dalle
imprese distributrici nel rispetto dei vincoli di ricavo determinati
dall’Autorita’. In particolare:
a) il vincolo V1, di cui all’art. 8 del Testo integrato, limita
i ricavi totali dell’impresa distributrice per l’insieme dei clienti
appartenenti a ciascuna tipologia contrattuale;
b) il vincolo V2, di cui all’art. 10 del Testo integrato,
limita la tariffa applicabile a ciascun singolo cliente.
I ricavi ammessi dai due vincoli V1 e V2 sono determinati, per
ciascuna tipologia contrattuale, sulla base dell’opzione tariffaria
TV1 e della tariffa TV2, la cui struttura e’ definita dal Testo
integrato. I corrispettivi relativi all’opzione tariffaria TV1 e alla
tariffa TV2 devono essere resi noti alle imprese distributrici entro
il 31 luglio, con anticipo adeguato per consentire a questi ultimi di
proporre delle opzioni tariffarie coerenti con i vincoli. Il termine
per la presentazione delle opzioni tariffarie da parte delle imprese
distributrici e’ il 15 ottobre, in modo da consentire all’Autorita’
le necessarie verifiche e l’emanazione della deliberazione di
approvazione entro fine anno.
Nell’attuale contesto normativo, in sintesi, le fasce orarie sono
utilizzate per determinare il ricavo massimo che l’impresa
distributrice puo’ ottenere da ciascuna tipologia contrattuale. I
costi delle porzioni di rete condivise da piu’ tipologie(5) sono
infatti ripartiti tra queste tipologie sulla base della
distribuzione, tra le fasce orarie, del consumo storico tipico di
ciascuna tipologia(6). Ne consegue che un’eventuale variazione delle
fasce orarie debba essere effettuata tenendo conto dell’esigenza di
mantenere invariato il ricavo tariffario delle imprese distributrici.
Tuttavia si ritiene che una modifica delle fasce orarie non debba
portare ad una rideterminazione dei parametri che caratterizzano i
vincoli tariffari che devono intendersi fissi per l’intero periodo di
regolazione, salvo quanto previsto dal meccanismo del Price Cap.
Motivazioni economiche e sociali

Si ritiene che le fasce orarie applicate per l’articolazione
delle opzioni tariffarie di distribuzione debbano essere coerenti con
quelle utilizzate per l’articolazione temporale dei corrispettivi per
il servizio di vendita. In presenza di raggruppamenti di ore non
coerenti per i due servizi, infatti, si produrrebbe non solo un
incremento nei costi di gestione dell’impresa distributrice – nella
sua duplice veste di fornitore del servizio di distribuzione e di
quello di vendita ai clienti del mercato vincolato – ma anche un
aumento della complessita’ percepita dai clienti finali con la
conseguente riduzione dell’efficacia del segnale di prezzo. Si noti
per altro che gli attuali strumenti di misura non rendono
tecnicamente possibile avere fasce distinte per la distribuzione e
per la vendita nel caso di clienti cui corrispondono punti di
prelievo non dotati di misuratori orari(7). E’ opportuno, inoltre,
che l’eventuale modifica delle fasce orarie nel servizio di vendita
sia coordinata, dal punto di vista temporale, con la presentazione
delle opzioni tariffarie.

(5) Ad esempio la rete di alta tensione per i clienti
connessi a livelli di tensione inferiori.
(6) L’articolazione dei corrispettivi di distribuzione
(massimi ottenibili) tra le diverse tipologie, risponde
anche alla finalita’ di riflettere la struttura di costi
sostenuti, nell’ambito di un periodo regolatorio,
dall’esercente il servizio per il potenziamento della rete
condivisa da piu’ tipologie.
(7) E’ tuttavia compatibile con gli attuali strumenti
di misura prevedere l’articolazione per fascia oraria dei
soli corrispettivi di vendita a fronte di opzioni
tariffarie di distribuzione non articolate temporalmente
(monorarie).

