Camera dei deputati Dossier AP0198

D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387
Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità

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(1) Pubblicato nella Gazz. Uff. 31 gennaio 2004, n. 25, S.O.

(1/a) Con D.M. 20 aprile 2005 (Gazz. Uff. 28 aprile 2005, n. 97) è stata fissata ai soli fini del presente decreto, la data di entrata a regime del mercato elettrico di cui all'articolo 5, D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79.

IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA

Visti gli articoli 76, 87 e 117 della Costituzione;

Vista la direttiva 2001/77/CE del 27 settembre 2001, del Parlamento europeo e del Consiglio, sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità;

Vista la legge 1° marzo 2002, n. 39, recante disposizioni per l'adempimento di obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia alle Comunità europee - legge comunitaria 2001 e, in particolare, l'articolo 43 e l'allegato B;

Vista la legge 31 luglio 2002, n. 179, recante disposizioni in materia ambientale;

Visto il decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22, recante attuazione della direttiva 91/156/CEE sui rifiuti, della direttiva 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e della direttiva 94/62/CE sugli imballaggi e sui rifiuti di imballaggio;

Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica;

Vista la legge 1° giugno 2002, n. 120, recante ratifica ed esecuzione del Protocollo di Kyoto alla Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, fatto a Kyoto l'11 dicembre 1997;

Vista la Del.CIPE 19 dicembre 2002, n. 123/2002 recante revisione delle linee guida per le politiche e misure nazionali di riduzione delle emissioni dei gas serra, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 68 del 22 marzo 2003;

Visto il Libro bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili, approvato dal CIPE con la Del.CIPE 6 agosto 1999 [n. 126] pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 253 del 27 ottobre 1999;

Visto il decreto legislativo 29 ottobre 1999, n. 490, recante testo unico delle disposizioni legislative in materia di beni culturali e ambientali, a norma dell'articolo 1 della legge 8 ottobre 1997, n. 352;

Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481, recante norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità;

Visto l'articolo 10, comma 7, della legge 13 maggio 1999, n. 133;

Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 9, recante norme per l'attuazione del nuovo Piano energetico nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali;

Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 10, recante norme per l'attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia;

Visto il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, concernente attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144;

Vista la preliminare deliberazione del Consiglio dei Ministri, adottata nella riunione del 25 luglio 2003;

Acquisito il parere della Conferenza unificata, di cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, reso nella seduta del 23 settembre 2003;

Acquisito il parere delle competenti Commissioni della Camera dei deputati e del Senato della Repubblica;

Vista la deliberazione del Consiglio dei Ministri, adottata nella riunione del 19 dicembre 2003;

Sulla proposta del Ministro per le politiche comunitarie e del Ministro delle attività produttive, di concerto con i Ministri degli affari esteri, della giustizia, dell'economia e delle finanze, dell'ambiente e della tutela del territorio e per i beni e le attività culturali;

Emana il seguente decreto legislativo:

1. Finalità.

1. Il presente decreto, nel rispetto della disciplina nazionale, comunitaria ed internazionale vigente, nonché nel rispetto dei princìpi e criteri direttivi stabiliti dall'articolo 43 della legge 1° marzo 2002, n. 39, è finalizzato a:

a) promuovere un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili alla produzione di elettricità nel relativo mercato italiano e comunitario;

b) promuovere misure per il perseguimento degli obiettivi indicativi nazionali di cui all'articolo 3, comma 1;

c) concorrere alla creazione delle basi per un futuro quadro comunitario in materia;

d) favorire lo sviluppo di impianti di microgenerazione elettrica alimentati da fonti rinnovabili, in particolare per gli impieghi agricoli e per le aree montane.

