Pubblicata su questo sito il 22 marzo 2002, ai sensi dell'articolo 4, comma 4, del decreto del Presidente della Repubblica 9 maggio 2001, n. 244.

L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 27 febbraio 2002,

Premesso che:

• l'articolo 8, comma 8.4, della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) 28 dicembre 1999, n. 202/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 306 del 31 dicembre 1999, Supplemento ordinario n. 235 (di seguito: deliberazione n. 202/99), prevede che entro il 31 luglio di ogni anno l'Autorità verifichi per ciascun ambito territoriale i recuperi di continuità del servizio di distribuzione dell'energia elettrica conseguiti dagli esercenti nel corso dell'anno precedente;
• tale verifica è basata sui dati di continuità del servizio relativi all'anno precedente, forniti all'Autorità dagli esercenti entro il 31 marzo di ciascun anno ai sensi dell'articolo 15, comma 15.2, della deliberazione dell'Autorità 1 settembre 1999, n. 128/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 234 del 5 ottobre 1999 (di seguito: deliberazione n. 128/99);

Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481;

Visto il decreto del Presidente della Repubblica 9 maggio 2001, n. 244 (di seguito: dPR n. 244/01), contenente Regolamento recante disciplina delle procedure istruttorie dell'Autorità, a norma dell'articolo 2, comma 24, lettera a), della legge n. 481/95 (di seguito: il Regolamento);

Viste:

• la deliberazione n. 128/99 e successive modificazioni e integrazioni;
• la deliberazione n. 202/99 e successive modificazioni e integrazioni;
• la delibera dell'Autorità 3 agosto 2000, n. 144/00;
• la delibera dell'Autorità 19 luglio 2001, n. 166/01;
• la deliberazione dell'Autorità 1 agosto 2001, n. 178/01 pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 196 del 24 agosto 2001 (di seguito: deliberazione n. 178/01);
• la delibera dell'Autorità 7 agosto 2001, n. 183/01 (di seguito: delibera n. 183/01);
• la deliberazione dell'Autorità 18 ottobre 2001, n. 228/01, pubblicata nel Supplemento ordinario, n. 277 alla Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 297 del 22 dicembre 2001 (di seguito deliberazione n. 228/01) e successive modificazioni e integrazioni, e in particolare gli articoli 38 e 45 del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica (di seguito: Testo integrato), e in particolare gli articoli 38 e 45;
• la delibera dell'Autorità 29 novembre 2001, n. 294/01 (di seguito: delibera n. 294/01);

Viste:

• le relazioni relative ai controlli tecnici effettuati dall'Ufficio controlli tecnici e ispezioni dell'Autorità sui dati di continuità relativi all'anno 2000 forniti dagli esercenti, relazioni a cui è stato concesso l'accesso agli esercenti che ne hanno fatto richiesta;
• le risultanze istruttorie inviate agli esercenti interessati dal responsabile del procedimento, dott. Roberto Malaman, direttore dell'Area consumatori e qualità del servizio dell'Autorità, ai sensi dell'articolo 16, comma 1, del Regolamento;
• la nota dell'Ufficio controlli tecnici e ispezioni dell'Autorità concernente l'ulteriore documentazione prodotta dall'Enel distribuzione Spa e dall'Acea Spa nel corso delle audizioni finali davanti all'Autorità, tenute presso la sede in Milano il giorno 11 febbraio 2002, circa l'attribuzione di cause di forza maggiore o di cause esterne, come definite dall'articolo 7, comma 7.1, lettere a) e b), della deliberazione n. 128/99, ad alcuni eventi di interruzione esaminati nel corso dei controlli tecnici;

Considerato che:

• gli esercenti di seguito elencati, aventi più di 100.000 utenti alimentati in bassa tensione (di seguito: utenti BT), hanno fornito all'Autorità i dati di continuità del servizio per l'anno 2000 ai sensi dell'articolo 15, comma 15.2, della deliberazione n. 128/99:
  1. Acea Spa, con sede legale in piazzale Ostiense 2, 00154 Roma (di seguito: Acea Roma);
  2. Acegas Spa, con sede legale in via Maestri del Lavoro 8, 34143 Trieste (di seguito: Acegas Trieste);
  3. Aem elettricità Spa, con sede legale in corso di Porta Vittoria 4, 20122 Milano (di seguito: Aem Milano);
  4. Aem Spa, con sede legale in via Bertola 48, 10122 Torino (di seguito: Aem Torino);
  5. Asm Spa, con sede legale in via Lamarmora 230, 25124 Brescia (di seguito: Asm Brescia);
  6. Enel distribuzione Spa, con sede legale in via Ombrone 2, 00198 Roma (di seguito: Enel distribuzione);
  7. Valdis Spa, con sede legale in via B. Festaz 42, 11100 Aosta (di seguito: Valdis Aosta), a cui è subentrata dall'1 giugno 2001 Deval Spa, con la medesima sede legale;
• gli esercenti di seguito elencati hanno anche presentato all'Autorità, contestualmente all'invio dei dati di continuità di cui al precedente alinea, ai sensi dell'articolo 9 della deliberazione n. 202/99, istanza ai fini dell'eventuale riconoscimento dei costi sostenuti per il mantenimento di livelli di continuità uguali o inferiori ai livelli nazionali di riferimento nel corso dell'anno 2001:
  1. Aem Milano, relativamente a 1 (un) ambito territoriale;
  2. Aem Torino, relativamente a 1 (un) ambito territoriale;
  3. Asm Brescia, relativamente a 1 (un) ambito territoriale;
  4. Enel distribuzione, relativamente a 18 (diciotto) ambiti territoriali;
  5. Valdis Aosta relativamente a 1 (un) ambito territoriale;

Considerato che:

• con l'invio dei dati di continuità relativi all'anno 2000 e con la presentazione delle istanze di cui ai precedenti alinea si è instaurato il procedimento per la formazione del provvedimento di cui all'articolo 8 della deliberazione n. 202/99 e per l'approvazione delle istanze di cui all'articolo 9 della medesima deliberazione;
• il termine del suddetto procedimento è stato rinviato dall'Autorità al 31 luglio 2001 con delibera n. 183/01, e successivamente al 28 febbraio 2002 con delibera n. 294/01;
• ai fini dell'accertamento, ai sensi dell'articolo 5 della deliberazione n. 202/99, della validità dei dati forniti dagli esercenti, l'Autorità ha effettuato controlli tecnici a campione sugli ambiti territoriali degli esercenti di cui al precedente alinea;
• in seguito ai controlli tecnici effettuati alcuni esercenti, avendo avuto accesso alle relazioni di controllo tecnico, hanno fatto pervenire all'Autorità note, osservazioni e documentazione aggiuntiva rispetto alla documentazione acquisita nel corso del controllo tecnico;
• agli esercenti sono state inviate, da parte del responsabile del procedimento, le risultanze istruttorie di cui all'articolo 16, comma 1, del Regolamento, che contengono le valutazioni degli uffici in relazione alle note e osservazioni formulate dagli esercenti e a cui sono stati allegati gli addendum alle relazioni di controllo tecnico nei quali si tiene conto della documentazione aggiuntiva eventualmente inviata;

Considerate le osservazioni dell'Enel distribuzione, dell'Asm Brescia e dell'Acea Roma nelle audizioni finali avanti al Collegio tenute presso la sede dell'Autorità in Milano il giorno 11 febbraio 2001, di cui è stato redatto processo verbale, e vista la documentazione ulteriore depositata in audizione dall'Enel distribuzione (prot. Autorità 11 febbraio 2002, n. 002792) e dall'Acea Roma (prot. Autorità 11 febbraio 2002, n. 002793), nonché la documentazione integrativa trasmessa all'Autorità nei giorni successivi dall'Asm Brescia (prot. Autorità 15 febbraio 2002, n.002994 e prot. Autorità 19 febbraio 2002, n. 003291), dall'Enel distribuzione (prot. Autorità 22 febbraio 2002, n. 003684) e dall'Acea Roma (prot. Autorità 22 febbraio 2002, n. 003685);

Considerati i miglioramenti conseguiti dagli esercenti nella registrazione e classificazione degli eventi di interruzione e nella elaborazione dei dati di continuità del servizio tramite la definizione di procedure di raccolta e di trasferimento anche automatico dei dati negli archivi in modo da adempiere agli obblighi imposti dall'Autorità;