Dopo aver precisato l’esistenza di uno stretto legame tra le
fasce orarie utilizzate per l’articolazione dei corrispettivi di
vendita e di distribuzione, sembra opportuno chiarire a quale
funzione le fasce orarie assolvono con riferimento specifico
all’attivita’ di distribuzione.
L’articolazione per fascia oraria dei corrispettivi per il
servizio di distribuzione risponde all’esigenza di contenere i costi
connessi al dimensionamento della capacita’ di trasporto delle reti
di distribuzione da un lato e di migliorare la qualita’ attesa del
servizio dall’altro, attraverso la definizione di opportuni segnali
di prezzo per i clienti. Le reti di distribuzione, infatti, si
caratterizzano essenzialmente come «reti passive». In altri termini,
il gestore della rete (l’impresa distributrice) non svolge
un’attivita’ di regolazione dei flussi di energia elettrica sulla
rete e di gestione delle congestioni. Questo implica che nel
dimensionamento della rete di distribuzione, l’impresa distributrice,
non potendo intervenire sul comportamento effettivo dei clienti,
debba operare sulla base del loro comportamento atteso. In
quest’ottica, l’articolazione dei corrispettivi per fasce orarie
risponde all’esigenza di segnalare all’utente il costo marginale
atteso (quindi in probabilita) del servizio(8) nei diversi periodi
temporali dell’anno.
D’altra parte, si rileva che ad un miglioramento del segnale del
valore del servizio attraverso l’articolazione per fascia oraria dei
corrispettivi corrisponde un aumento dei costi di gestione del
rapporto contrattuale con l’utente del servizio. Pertanto, nel
regolare il servizio di distribuzione ai clienti finali si e’
lasciata all’esercente la facolta’ di offrire al cliente finale
opzioni tariffarie i cui corrispettivi siano articolati per fasce
orarie (opzioni tariffarie multiorarie); e’ l’esercente il servizio
che deve pertanto valutare l’opportunita’ di offrire opzioni
tariffarie multiorarie confrontandone benefici e costi.
Nonostante l’articolazione temporale dei corrispettivi per il
servizio di distribuzione stimoli l’utilizzo efficiente delle reti di
distribuzione, e’ opportuno rilevare che l’efficacia delle opzioni
tariffarie multiorarie relativamente agli obiettivi di efficienza
rischia di essere significativamente inficiata dalla presenza di una
serie di vincoli alla definizione delle fasce per la distribuzione.
In particolare appare opportuno sottolineare che il gia’ menzionato
vincolo di coerenza tra i raggruppamenti orari utilizzati per
l’articolazione delle opzioni tariffarie di distribuzione non
permette di avere fasce ad hoc per la sola distribuzione con
riferimento ai clienti cui corrispondono punti di prelievo non dotati
di misuratori orari.

4. OBIETTIVI DELLA REVISIONE DEL SISTEMA DELLE FASCE ORARIE.

Obiettivi generali.

L’Autorita’ ritiene, alla luce delle ragioni di opportunita’
dell’intervento esposte nella sezione precedente, che la revisione
delle fasce orarie costituisca un elemento importante nel
perseguimento dei seguenti obiettivi di carattere generale:
a) incentivare il comportamento efficiente dei consumatori in
risposta a segnali di prezzo;
b) promuovere la corretta remunerazione degli esercenti il
servizio e ridurre la necessita’ di ricorrere a meccanismi di
compensazione ex post;
c) promuovere la semplificazione dei rapporti commerciali tra
esercenti il servizio e clienti finali.
Obiettivi specifici.

Alla luce di quanto sopra evidenziato nel riquadro sottostante
sono riportati gli obiettivi specifici che corrispondono ad
altrettanti requisiti desiderabili in un sistema di fasce ottimale.
La’ dove possibile e’ stato anche individuato un indicatore
quantitativo ed il relativo valore obiettivo.

—-> Vedere Tabella a pag. 55 in formato zip/pdf

(8)L’incremento di costo connesso con un aumento
dell’energia elettrica prelevata dalla rete risulta pari a
zero in assenza di congestioni e al «valore dell’energia
elettrica non fornita» in caso si debba interrompere il
servizio.

5. OPZIONI D’INTERVENTO.

Premessa all’individuazione delle opzioni preliminari.

Il primo obiettivo specifico che l’intervento di modifica delle
fasce si prefigge di raggiungere e’ l’adozione di un sistema di fasce
orarie che rappresenti gruppi di ore al loro interno per quanto
possibile omogenei dal punto di vista del valore del bene. Oltre
all’obiettivo di omogeneita’ interna dei gruppi di ore e’ opportuno
tenere presente che il ricorso all’uso di fasce orarie si giustifica
solo se i diversi gruppi di ore sono, anche solo potenzialmente,
eterogenei tra loro. Sulla base di tali considerazioni, si ritiene
che la metodologia statistica nota come cluster analysis possa essere
utile ai fini dell’individuazione sia del numero ottimale di fasce
orarie sia degli elementi appartenenti a ciascuna fascia.
La cluster analysis, infatti, ha come obiettivo la creazione di
cluster aventi due caratteristiche:
a) coesione interna, nel senso che gli elementi appartenenti
allo stesso gruppo devono essere il piu’ possibile omogenei al loro
interno;
b) separazione esterna, nel senso che gli elementi appartenenti
a diversi gruppi devono essere il piu’ possibile disomogenei tra
loro.
Un cluster dovrebbe essere, quindi, per costruzione, una
collezione di oggetti simili tra loro che sono dissimili dagli
oggetti contenuti negli altri cluster.
La cluster analysis puo’ aiutare inoltre nella selezione del
numero di cluster, attraverso il confronto tra scenari di
raggruppamento che ipotizzano un diverso numero di gruppi. A tal fine
la metodologia utilizza una statistica (pseudo F-statistics) che
viene calcolata rapportando una misura della varianza tra i gruppi ad
una di varianza interna al gruppo(9). Valori piu’ elevati di tale
statistica segnalano un raggruppamento migliore in termini di
compattezza interna dei gruppi e di separazione tra gli stessi.
Con riferimento all’attivita’ di vendita, il valore del bene
rispetto al quale valutare l’omogeneita’ delle ore appartenenti a
ciascuna fascia oraria puo’ ragionevolmente essere assunto
corrispondente al prezzo unico nazionale (PUN) registrato nel mercato
del giorno prima (MGP) in ciascuna ora. L’applicazione della
metodologia dei cluster, quindi, consente di raggruppare ore il piu’
possibile omogenee dal punto di vista del valore dell’energia, al
contempo salvaguardando l’eterogeneita’ tra i gruppi.
In alternativa a criteri per l’identificazione delle fasce basati
su metodi statistici, come la cluster analysis, gli obiettivi di
semplificazione del sistema delle fasce e di stabilita’ suggeriscono
di considerare soluzioni molto semplificate che dividono
convenzionalmente le ore in due o tre gruppi.
In questo documento sono descritte tre opzioni alternative al
mantenimento delle fasce attuali (opzione zero). In particolare, le
opzioni analizzate in via preliminare sono le seguenti:
a) opzione 1: fasce identificate a partire dai prezzi PUN
stimati sulla base del fabbisogno;
b) opzione 2: stessa metodologia dell’opzione 1, ma con fasce
orarie costanti in ogni settimana dell’anno e sabato uguale alla
domenica;
c) opzione 3: suddivisione convenzionale delle ore nelle tre
fasce «ore di picco», «ore di fuori picco» e «festivi».
La seconda e la terza opzione utilizzano la metodologia dei
cluster per l’identificazione delle fasce, mentre l’ultima opzione
proposta suddivide le ore convenzionalmente.
Opzione zero: mantenere le fasce attuali.