2. Definizioni.

1. Ai fini del presente decreto si intende per:

a) fonti energetiche rinnovabili o fonti rinnovabili: le fonti energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas). In particolare, per biomasse si intende: la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall'agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani;

b) impianti alimentati da fonti rinnovabili programmabili: impianti alimentati dalle biomasse e dalla fonte idraulica, ad esclusione, per quest'ultima fonte, degli impianti ad acqua fluente, nonché gli impianti ibridi, di cui alla lettera d);

c) impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili o comunque non assegnabili ai servizi di regolazione di punta: impianti alimentati dalle fonti rinnovabili che non rientrano tra quelli di cui alla lettera b);

d) centrali ibride: centrali che producono energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli impianti di cocombustione, vale a dire gli impianti che producono energia elettrica mediante combustione di fonti non rinnovabili e di fonti rinnovabili;

e) impianti di microgenerazione: impianti per la produzione di energia elettrica con capacità di generazione non superiore ad un MW elettrico, alimentate dalle fonti di cui alla lettera a);

f) elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili: l'elettricità prodotta da impianti alimentati esclusivamente con fonti energetiche rinnovabili, la produzione imputabile di cui alla lettera g), nonché l'elettricità ottenuta da fonti rinnovabili utilizzata per riempire i sistemi di stoccaggio, ma non l'elettricità prodotta come risultato di detti sistemi;

g) produzione e producibilità imputabili: produzione e producibilità di energia elettrica imputabili a fonti rinnovabili nelle centrali ibride, calcolate sulla base delle direttive di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

h) consumo di elettricità: la produzione nazionale di elettricità, compresa l'autoproduzione, sommate le importazioni e detratte le esportazioni (consumo interno lordo di elettricità);

i) Gestore della rete: Gestore della rete di trasmissione nazionale di cui all'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

l) Gestore di rete: persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di connessione di terzi, nonché delle attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi il Gestore della rete e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

m) impianto di utenza per la connessione: porzione di impianto per la connessione alla rete elettrica degli impianti di cui alle lettere b), c) e d) la cui realizzazione, gestione, esercizio e manutenzione rimangono di competenza del soggetto richiedente la connessione;

n) impianto di rete per la connessione: porzione di impianto per la connessione alla rete elettrica degli impianti di cui alle lettere b), c) e d) di competenza del Gestore di rete sottoposto all'obbligo di connessione di terzi ai sensi del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

o) certificati verdi: diritti di cui al comma 3 dell'art. 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, rilasciati nell'àmbito dell'applicazione delle direttive di cui al comma 5 dell'art. 11 del medesimo decreto legislativo.

3. Obiettivi indicativi nazionali e misure di promozione.

1. Le principali misure nazionali per promuovere l'aumento del consumo di elettricità da fonti rinnovabili, in quantità proporzionata agli obiettivi di cui alle relazioni predisposte dal Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva 2001/77/CE, sono costituite dalle disposizioni del presente decreto, dal decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successivi provvedimenti attuativi, nonché dai provvedimenti assunti al fine dell'attuazione della legge 1° giugno 2002, n. 120. L'aggiornamento include una valutazione dei costi e dei benefìci connessi al raggiungimento degli obiettivi indicativi nazionali e all'attuazione delle specifiche misure di sostegno. L'aggiornamento include altresì la valutazione quantitativa dell'evoluzione dell'entità degli incentivi alle fonti assimilate alle fonti rinnovabili, di cui all'articolo 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9. Dall'applicazione del presente comma non derivano maggiori oneri per lo Stato.

2. Il Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, sentita la Conferenza unificata, aggiorna le relazioni di cui all'articolo 3, paragrafo 2 della direttiva 2001/77/CE tenuto conto delle relazioni di cui al comma 4.