Ritenuto che, con riferimento alle osservazioni formulate dagli esercenti sentiti nel corso dell'audizione finale, valgano le valutazioni in fatto e in diritto riportate alle seguenti lettere a), b) e c):

1. Con riguardo alle osservazioni formulate dall' Enel distribuzione
   • l'applicazione degli indici definiti dalla deliberazione n. 178/01 ai dati di continuità del servizio dell'anno 2000 non costituisce motivo di retroattività dal momento che gli esercenti avevano contezza degli obblighi di registrazione delle interruzione contenuti nella deliberazione n. 128/99 decorrenti dall'1 gennaio 2000;
   • l'introduzione dell'indice di correttezza, in particolare, è funzionale alla determinazione del valore presunto dell'indicatore di riferimento sulla base degli esiti dei controlli tecnici, come previsto dall'articolo 5 della deliberazione n. 202/99; l'applicazione di tale indice prevede una fascia di tolleranza per la verifica dell'obbligo gravante in capo all'esercente il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, previsto dall'articolo 7, comma 7.2, della deliberazione n. 128/99, di documentare gli eventi di interruzione a cui l'esercente medesimo attribuisce la causa di forza maggiore o la causa esterna; senza tale fascia di tolleranza, l'obbligo citato avrebbe dovuto essere rispettato in misura del 100%, e pertanto l'introduzione dell'indice di correttezza, come degli altri indici previsti dalla deliberazione n. 178/01, costituisce motivo di autolimitazione per l'Autorità, e non di ulteriore obbligo a carico degli esercenti;
   • i criteri di campionamento delle interruzioni utilizzati nel corso dei controlli tecnici sono adeguati, in quanto durante i controlli tecnici viene verificato un certo numero di eventi di interruzione, identificati con due criteri: i) campionamento casuale e ii) selezione mirata di eventi a cui è stata attribuita dall'esercente la causa di forza maggiore o esterna. Tutti gli eventi identificati con la procedura sub i) concorrono alla determinazione degli indici di precisione e di accuratezza, mentre per l'indice di correttezza il numero di eventi a cui è stata attribuita dall'esercente la causa di forza maggiore o esterna che possono essere selezionati casualmente con la procedura sub i) sarebbe in generale troppo modesto per definire l'indice di correttezza. La selezione mirata sub ii) è effettuata per aumentare il numero di eventi considerati per la determinazione dell'indice di correttezza;
   • il campione di interruzioni esaminato nel corso del controllo tecnico presso l'esercizio Taranto dell'Enel distribuzione, pari a 42 interruzioni, rappresenta il 5,4% rispetto al numero di 780 interruzioni senza preavviso originate sulla rete di media tensione e nelle cabine secondarie dichiarate dal responsabile del suddetto esercizio in sede di controllo tecnico e può essere stimato pari a circa il 12% della durata complessiva di interruzione del suddetto esercizio;
   • la stratificazione del campione per ambito territoriale non era possibile nel corso dei controlli effettuati sui dati di continuità relativi all'anno 2000, perché non era disponibile presso gli esercizi dell'Enel distribuzione un sistema che consentisse l' estrazione delle interruzioni per ambito territoriale;
   • per quanto concerne le interruzioni causate dalla caduta di piante, sono riconducibili alle interruzioni dovute a cause esterne solo le ipotesi di rottura di linee cagionate dalla caduta di piante che si trovano all'esterno delle fasce di asservimento (o rispetto). Di conseguenza, nel corso dei controlli effettuati nell'anno 2001, l'Ufficio controlli tecnici e ispezioni dell'Autorità ha ritenuto necessario che, ai fini dell'attribuzione dell'interruzione a cause esterne, nella corrispondenza diretta a terzi o nella modulistica interna dell'esercente, fosse fatta espressa menzione della circostanza che la pianta si trovasse fuori della fascia di asservimento. Nel corso dell'audizione finale, l'Enel distribuzione ha prodotto una circolare applicativa emanata nel febbraio 2000 dall'Enel distribuzione - Direzione Triveneto, sulla cui base è stato redatto il modello IGM, sez. 2. La circolare prevede che, in caso di caduta di piante situate al di fuori della fascia di rispetto, occorra barrare sul modello IGM, sez. 2, la casella "DAT - Terzi (danni provocati da terzi)" che è associata a cause esterne ed inviare comunicazione scritta al proprietario del terreno su cui insisteva la pianta, con o senza richiesta di risarcimento del danno. Di conseguenza, solo la corretta applicazione di tale circolare consente di attribuire i disservizi a cause esterne;