La prima opzione considerata (detta anche opzione zero) e’ quella
di mantenere il sistema di fasce attualmente in vigore, limitando le
modifiche per il 2007 ai necessari adeguamenti per tenere conto delle
festivita’ infrasettimanali indicate dal calendario.
Le fasce orarie attualmente in vigore sono state introdotte con
deliberazione n. 5/04 del 30 gennaio 2004, sulla base di indicazioni
fornite dal Gestore della rete di trasmissione nazionale (di seguito:
il Gestore della rete). Tale articolazione delle fasce modificava i
raggruppamenti orari stabiliti dal provvedimento Cip n. 45/1990,
attraverso un forte spostamento di fascia oraria F1 e F2 dai mesi
invernali ai mesi estivi, coerentemente con le mutate modalita’ di
prelievo alla punta del sistema elettrico nazionale.
Le fasce orarie 2005, definite dall’Autorita’ con la
deliberazione n. 235/2004, cosi’ come le fasce orarie 2006, definite
con la deliberazione n. 292/2005, ricalcano le fasce 2004, aggiornate
sulla base di necessari adeguamenti calendariali che includono una
diversa disposizione delle festivita’ infrasettimanali coerente con
gli stati di funzionamento attesi.
Opzione 1: fasce identificate applicando la metodologia di analisi
dei cluster a prezzi PUN stimati sulla base del fabbisogno.

L’opzione 1 consiste nell’applicare la metodologia dell’analisi
dei cluster a prezzi stimati sulla base della relazione statistica
tra prezzi e variabili strutturali.
La definizione di fasce orarie future che raggruppino ore
omogenee in termini di prezzo di acquisto dell’energia elettrica su
MGP richiede l’identificazione di regolarita’ nella fissazione del
prezzo dell’energia all’ingrosso, ovvero l’individuazione di
variabili in grado di spiegare la variabilita’ del prezzo. A tal
proposito e’ utile ricordare che la previsione dei prezzi
all’ingrosso dell’energia elettrica ha, inevitabilmente, insiti
margini di errore; inoltre, nel sistema elettrico italiano tali
margini sono amplificati dalla scarsa correlazione tra i fondamentali
del mercato ed i prezzi, risultante dalla bassa concorrenzialita’ del
mercato all’ingrosso dell’energia elettrica.
Con lo scopo di studiare tali relazioni, e’ stata effettuata
un’analisi sui prezzi effettivi da gennaio 2005 a marzo 2006.
Nel periodo che va da gennaio 2005 a marzo 2006 l’andamento del
prezzo dell’energia elettrica su MGP e’ stato influenzato
dall’andamento crescente dei prezzi dei combustibili. Al fine di
correggere il livello dei prezzi per l’effetto del prezzo dei
combustibili, il campione e’ stato suddiviso in tre periodi
(gennaio-giugno 2005, luglio-dicembre 2005 e gennaio-marzo 2006)
caratterizzati da livelli dei prezzi dei combustibili
sufficientemente omogenei. Dopo avere isolato, in tal modo, l’effetto
dell’andamento dei combustibili sul PUN, si osserva, su tutto il
periodo considerato, una forte correlazione tra prezzo e fabbisogno.
La relazione tra queste due variabili viene riportata graficamente in
figura 1, segnalando con diversi colori i tre periodi con prezzi dei
combustibili omogenei (gennaio-giugno, luglio-dicembre 2005 e
gennaio-marzo 2006).

(9)L’Appendice I contiene una descrizione tecnica della
metodologia di cluster analysis.

—-> Vedere Figura 1 a pag. 57 in formato zip/pdf

Considerando solo il 2005, si osservano prezzi molto elevati nel
mese di agosto, nonostante questo sia un mese tipicamente
caratterizzato da domanda molto bassa. Ad esempio,
confrontando maggio 2005 con agosto dello stesso anno, si nota che,
mentre nel mese di maggio il prezzo medio e’ stato pari a 47 euro/MWh
e la domanda media pari a circa 34 GWh, il prezzo medio relativo al
mese di agosto e’ stato di 9 euro/MWh superiore, cio’ a fronte di una
domanda inferiore (31,5 GWh). La differenza non e’ soltanto dovuta
alle quotazioni petrolifere, dal momento che il prezzo su MGP
di agosto risulta superiore anche rispetto a quelli del secondo
semestre dell’anno, in cui sono stati registrati valori molto simili
nel prezzo dei combustibili (figura 2). Concorre, infatti, a spiegare
gli elevati prezzi registrati in agosto anche lo spostamento a
sinistra della curva d’offerta a causa delle tipiche manutenzioni
degli impianti nel periodo di minima domanda.