3. Per la prima volta entro il 30 giugno 2005, e successivamente ogni due anni, il Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e con il Ministro dell'economia e delle finanze, sentiti gli altri Ministri interessati e la Conferenza unificata, sulla base dei dati forniti dal Gestore della rete e dei lavori dell'Osservatorio di cui all'articolo 16, trasmette al Parlamento e alla Conferenza unificata una relazione che contiene:

a) un'analisi del raggiungimento degli obiettivi indicativi nazionali, di cui alle relazioni richiamate al comma 1, negli anni precedenti, che indica, in particolare, i fattori climatici che potrebbero condizionare tale raggiungimento, e il grado di coerenza tra le misure adottate e il contributo ascritto alla produzione di elettricità da fonti rinnovabili nell'àmbito degli impegni nazionali sui cambiamenti climatici;

b) l'effettivo grado di coerenza tra gli obiettivi indicativi nazionali, di cui alle relazioni richiamate al comma 1 e l'obiettivo indicativo di cui all'allegato A della direttiva 2001/77/CE e relative note esplicative;

c) l'esame dell'affidabilità del sistema di garanzia di origine di cui all'articolo 11;

d) un esame dello stato di attuazione delle disposizioni di cui agli articoli 5, 6, 7 e 8;

e) i risultati conseguiti in termini di semplificazione delle procedure autorizzative a seguito dell'attuazione delle disposizioni di cui all'articolo 12;

f) i risultati conseguiti in termini di agevolazione di accesso al mercato elettrico e alla rete elettrica a seguito dell'attuazione delle disposizioni di cui agli articoli 13 e 14;

g) le eventuali misure aggiuntive necessarie, ivi inclusi eventuali provvedimenti economici e fiscali, per favorire il perseguimento degli obiettivi di cui alle relazioni richiamate al comma 1;

h) le valutazioni economiche di cui al comma 2, secondo e terzo periodo.

4. Il Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, sulla base della relazione di cui al comma 3 e previa informativa alla Conferenza unificata, ottempera all'obbligo di pubblicazione della relazione di cui all'articolo 3, paragrafo 3 e articolo 6, paragrafo 2 della direttiva 2001/77/CE tenuto conto dell'articolo 7, paragrafo 7 della medesima direttiva.

4. Incremento della quota minima di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e sanzioni per gli inadempienti.

1. A decorrere dall'anno 2004 e fino al 2006, la quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili che, nell'anno successivo, deve essere immessa nel sistema elettrico nazionale ai sensi dell'articolo 11, commi 1, 2 e 3, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successive modificazioni, è incrementata annualmente di 0,35 punti percentuali, nel rispetto delle tutele di cui all'articolo 9 della Costituzione. Il Ministro delle attività produttive, con propri decreti emanati di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, sentita la Conferenza unificata, stabilisce gli ulteriori incrementi della medesima quota minima, per il triennio 2007-2009 e per il triennio 2010-2012. Tali decreti sono emanati, rispettivamente, entro il 31 dicembre 2004 ed entro il 31 dicembre 2007.

2. A decorrere dall'anno 2004, a seguito della verifica effettuata ai sensi delle direttive di cui al comma 5 dell'articolo 11 del medesimo decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, relativa all'anno precedente, il Gestore della rete comunica all'Autorità per l'energia elettrica e il gas i nominativi dei soggetti inadempienti. A detti soggetti l'Autorità per l'energia elettrica e il gas applica sanzioni ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481, e successive modificazioni.

3. I soggetti che omettono di presentare l'autocertificazione ai sensi delle direttive di cui al comma 5 dell'articolo 11 del medesimo decreto legislativo, sono considerati inadempienti per la quantità di certificati correlata al totale di elettricità importata e prodotta nell'anno precedente dal soggetto.

5. Disposizioni specifiche per la valorizzazione energetica delle biomasse, dei gas residuati dai processi di depurazione e del biogas.

1. Entro due mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, con decreto del Ministro delle politiche agricole e forestali, è nominata, senza oneri aggiuntivi per la finanza pubblica, una commissione di esperti che, entro un anno dall'insediamento, predispone una relazione con la quale sono indicati:

a) i distretti produttivi nei quali sono prodotti rifiuti e residui di lavorazione del legno non destinati rispettivamente ad attività di riciclo o riutilizzo, unitamente alle condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative, nonché alle modalità per la valorizzazione energetica di detti rifiuti e residui;

b) le condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative per la valorizzazione energetica degli scarti della manutenzione boschiva, delle aree verdi, delle alberature stradali e delle industrie agroalimentari;