     al fine di supportare l'imputazione delle interruzioni nn. 2577, 2578, 2579, 2580, 2581, 2585, 2586, 2615, 2616, 2624, 2643, verificatesi nell'esercizio di Ascoli Piceno tra le 16.06 e le 20.15 del 31 agosto 2000, ad eventi meteorologici che determinano il superamento dei parametri climatici di progetto, e quindi come tali qualificabili come cause di forza maggiore ai sensi dell'articolo 7, comma 7.1, lettera a), della deliberazione n.128/99, l'Enel distribuzione ha presentato nuovamente, in sede di audizione finale, il documento rilasciato dal Centro di ecologia e climatologia di Macerata (di seguito: Centro di Macerata), già consegnato in sede di controllo tecnico. Tale documento attesta che nella stazione di rilevamento di Macerata è stata registrata una raffica di vento con picco di 154 km/h da ovest-nordovest alle 15.43 del 31agosto 2000 e che i valori del vento misurati a Macerata erano egualmente rappresentativi anche per le province di Ascoli Piceno ed Ancona. Inoltre l'Enel distribuzione argomenta che per un evento naturale eccezionale, quale è quello atmosferico indicato, non è necessaria alcuna correlazione tra l'evento stesso ed i danni subiti dagli impianti e che le norme non riportano alcun riferimento per l'estensione temporale del fenomeno. In buona sostanza con i soli dati forniti dal Centro di Macerata, senza ulteriori valutazioni, l'Enel distribuzione intende attribuire a cause di forza maggiore (nella specie, la sola raffica di vento registrata alle 15.43 dal Centro di Macerata)interruzioni avvenute in un raggio di circa 50 km e nell'arco di circa 4 ore. Al riguardo si rileva che:

     1. il diagramma anemografico registrato, acquisito in sede di controllo tecnico a supporto della dichiarazione, dimostra che si è trattato di una raffica isolata e che ha superato i 130 km/h (parametro di progetto) per circa 1 minuto;
     2. la stazione anemometrica in questione si trova all'esterno di Macerata verso ovest a 300 m slm in vista della cittadina di Treia, il cui solo territorio comunale il Ministro delle politiche agricole aveva incluso nel decreto dell'8gennaio2001 relativo all'esistenza del carattere eccezionale di venti impetuosi il 31agosto 2000;
     3. il Centro di Macerata possiede altre tre stazioni anemometriche: a Pintura - Bolognola (1400 m slm), a Pollenza-Tolentino, e ad Urbino (450 m slm), oltre ad essere collegato con la stazione dell'Istituto tecnico agrario di Fabriano, delle quali ha fornito una registrazione solo per Urbino, facendo supporre che le altre stazioni non abbiano rilevato fenomeni eolici di rilievo tra le 16.00 e le 20.00 del giorno 31 agosto 2000; in alternativa ha dichiarato che i valori misurati a Macerata sono rappresentativi per le province di Ancona ed Ascoli Piceno. La registrazione di Pintura - Bolognola rivestirebbe particolare interesse sia per la strumentazione analoga a quella di Macerata sia perché significativa per il territorio di Ascoli Piceno;
     4. i dati del vento e della situazione meteorologica, tra le 14.00 e le 20.00 del giorno 31 agosto 2000, relativi alle postazioni di Perugia, Pescara e Frontone dell'Aeronautica Militare e di Falconara dell'Enav, acquisiti direttamente e/o tramite il Centro meteorologico dell'Emilia-Romagna, mostrano che nell'intervallo tra le 16 e le 17 della stessa giornata in una larga fascia circostante Macerata erano presenti perturbazioni accompagnate da venti con velocità medie inferiori a 30 km/h e con massimi non superiori a 50 km/h, mentre nel restante territorio la situazione era non perturbata;
     5. le uniche altre perturbazioni accompagnate da venti degni di nota nell'intervallo tra le 14.00 e le 20.00 del giorno 31 agosto 2000 sono segnalate: alle 15.46 dalla postazione di Urbino con venti medi con velocità intorno a 26 km/h ed un massimo di 74 km/h, alle ore 16.00 dalla postazione di Perugia con venti medi intorno a 20 km/h ed un massimo di 40 km/h ed alle ore 18.50 dalla postazione di Pescara, significativa per la parte meridionale delle Marche, con venti medi intorno a 40 km/h ed un massimo di 90 km/h;
     6. tutti i venti sopraindicati, compreso quello registrato a Macerata, hanno direzione di provenienza ovest - nordovest e soggetti a rotazione, come mostrano le immagini del Meteosat di quel giorno per l'Italia centro-settentrionale, e questo porta ulteriore conforto alla tesi che la raffica eccezionale registrata sia effetto di un fenomeno fortemente localizzato;
     7. nel produrre il documento rilasciato dal Centro di Macerata, l'Enel distribuzione non ha considerato che nelle registrazioni del Centro viene usata l'ora solare come riferimento temporale per tutto l'anno, per cui le 15.43 dichiarate devono intendersi le 16.43 ora legale e pertanto non sono ascrivibili al picco di vento eccezionale le interruzioni precedenti tale orario;
     8. in conclusione, la raffica di vento registrata alle 16.43 (ora legale) dal Centro di Macerata è stata prodotta da un intenso fenomeno depressionario, con associata rotazione della direzione e della durata di pochi minuti, circoscritto ad una ristretta zona intorno a Macerata e Treia e non replicatosi in quella giornata in tutta la regione. La possibilità di una sua propagazione a distanze nell'ordine di decine di km contrasta con l'evidenza dei fenomeni dissipativi dovuti alle differenze orografiche presenti nei territori interessati dalle interruzioni. Tutto quanto sopra esposto conferma la possibile attribuzione delle interruzioni, iniziate alle 16.48 a Treia (n.2585) e a Macerata (n.2586), al superamento dei limiti di progetto a causa del vento, mentre non può costituire obiettivo fondamento per operare analoga valutazione con riferimento alle altre interruzioni. Ne consegue che gli elementi forniti non sono idonei a fondare modifiche delle indicazioni fornite con la relazione di controllo tecnico. Restano perciò confermate le risultanze istruttorie già espresse.
2. Con riguardo alle osservazioni formulate dall'Acea Roma:
   • il disservizio 12R/L1-3 del 10 aprile 2000 (partenza CAS-558) è stato causato da una infiltrazione d'acqua proveniente dalla terrazza sovrastante il locale nel quale è collocata la cabina elettrica 5095. Le apparecchiature elettriche danneggiate risultano collocate in un locale che l'Acea Roma ha assunto in locazione in forza di un contratto trentennale stipulato il 13 gennaio 1955 e rinnovato alla sua scadenza. Attraverso la documentazione integrativa, prodotta nel corso dell'audizione finale, l'Acea Roma sostiene la attribuibilità del disservizio a cause esterne, ai sensi dell'articolo 7, comma 7.1, lettera b), della deliberazione n. 128/99, in quanto il regime civilistico del contratto di locazione porrebbe a carico del locatore la manutenzione straordinaria del bene (articoli 1576 e seguenti del codice civile). Al riguardo la richiamata disposizione della deliberazione n. 128/99 esclude dal novero delle cause esterne gli eventi che si determinano in ragione del concreto funzionamento di elementi stabili o occasionali dell'organizzazione dell'impresa sotto il controllo dell'esercente il servizio di distribuzione. Ciò si desume dall'inclusione tra le cause esterne dei guasti provocati da utenti, danni provocati da terzi quali furti, incendi, contatti fortuiti o danneggiamenti di conduttori provocati da terzi, tutte fattispecie connotate dall'assenza di qualsiasi possibilità di previsione dell'evento dannoso da parte dell'esercente. Diversamente argomentando, si giungerebbe alla paradossale conclusione che, attraverso la stipula di contratti di locazione, d'appalto, e altre misure, l'esercente potrebbe riversare su terzi le conseguenze degli eventi interruttivi del servizio;