—-> Vedere Figura 2 a pag. 57 in formato zip/pdf

L’analisi dei prezzi effettivi discussa ai punti precedenti
suggerisce l’utilizzo della relazione tra prezzo e fabbisogno al fine
di individuare fasce che raggruppino ore caratterizzate da prezzi
omogenei. La stessa analisi, suggerisce, inoltre, che un modello
volto a spiegare la variabilita’ del PUN dovrebbe tenere conto di
almeno altri due elementi: l’andamento dei combustibili e le
manutenzioni degli impianti (che si concentrano, in particolare, nel
mese di agosto). Sulla base di tali considerazioni e’ stato elaborato
un modello econometrico, descritto nell’appendice II, volto a stimare
la relazione tra prezzo e fabbisogno tendendo conto dell’effetto
derivante dalla variazione dei combustibili e per l’effetto delle
manutenzioni estive.
Tale modello econometrico e’ stato utilizzato per stimare il
livello del PUN sulla base delle previsioni del fabbisogno; a tale
livello e’ stata applicata la cluster analysis per identificare le
ore da includere in ciascuna fascia oraria.
La tabella 1 mostra le fasce identificate applicando la
metodologia della cluster analysis a prezzi stimati per il 2005 dalla
relazione tra prezzo e fabbisogno a partire dalla domanda effettiva
dello stesso anno.

—-> Vedere Tabelle da pag. 58 a pag. 63 in formato zip/pdf

6. VALUTAZIONE PRELIMINARE DELLE OPZIONI.

Valutazione delle opzioni rispetto agli obiettivi specifici.

Questa sezione confronta le opzioni preliminari proposte nella
sezione precedente rispetto agli obiettivi specifici individuati
nella sezione 4.
Omogeneita’ delle fasce orarie in termini di valore atteso
dell’energia elettrica all’ingrosso

Al fine di garantire la corretta attribuzione dei costi ai
clienti finali, nonche’ la corretta remunerazione degli esercenti i
servizi, le fasce orarie devono raggruppare ore il piu’ possibile
omogenee in termini di valore atteso dell’energia elettrica
all’ingrosso. Le quattro opzioni sottoposte a consultazione nel
documento per la consultazione del 3 luglio sono state, quindi,
confrontate rispetto all’obiettivo di omogeneita’ in termini di
valore del PUN relativo dei raggruppamenti orari che determinano.
I quattro sistemi di fasce che derivano dall’applicazione di
ciascuna delle opzioni preliminari all’anno 2005 sono stati
confrontati rispetto al grado di omogeneita’ del valore dell’energia
per fascia che ciascuna opzione consente di ottenere. La tabella 5
mostra i valori medi ed i relativi coefficienti di variazione(12)
calcolati sui prezzi relativi alle ore assegnate a ciascuna fascia in
ciascuna delle quattro opzioni per l’anno 2005. I risultati che si
ottengono da questo confronto mettono in evidenza che le fasce
attuali non raggruppano ore omogenee al proprio interno; cio’
nonostante il sistema attuale conti un raggruppamento orario in piu’
rispetto alle altre opzioni considerate. Inoltre, il confronto dei
coefficienti di variazione mostra che le opzioni migliori dal punto
di vista dell’omogeneita’ sono quelle che utilizzano la metodologia
dei cluster per l’assegnazione delle ore a ciascuna fascia. In
particolare, l’opzione 1 individua fasce cui corrispondono i piu’
bassi coefficienti di variazione relativamente a ciascuna fascia.
L’opzione 2 e’ la seconda migliore opzione rispetto all’obiettivo di
omogeneita’ in quanto a ciascuna fascia individuata da tale opzione
corrispondono coefficienti di variazione non superiori al 30%.

(11)I coefficienti di variazione relativi alle fasce
della versione originaria e calcolati sui prezzi PUN 2005
sono: 24% per la fascia F1, 24% per la fascia F2, 25% per
la fascia F3.
(12)Il coefficiente di variazione e’ dato dal rapporto
tra la deviazione standard e la media. Valori piu’ bassi
del coefficiente di variazione indicano maggiore
omogeneita’.

—-> Vedere Tabelle da pag. 64 a pag. 72 in formato zip/pdf

7. RISULTATI DELLE CONSULTAZIONI SULLE OPZIONI.

Le risposte al documento per la consultazione del 3 luglio 2006
sono brevemente riassunte relativamente alle due categorie di
soggetti interessate al provvedimento: operatori (grossisti ed
imprese distributrici) e clienti finali.
Operatori.

Tempi per l’entrata in vigore del provvedimento.