c) le aree agricole, anche a rischio di dissesto idrogeologico e le aree golenali sulle quali è possibile intervenire mediante messa a dimora di colture da destinare a scopi energetici nonché le modalità e le condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative per l'attuazione degli interventi;

d) le aree agricole nelle quali sono prodotti residui agricoli non destinati all'attività di riutilizzo, unitamente alle condizioni tecniche, economiche, normative ed organizzative, nonché alle modalità, per la valorizzazione energetica di detti residui;

e) gli incrementi netti di produzione annua di biomassa utilizzabili a scopi energetici, ottenibili dalle aree da destinare, ai sensi della legge 1° giugno 2002, n. 120, all'aumento degli assorbimenti di gas a effetto serra mediante attività forestali;

f) i criteri e le modalità per la valorizzazione energetica dei gas residuati dai processi di depurazione e del biogas, in particolare da attività zootecniche;

g) le condizioni per la promozione prioritaria degli impianti cogenerativi di potenza elettrica inferiore a 5 MW;

h) le innovazioni tecnologiche eventualmente necessarie per l'attuazione delle proposte di cui alle precedenti lettere.

2. La commissione di cui al comma 1 ha sede presso il Ministero delle politiche agricole e forestali ed è composta da un membro designato dal Ministero delle politiche agricole e forestali, che la presiede, da un membro designato dal Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio, da un membro designato dal Ministero delle attività produttive, da un membro designato dal Ministero dell'interno e da un membro designato dal Ministero per i beni e le attività culturali e da cinque membri designati dal Presidente della Conferenza unificata.

3. Ai componenti della Commissione non è dovuto alcun compenso, né rimborso spese. Al relativo funzionamento provvede il Ministero delle politiche agricole e forestali con le proprie strutture e le risorse strumentali acquisibili in base alle norme vigenti. Alle eventuali spese per i componenti provvede l'amministrazione di appartenenza nell'àmbito delle rispettive dotazioni.

4. La commissione di cui al comma 1 può avvalersi del contributo delle associazioni di categoria dei settori produttivi interessati, nonché del supporto tecnico dell'ENEA, dell'AGEA, dell'APAT e degli IRSA del Ministero delle politiche agricole e forestali. La commissione tiene conto altresì delle conoscenze acquisite nell'àmbito dei gruppi di lavoro attivati ai sensi della delibera del CIPE 19 dicembre 2002, n. 123/2002 di «revisione delle linee guida per le politiche e misure nazionali per la riduzione delle emissioni dei gas serra».

5. Tenuto conto della relazione di cui al comma 1, il Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, il Ministro delle politiche agricole e forestali e gli altri Ministri interessati, d'intesa con la Conferenza unificata, adotta uno o più decreti con i quali sono definiti i criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica da biomasse, gas residuati dai processi di depurazione e biogas. Dai medesimi decreti non possono derivare oneri per il bilancio dello Stato (1/b).

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(1/b) Vedi, anche, l'art. 5, D.Lgs. 30 maggio 2005, n. 128.

6. Disposizioni specifiche per gli impianti di potenza non superiore a 20 kW.

1. Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas emana la disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili con potenza nominale non superiore a 20 kW.

2. Nell'àmbito della disciplina di cui al comma 1 non è consentita la vendita dell'energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili.

3. La disciplina di cui al comma 1 sostituisce ogni altro adempimento, a carico dei soggetti che realizzano gli impianti, connesso all'accesso e all'utilizzo della rete elettrica.

7. Disposizioni specifiche per il solare.

1. Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, d'intesa con la Conferenza unificata, adotta uno o più decreti con i quali sono definiti i criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica dalla fonte solare (1/c).