   • per quanto concerne il disservizio 6B1-2 del 23 giugno 2000 (partenza SBA 17111), la documentazione prodotta nel corso dell'audizione non porta elementi obiettivi a confutazione delle risultanze delle operazioni di controllo tecnico e non fornisce elementi incontrovertibili a supporto della attribuibilità del disservizio a cause di forza maggiore, ai sensi dell'articolo 7, comma 1, lettera a), della deliberazione n. 128/99. Il fonogramma attestante la richiesta di sospensione dell'erogazione di energia elettrica da parte dei Vigili del Fuoco, prodotto dall'Acea Roma, non contiene alcuna indicazione sull'ora in cui tale richiesta è stata formulata. Inoltre, le note di servizio dell'Acea Roma del 23 giugno 2000, già acquisite dagli uffici dell'Autorità, non consentono di stabilire una correlazione temporale tra il disservizio in oggetto e la richiesta di sospensione da parte dei Vigili del Fuoco;
   • i disservizi 10B1-4, 11B1-3, 12B1-2, 13B del 31 ottobre - 1 novembre 2000 (partenze LRS-1685, TTT-15101, LRS-16087, TTT-15115) non possono essere attribuiti a cause di forza maggiore, ai sensi dell'articolo 7, comma 7.1, lettera a), della deliberazione n. 128/99, in quanto l'evento atmosferico che ha cagionato detti disservizi non può essere ricondotto tra gli eventi naturali eccezionali per i quali sia stato dichiarato dall'autorità competente lo stato di emergenza o di calamità naturale, eventi naturali eccezionali per i quali siano stati superati i dati climatici di progetto previsti dalle norme tecniche. I medesimi disservizi possono invece essere imputati a cause esterne, ai sensi dell'articolo 7, comma 7.1, lettera b), della deliberazione n. 128/99. In particolare, per quanto riguarda i disservizi relativi alle partenzeLRS-1685 e LRS-16087, si deve rilevare che il Comune di Roma - Municipio 7 ha attestato che, nei mesi precedenti l'evento sono state eseguite opere di nuova viabilità e di sistemazione a verde che hanno modificato sia l'assetto planoaltimetrico delle zone che il preesistente assetto del deflusso delle acque meteoriche. Per quanto riguarda i disservizi relativi alle partenze TTT-15101 e TTT-15115, tra la documentazione prodotta dall' Acea Roma in sede di audizione finale, risulta una lettera indirizzata alla stessa Acea Roma dalla sig.ra M. Teresa De Luca (prot. Acea Roma 8284 del 13 novembre 2000) nella quale, con riferimento all'allagamento delle cabine del 1 novembre 2000, si afferma che nei nove anni precedenti non si era mai verificato una cosa del genere, mentre è la seconda volta nel corso di due anni. Tale indicazione escluderebbe l'imputabilità del fenomeno ai lavori di nuova viabilità e di sistemazione a verde (che pure, secondo il Comune di Roma - Municipio 7, avrebbero modificato sia l'assetto planoaltimetrico delle zone che il preesistente assetto del deflusso delle acque meteoriche anche nella zona di via TorTreTeste). Tuttavia, con nota 21 febbraio 2002, l'Acea Roma ha evidenziato che sugli interruttori di MT che interessano l'alimentazione della sig.ra M. Teresa De Luca nel corso del 1999 non si sono verificati interventi delle protezioni di sistema e che, nel corso del 2000 e sino alla data dell'1 novembre 2000 risultano esclusivamente due interventi delle protezioni del sistema per interruzioni brevi, nelle date 27 marzo e 19 agosto. A supporto di tali affermazioni, l'Acea Roma ha allegato i bollettini di telecontrollo Spectrum relativi alle partenze TTT-15101 e TTT-15115. La predetta documentazione permette pertanto di attribuire i disservizi in oggetto a cause esterne;
   • per quanto concerne i disservizi 3B1-4, 4B, 5B del 9 giugno 2000 (partenza NOM 7266) la documentazione prodotta non adduce elementi obiettivi a supporto della attribuzione del disservizio a cause esterne, ai sensi dell'articolo 7, comma 1, lettera b), della deliberazione n. 128/99. In particolare, nel fax inviato da Italgas all'Acea Roma e prodotto dalla stessa Acea Roma non vi è evidenza di alcuna richiesta di sospensione dell'erogazione di energia elettrica indirizzata all'Acea Roma. La stessa Acea Roma avrebbe potuto rialimentare tutti gli utenti nei confronti dei quali il servizio era stato sospeso seguendo le ordinarie procedure.
3. Con riguardo alle osservazioni formulate dall'Asm Brescia il disservizio conseguente all'evento n. 35 del 17 gennaio 2000, ore 9.37, provocato da un'impresa operante per conto del servizio di gestione degli impianti semaforici e illuminazione pubblica gestito dalla stessa Asm Brescia non può essere ricondotto a cause esterne ai sensi dell'articolo 7, comma 7.1, lettera b), della deliberazione n. 128/99, in quanto le interruzioni provocate da imprese operanti per conto dell'esercente non possono essere considerate provocate da terzi, in ragione della funzione ausiliaria che l'impresa appaltatrice di lavori commissionati dall'esercente svolge rispetto all'esercente medesimo; come già richiamato a proposito del disservizio 12R/L1-3 del 10 aprile 2000 (partenza CAS-558) per l'Acea Roma, l'articolo 7, comma 7.1, lettera b), della deliberazione n. 128/99 esclude dal novero delle cause esterne gli eventi che si determinano in ragione del funzionamento di elementi stabili o occasionali dell'organizzazione dell'impresa sotto il controllo dell'esercente il servizio di distribuzione, quali il ricorso all'appalto per l'effettuazione di lavori. Inoltre, la mancanza di autonomia soggettiva del servizio di gestione degli impianti semaforici e illuminazione pubblica nell'ambito dell'Asm Brescia non consente di considerare tale servizio come soggetto terzo rispetto alla persona giuridica responsabile della gestione del servizio di distribuzione dell'energia elettrica (articolo 3, comma 3.1, della deliberazione n. 128/99), ovvero la stessa Asm Brescia.