La maggior parte degli operatori che ha inviato osservazioni al
documento per la consultazione del 3 luglio si e’ detta favorevole
all’entrata in vigore della riforma a partire da gennaio 2007 a
condizione che le fasce relative a tale anno siano comunicate con
congruo anticipo. Tuttavia, si segnala che un operatore ritiene
preferibile posticipare la definizione delle nuove fasce orarie al 1°
gennaio 2008 o comunque in un momento successivo al recepimento della
Direttiva 2003/54/CE ed alla definizione del quadro regolatorio
concernente la completa apertura del mercato a tutti i consumatori
finali previsto dalla stessa Direttiva.
Tempi di emanazione della delibera.

Gli operatori favorevoli al cambiamento delle fasce gia’ dal 2007
hanno richiesto che l’emanazione della relativa delibera avvenga
prima dell’inizio delle campagne commerciali che, tipicamente, hanno
luogo in autunno. Per essere coerente con tale scadenza, il termine
ultimo dovrebbe essere, a parere di alcuni grossisti, la fine del
mese di agosto o, secondo altri, la meta’ del mese di settembre.
Condivisione degli obiettivi di revisione delle fasce.

Vi e’ un generale consenso tra gli operatori sia in merito
all’opportunita’ di modificare le fasce attuali sia per quanto
riguarda gli obiettivi generali e specifici illustrati nel documento
per la consultazione. Tuttavia, non vi e’ accordo su quale peso
relativo debba essere attribuito ai singoli obiettivi. Ad operatori
che sostengono l’opportunita’ di considerare preponderante
l’obiettivo di omogeneita’ della fasce si contrappongono operatori
secondo i quali l’obiettivo di semplicita’ dovrebbe essere quello cui
assegnare maggiore peso.
Omogeneita’. L’obiettivo di omogeneita’ delle fasce orarie e’
stato ampiamente condiviso dagli operatori. Tuttavia un operatore ha
messo in evidenza come la difficolta’ di raggruppare ore omogenee in
termini di valore atteso sia legata, almeno in parte, alla
difficolta’ di previsione del prezzo di acquisto dell’energia su MGP.
A parere di tale operatore, infatti, benche’ esista una correlazione
tra prezzi all’ingrosso e carico del sistema, il prezzo del mercato
all’ingrosso e’ soprattutto influenzato dall’esercizio del potere di
mercato da parte dell’operatore maggiore.
Semplicita’ e preferenza relativa al numero di fasce che il nuovo
sistema di fasce orarie dovrebbe avere. La maggior parte dei
grossisti si sono espressi in favore di una semplificazione
dell’attuale sistema di fasce orarie.
Per quanto riguarda il numero di fasce orarie che il nuovo
sistema dovrebbe avere, le risposte non sono state univoche. Molti
operatori si sono mostrati favorevoli ad una riduzione del numero di
fasce a 3. Tuttavia due operatori hanno espresso la propria
preferenza per mantenere il numero di fasce pari a quattro mentre
altri due soggetti hanno dichiarato di preferire un sistema a due
fasce.
Stabilita’ del sistema di fasce orarie. Alcuni operatori
ritengono che sia preferibile scegliere un sistema di fasce che non
debba essere aggiornato annualmente e che possa essere mantenuto in
vigore per un periodo temporale significativo con possibili revisioni
a fronte di rilevanti modifiche nelle condizioni del sistema e del
mercato.
Un grossista ritiene l’obiettivo di stabilita’ delle fasce meno
rilevante degli obiettivi di omogeneita’ e di semplicita’. A parere
dello stesso soggetto, inoltre, le fasce possono essere aggiornate
annualmente purche’ la comunicazione delle fasce relativa all’anno
successivo avvenga con almeno sei mesi di anticipo.
Obiettivi ulteriori. Alcuni grossisti hanno proposto, quale
ulteriore obiettivo quello di individuare un sistema di fasce che sia
compatibile con prodotti del mercato elettrico europeo e italiano,
tipicamente strutturati secondo il raggruppamento delle ore in
«picco» e «fuori picco».
Opzione preferita tra quelle proposte.

L’opzione preferita dalla maggior parte dei grossisti e’, tra
quelle sottoposte a consultazione, l’opzione 2 in quanto,
complessivamente, e’ considerata essere quella maggiormente
rispondente agli obiettivi dell’intervento regolatorio in oggetto.
Tuttavia la preferenza accordata all’opzione 2 non e’ condivisa
da tutti gli operatori. Un operatore ha infatti ritenuto la versione
2 sottoposta a consultazione non adatta a raggiungere gli obiettivi
specifici del provvedimento, mostrando di preferire la versione
preliminare della stessa opzione risultante dall’applicazione della
metodologia dei cluster. Due soggetti, infine, hanno accordato la
propria preferenza all’opzione 3 in quanto ritenuta maggiormente
coerente con le modalita’ di contrattazione in uso nei mercati
all’ingrosso europei, oltre che piu’ semplice e stabile delle altre
opzioni proposte.
Commenti relativi alle opzioni.

La maggior parte degli operatori considerano l’opzione 1 la
migliore rispetto all’obiettivo specifico di omogeneita’. Tuttavia,
nessun operatore ha accordato la propria preferenza a tale opzione in
quanto ritenuta non adatta a perseguire gli obiettivi specifici di
semplicita’ e di stabilita’.
Un operatore ritiene, inoltre, che l’opzione 1 generi eccessiva
incertezza negli operatori in quanto necessita di revisioni
frequenti. Tuttavia, lo stesso soggetto ritiene che lo svantaggio
della scarsa stabilita’ di tale sistema di fasce possa essere
attenuato dalla comunicazione delle fasce relative ad un dato anno
con congruo anticipo (almeno sei mesi).
Per quanto riguarda le opzioni zero e 3, la maggior parte dei
soggetti ritengono che esse non consentano di individuare fasce
sufficientemente omogenee e che siano, per tale ragione, peggiori
rispetto all’opzione 2.
Proposta di opzioni ulteriori.

Alcuni grossisti hanno suggerito sistemi di fasce alternativi a
quelli proposti. In generale, le opzioni suggerite rappresentano
versioni alternative dell’opzione 2 sottoposta a consultazione. Le
ulteriori opzioni suggerite sono di seguito brevemente illustrate.
Due grossisti hanno suggerito di rivedere l’opzione 2 in modo da
prevedere una quarta fascia. Uno di questi due grossisti ha proposto
di individuare una fascia separata per le ore diurne del fine
settimana. L’altro grossista ha suggerito di modificare l’opzione 2
in modo da incrementare l’omogeneita’ delle fasce e da rendere il
sistema di fasce compatibile con il raggruppamento delle ore in
«picco» e «fuori picco» dei prodotti del mercato elettrico
all’ingrosso. Questo implicherebbe apportare le seguenti modifiche
all’opzione 2:
distinguere il sabato dalla domenica;
individuare una quarta fascia per poter cogliere la riduzione
del PUN nelle ore centrali della giornata e nelle ore immediatamente
precedenti e successive i due picchi di meta’ mattina e del tardo
pomeriggio;
rendere l’opzione 2 compatibile con i raggruppamenti delle ore
in «picco» e «fuori picco» tipicamente utilizzati come riferimento
per i prodotti dei mercati all’ingrosso. Questo sarebbe possibile
facendo in modo che le ore assegnate alle due fasce centrali della
giornata nei giorni feriali corrispondessero alle ore di «picco» di
tali contratti (dalle ore 8 alle ore 20).
Un altro operatore ha suggerito di apportare all’opzione 2 le
seguenti modifiche volte ad incrementare l’omogeneita’ delle fasce
orarie:
distinguere il sabato dalla domenica;
introdurre, per i giorni feriali, due ulteriori ore di fascia a
medio carico prima dell’inizio della fascia ad alto carico (in
particolare dalle 7.00 alle 9.00);
ridurre le ore ad alto carico relative ai giorni feriali
prevedendo la classificazione nella fasce intermedia delle ore
comprese tra le 18.00 e le 22.00;
eventuale inserimento di due ore classificate come fascia
intermedia nelle ore centrali dei giorni feriali corrispondenti con
la pausa pomeridiana.
Un’ulteriore sistema di fasce proposto comporta le seguenti
modifiche all’opzione 2 in modo da:
distinguere il sabato dalla domenica;
considerare l’ora 8 dei giorni feriali come appartenente alla
fascia 1 anziche’ alla fascia 3.
Con riferimento all’attivita’ di vendita, un operatore propone di
rivedere l’opzione 2 applicando la stessa metodologia a periodi
infrannuali.
Ulteriori commenti

Con riferimento all’attivita’ di distribuzione, un grossista
propone l’abolizione dell’articolazione per fasce orarie. Secondo lo
stesso soggetto l’eliminazione dell’articolazione temporale per il
servizio di distribuzione incrementerebbe la semplicita’ gestionale
per i distributori, i venditori del mercato libero ed i clienti senza
incidere significativamente sull’incentivo alla modifica dei profili
di consumo da parte dei clienti. Tale incentivo sarebbe infatti gia’
presente nella componente CCA e nella componente della tariffa di
distribuzione relativa alla potenza massima prelevata.
Un soggetto ha mostrato apprezzamento per come il metodo previsto
dall’Air e’ stato applicato al documento di consultazione sulle
fasce. Lo stesso soggetto ha inoltre auspicato che l’adozione della
procedura Air venga estesa ad un numero maggiore di provvedimenti.
In merito alle distorsioni relative alla scelta tra mercato
libero e vincolato, lo stesso soggetto ha evidenziato la presenza di
distorsioni dovute alle modalita’ di trasferimento dei costi di
approvvigionamento nei prezzi applicati ai clienti finali. In
particolare, tali distorsioni sono state ritenute imputabili alla
possibilita’ dell’Acquirente unico di contrarre debiti in misura
rilevante. A parere dello stesso soggetto, tale livello di
indebitamento non sarebbe viceversa sostenibile dagli operatori del
mercato libero. Si auspica, quindi, un ripensamento dell’attuale
sistema di individuazione delle tariffe per i clienti oggi
potenzialmente liberi.
Un operatore ha sollecitato la revisione della metodologia di
load profiling attualmente in vigore, almeno per gli utenti per i
quali e’ disponibile una misura per fascia. Lo stesso operatore
ritiene, infatti, che l’applicazione dell’attuale disciplina del load
profiling generi distorsioni nella scelta di passaggio al mercato
libero dei clienti idonei non dotati di misuratore orario.
Alcuni operatori hanno infine espresso preoccupazione sugli
effetti del cambiamento delle fasce orarie in termini di trasmissione
dei dati da parte delle imprese distributrici.
Clienti finali.