Ritenuto inoltre che le proposte di riesame e di modifica delle deliberazioni n. 128/99, n. 202/99 e n. 178/01, pervenute da alcuni degli esercenti interessati nel corso del procedimento potranno essere esaminate nel corso di apposita consultazione, finalizzata alla predisposizione di un eventuale testo integrato delle disposizioni dell'Autorità in materia di continuità del servizio di distribuzione dell'energia elettrica, da avviare in tempi successivi alla chiusura del presente procedimento concernente alla determinazione dei recuperi di continuità relativi all'anno 2000;

Ritenuto che sia necessario:

• determinare il valore presunto di cui all'articolo 5 della deliberazione n. 202/99 per gli ambiti territoriali per i quali i controlli tecnici abbiano dato esito negativo, secondo i criteri stabiliti dall'articolo 4 della deliberazione n. 178/01;
• determinare i recuperi di continuità per l'anno 2000, ai sensi dell'articolo 8, comma 8.4, della deliberazione n. 202/99, per tutti gli ambiti territoriali per i quali è stato definito dall'Autorità il livello tendenziale di continuità per anno 2000 tenendo conto di quanto previsto dall'articolo 5 della medesima deliberazione, nonché procedere al calcolo dei riconoscimenti di costo e delle penalità di cui al successivo articolo 8, comma 8.5;
• fissare un termine per il versamento, da parte degli esercenti interessati, delle penalità nel Conto oneri per recuperi di continuità del servizio delle penalità, ai sensi dell'articolo 38, comma 2, del Testo integrato di cui alla deliberazione n. 228/01;

Ritenuto che sia necessario:

• approvare le istanze, relative all'anno 2001, per il riconoscimento di costi sostenuti per il mantenimento di livelli di continuità del servizio uguali o inferiori ai livelli nazionali di riferimento, presentate da alcuni esercenti ai sensi dell'articolo 9 della deliberazione n. 202/99, tenendo conto di quanto previsto dall'articolo 5 della medesima deliberazione, subordinando il pagamento degli eventuali riconoscimenti di costo previsti dall'articolo 9, comma 9.3, della medesima deliberazione alla verifica del mantenimento, nel corso dell'anno 2001, di livelli di continuità del servizio uguali o inferiori ai livelli nazionali di riferimento, previa verifica da compiersi in occasione della determinazione dei recuperi di continuità relativi all'anno 2001;
• imporre, qualora la verifica di cui al precedente alinea dia esiti negativo, agli esercenti, che hanno presentato istanza, di corrispondere indennizzi automatici agli utenti degli ambiti territoriali interessati, con le modalità previste dall'articolo 10 della deliberazione n. 202/99;

Su proposta del dott. Roberto Malaman, nella sua posizione di direttore dell'Area consumatori e qualità del servizio,

DELIBERA

1. Di definire i valori presunti dell'indicatore di riferimento, in attuazione dell'articolo 5 della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 28 dicembre 1999, n. 202/99, pubblicata nel Supplemento ordinario, n. 235, alla Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 306 del 31 dicembre 1999, di seguito richiamata come deliberazione n. 202/99, per gli ambiti territoriali indicati nella tabella 1, che costituisce parte integrante e sostanziale della presente delibera;

2. Di determinare i recuperi di continuità relativi all'anno 2000, in attuazione dell'articolo 8, comma 8.4, della deliberazione n. 202/99, per gli ambiti territoriali per i quali l'Autorità ha definito il livello tendenziale di continuità per lo stesso anno 2000, come indicato nelle tabelle 2.1, 2.2 e 2.3, che costituiscono parte integrante e sostanziale della presente delibera, rispettivamente per gli ambiti territoriali ad alta, media e bassa concentrazione;

3. Di dare mandato alla Cassa conguaglio del settore elettrico di effettuare i pagamenti dei riconoscimenti di costo e gli incassi delle penalità, come indicato nella tabella 3 che costituisce parte integrante e sostanziale della presente delibera, a valere sul conto Oneri per i recuperi di continuità del servizio, fissando per il 31 marzo 2002 il termine per l'effettuazione del versamento da parte degli esercenti che devono versare penalità nel suddetto Conto;

4. Di approvare le istanze, relative all'anno 2001, per il riconoscimento di costi sostenuti per il mantenimento di livelli di continuità del servizio uguali o inferiori ai livelli nazionali di riferimento, presentate dagli esercenti di cui in premessa ai sensi dell'articolo 9 della deliberazione n. 202/99, per gli ambiti territoriali per i quali non siano emersi dai controlli tecnici motivi di non validità dei dati forniti, come indicato nella tabella 4 che costituisce parte integrante e sostanziale della presente delibera, fatta salva la verifica negli stessi ambiti territoriali del mantenimento nel corso del 2001 di livelli di continuità del servizio uguali o inferiori ai livelli nazionali di riferimento, da compiersi in occasione della determinazione dei recuperi di continuità relativi all'anno 2001;

5. Di comunicare la presente delibera mediante plico raccomandato con avviso di ricevimento ai seguenti esercenti:

• Acea Spa, piazzale Ostiense 2, 00154 Roma;
• Acegas Spa, via Maestri del Lavoro 8, 34143 Trieste;
• Aem elettricità Spa, corso di Porta Vittoria 4, 20122 Milano;
• Aem Spa, via Bertola 48, 10122 Torino;
• Asm Spa, via Lamarmora 230, 25124 Brescia;
• Enel distribuzione Spa, via Ombrone 2, 00198 Roma;
• Deval Spa, via B. Festaz 42, 11100 Aosta;

6. Di pubblicare la presente delibera nel sito internet dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it);

7. Di dare mandato al Presidente per le azioni a seguire.

Avverso il presente provvedimento può essere proposto ricorso avanti al Tribunale amministrativo regionale per la Lombardia, ai sensi dell'articolo 2, comma 25, della legge 14 novembre 1995, n. 481, entro il termine di 60 (sessanta) giorni dalla data di ricevimento della comunicazione dello stesso.