Tempi per l’entrata in vigore del provvedimento

Le associazioni dei consumatori che hanno espresso osservazioni
alla consultazione 3 luglio 2006 hanno mostrato di avere delle
riserve sull’opportunita’ di modificare le fasce orarie prima del
recepimento della Direttiva 2003/54/CE e della definizione del quadro
regolatorio concernente la completa apertura del mercato a tutti i
consumatori finali previsto dalla stessa direttiva a decorrere dal 1°
luglio 2007.
Condivisione degli obiettivi di revisione delle fasce

La maggior parte dei clienti finali ha mostrato di condividere
gli obiettivi generali e specifici illustrati nel documento per la
consultazione del 3 luglio.
Omogeneita’. L’obiettivo di omogeneita’ delle fasce in termini di
valore atteso dell’energia elettrica all’ingrosso e’ stato, in
generale, condiviso. Tuttavia alcune associazioni di consumatori
considerano tale obiettivo non prioritario. Inoltre, alcuni
rappresentanti delle associazioni di consumatori hanno messo in
evidenza come la difficolta’ di raggruppare ore omogenee in termini
di valore atteso sia in parte legata alla difficolta’ di previsione
del prezzo di acquisto dell’energia su MGP. A parere di tali
soggetti, infatti, benche’ esista una correlazione tra prezzi
all’ingrosso e carico del sistema, il prezzo del mercato all’ingrosso
e’ soprattutto influenzato dall’esercizio del potere di mercato da
parte dell’operatore maggiore. Da ultimo, inoltre, il fatto che
alcuni operatori formulino le proprie offerte su MGP tenendo conto
della struttura delle fasce orarie potrebbe inficiare la validita’
dell’analisi di omogeneita’ delle fasce condotta nel documento di
consultazione del 3 luglio.
Semplicita’ e preferenza relativa al numero di fasce che il nuovo
sistema di fasce orarie dovrebbe avere. Un’associazione di clienti
con elevato consumo energetico ritiene che un sistema di quattro
fasce orarie sia preferibile per le utenze alimentate ad alta o media
tensione, per le quali comunque, il segnale di prezzo rilevante sara’
orario. A parere della stessa associazione, un sistema a 3 fasce
sembra essere, invece, preferibile per le utenze connesse in bassa
tensione. Le associazioni dei clienti di piccole e medie dimensioni
giudicano molto positivamente il tentativo di semplificazione del
sistema di fasce, pur non considerando essenziale la riduzione del
numero di fasce. Alcune associazioni dei consumatori ritengono invece
preferibile un sistema a due fasce .
Stabilita’ del sistema di fasce orarie. L’obiettivo di stabilita’
delle fasce e’ stato ampiamente condiviso dalle associazioni dei
clienti finali.
Opzione preferita tra quelle proposte.

La maggior parte dei clienti finali ha espresso la propria
preferenza per l’opzione 2. Tuttavia, alcuni soggetti hanno suggerito
di apportare alcune modifiche alla struttura di fasce proposta da
tale opzione.
L’opzione preferita da un’associazione di grandi consumatori e’,
tra quelle proposte nel documento, l’opzione 3 per i clienti connessi
in bassa tensione. Un sistema a quattro fasce e’ invece ritenuto
maggiormente idoneo per i clienti connessi in media e alta tensione.
Commenti relativi alle opzioni

Le associazioni di clienti di piccoli e medie dimensioni
intervenute nella consultazione si sono dette contrarie all’adozione
del sistema di fasce dell’opzione 1 in quanto ritenuto eccessivamente
complesso. Tale metodo, infatti, prevede eccessive variazioni da una
settimana all’altra e da un giorno all’altro. Le fasce attuali, a
parere dello stesso soggetto, sarebbero affette da simili svantaggi.
L’opzione 3 e’ stata, in generale, apprezzata per la sua
semplicita’. Tuttavia, a parere della maggior parte delle
associazioni, essa non sembra essere superiore all’opzione 2.
Proposta di opzioni ulteriori

Alcune associazioni hanno suggerito sistemi di fasce alternativi
a quelli proposti. In generale, le opzioni suggerite rappresentano
versioni alternative dell’opzione 2 sottoposta a consultazione. Le
ulteriori opzioni suggerite sono brevemente illustrate in quanto
segue.
Le associazioni dei consumatori hanno sottolineato il contributo
che anche che i clienti domestici e i clienti di piccola dimensione
possono dare ad un uso piu’ efficiente dell’energia elettrica. In
quest’ottica, tali associazioni hanno suggerito di modificare
l’opzione 2 sottoposta a consultazione al fine di far iniziare la
fascia 2 dalle ore 19 anziche’ dalle ore 20. A parere di tali
soggetti, infatti, questa modifica incentiverebbe i piccoli
consumatori e in particolare i clienti domestici a spostare i propri
consumi dalle ore di picco del carico nelle ore serali, tipicamente
caratterizzate da un carico inferiore e da costi dell’energia
elettrica all’ingrosso inferiori.
Un’associazione di clienti di piccole e medie dimensioni ha
suggerito di apportare all’opzione 2 le seguenti modifiche:
considerare le ore successive alle 21 della sera come
appartenenti alla fascia 3;
considerare le ore tra le 12 e le 14 come appartenenti alla
fascia 2 o alla fascia 3;
classificare almeno 3/4 delle ore del sabato e tutte le ore
della domenica nella fascia 3;
classificare tutte le ore della domenica come appartenenti alla
fascia 3;
valutare la convenienza a differenziare le fasce anche
considerando le stagioni, pur mantenendo l’impostazione metodologica
dell’opzione 2.
Ulteriori commenti

Alcune associazioni di clienti di piccole e medie dimensioni
hanno sottolineato come questi clienti abbiano, in generale,
pochissimi gradi di flessibilita’ nel variare il proprio profilo di
prelievo, in gran parte determinato da esigenze produttive e/o
commerciali. A parere di tali associazioni, quindi, un segnale di
prezzo piu’ corretto ed efficace non potrebbe comunque contribuire a
modificare il profilo di prelievo di tale categoria di clienti.

8. DESCRIZIONE DELL’OPZIONE PREFERITA E MOTIVAZIONE DELLA SCELTA.

Descrizione dell’opzione preferita.

La tabella 10 descrive l’opzione preferita. Il sistema di fasce
scelto e’ basato sull’opzione 2 sottoposta a consultazione, rispetto
alla quale si differenzia, tuttavia, in tre aspetti:
distingue il sabato dalla domenica in quanto considera tutte le
ore della domenica appartenenti alla fascia 3;
l’ora tra le 7 e le 8 dei giorni feriali e del sabato e’
considerata come appartenente alla fascia 2 anziche’ alla fascia 3;
l’ora tra le 19 e le 20 dei giorni feriali e’ considerata come
appartenente alla fascia 2 anziche’ alla fascia 1.

—-> Vedere Tabella 10 da pag. 75 a pag. 76 in formato zip/pdf

Motivazioni della scelta

La valutazione delle opzioni sottoposte a consultazione rispetto
alla loro idoneita’ a soddisfare gli obiettivi specifici
dell’intervento regolatorio in oggetto, ha messo in evidenza come,
nel complesso, l’opzione 2 proposta fosse, tra le opzioni sottoposte
a consultazione, quella maggiormente adeguata ad individuare un
sistema di fasce dalla struttura semplice, sufficientemente stabile e
che raggruppasse, all’interno di ciascuna fascia, ore omogenee in
termini di valore atteso dell’energia elettrica.
L’analisi di confronto e valutazione delle opzioni presentata
dall’Autorita’ nel documento per la consultazione del 3 luglio e’
stata sostanzialmente condivisa dalla maggior parte degli operatori e
dalle associazioni rappresentanti i clienti finali. L’opzione 2 e’
stata, infatti, l’opzione, tra quelle sottoposte a consultazione, che
ha ottenuto i maggiori riscontri. Tuttavia, nell’ambito della
consultazione, alcuni soggetti hanno suggerito alcune varianti
all’opzione 2 proposta.
L’Autorita’ ha analizzato le varianti all’opzione 2 suggerite
dagli operatori, valutandone i relativi costi e benefici in termini
di contributo ad incrementare la correttezza e/o l’efficacia del
segnale di prezzo.
Tale valutazione ha portato ad escludere i seguenti suggerimenti:
l’introduzione di una quarta fascia in quanto la maggior parte
degli operatori e delle associazioni rappresentanti i clienti finali
ha mostrato di preferire un sistema di fasce ridotto rispetto
all’attuale sistema;
la riduzione a un sistema di due fasce in quanto questa
riduzione avrebbe portato ad un peggioramento con riferimento
all’obiettivo specifico di omogeneita’;
l’inserimento di due o tre ore in fascia 2 a meta’ giornata in
quanto questo avrebbe portato ad un peggioramento con riferimento
all’obiettivo specifico di omogeneita’;
l’incremento del numero di ore serali appartenenti alla fascia
3 in quanto questo avrebbe portato ad un peggioramento con
riferimento all’obiettivo specifico di omogeneita’;
la differenziazione delle fasce sulla base delle stagioni in
quanto la maggior parte dei soggetti che hanno partecipato alla
consultazione ha apprezzato il fatto che l’opzione 2 proponesse la
stessa articolazione di fasce per ogni settimana dell’anno.
L’Autorita’ ha, invece, ritenuto di accettare le seguenti
variazioni all’opzione 2 proposta:
distinguere il sabato dalla domenica e classificare tutte le
ore della domenica come appartenenti alla fascia 3;
considerare l’ora tra le 7 e le 8 dei giorni feriali e del
sabato come appartenente alla fascia 2 anziche’ alla fascia 3;
considerare l’ora tra le 19 e le 20 dei giorni feriali come
appartenente alla fascia 2 anziche’ alla fascia 1.
Tali modifiche individuano un sistema di fasce che rispetto,
all’opzione 2 proposta, sostanzialmente non comporta un peggioramento
in termini di omogeneita’ delle fasce. Inoltre, l’opzione preferita
accoglie le varianti maggiormente condivise dai soggetti che hanno
partecipato alla consultazione.
Milano, 3 agosto 2006
Il direttore della direzione energia elettrica: Bortoni

—-> Vedere Appendice I e II da pag. 77 a pag. 79 in formato zip/pdf

AUTORITA’ PER L’ ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 2 agosto 2006

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