2. I criteri di cui al comma 1, senza oneri per il bilancio dello Stato e nel rispetto della normativa comunitaria vigente:

a) stabiliscono i requisiti dei soggetti che possono beneficiare dell'incentivazione;

b) stabiliscono i requisiti tecnici minimi dei componenti e degli impianti;

c) stabiliscono le condizioni per la cumulabilità dell'incentivazione con altri incentivi;

d) stabiliscono le modalità per la determinazione dell'entità dell'incentivazione. Per l'elettricità prodotta mediante conversione fotovoltaica della fonte solare prevedono una specifica tariffa incentivante, di importo decrescente e di durata tali da garantire una equa remunerazione dei costi di investimento e di esercizio;

e) stabiliscono un obiettivo della potenza nominale da installare;

f) fissano, altresì, il limite massimo della potenza elettrica cumulativa di tutti gli impianti che possono ottenere l'incentivazione;

g) possono prevedere l'utilizzo dei certificati verdi attribuiti al Gestore della rete dall'articolo 11, comma 3, secondo periodo del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

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(1/c) In attuazione di quanto disposto dal presente comma vedi il D.M. 28 luglio 2005.

8. Disposizioni specifiche per le centrali ibride.

1. Il produttore che esercisce centrali ibride può chiedere al Gestore della rete che la produzione imputabile delle medesime centrali abbia il diritto alla precedenza nel dispacciamento, nel rispetto di quanto disposto ai commi 2 e 3.

2. Il produttore può inoltrare al Gestore della rete la domanda per l'ottenimento del diritto alla precedenza nel dispacciamento, nell'anno solare in corso, qualora la stima della produzione imputabile di ciascuna centrale, nel periodo per il quale è richiesta la precedenza nel dispacciamento, sia superiore al 50% della produzione complessiva di energia elettrica dell'impianto nello stesso periodo.

3. La priorità di dispacciamento è concessa dal Gestore della rete solo per la produzione imputabile, sulla base di un programma settimanale di producibilità complessiva e della relativa quota settimanale di producibilità imputabile, dichiarata dal produttore al medesimo Gestore. La quota di produzione settimanale imputabile deve garantire almeno il funzionamento della centrale alla potenza di minimo tecnico. La disponibilità residua della centrale non impegnata nella produzione imputabile è soggetta alle regole di dispacciamento di merito economico in atto.

4. Qualora la condizione richiesta, di cui al comma 2, non venga effettivamente rispettata, sono applicate le sanzioni previste dal regolamento del mercato elettrico e della contrattazione dei certificati verdi approvato con D.M. 9 maggio 2001 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, adottato ai sensi del comma 1 dell'articolo 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, secondo le modalità stabilite dallo stesso regolamento.

5. Le disposizioni di cui ai commi 1, 2, 3 e 4 e 6 dell'articolo 12 si applicano anche alla costruzione e all'esercizio di centrali ibride, inclusi gli impianti operanti in co-combustione, di potenza termica inferiore a 300 MW, qualora il produttore fornisca documentazione atta a dimostrare che la producibilità imputabile, di cui all'articolo 2, comma 1, lettera g), per il quinquennio successivo alla data prevista di entrata in esercizio dell'impianto sia superiore al 50% della producibilità complessiva di energia elettrica della centrale.

6. Le disposizioni di cui all'articolo 14 si applicano alla costruzione delle centrali ibride alle medesime condizioni di cui al comma 5.

7. La produzione imputabile delle centrali ibride ha diritto al rilascio dei certificati verdi nella misura e secondo le modalità stabilite dalle direttive di cui al comma 5 dell'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

9. Promozione della ricerca e della diffusione delle fonti rinnovabili.

1. Il Ministero delle attività produttive, di concerto con il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio, sentito il Ministero delle politiche agricole e forestali, d'intesa con la Conferenza unificata, stipula, senza oneri a carico del bilancio dello Stato, un accordo di programma quinquennale con l'ENEA per l'attuazione di misure a sostegno della ricerca e della diffusione delle fonti rinnovabili e dell'efficienza negli usi finali dell'energia.

2. L'accordo persegue i seguenti obiettivi generali:

a) l'introduzione nella pubblica amministrazione e nelle imprese, in particolare di piccola e media dimensione, di componenti, processi e criteri di gestione che consentano il maggiore utilizzo di fonti rinnovabili e la riduzione del consumo energetico per unità di prodotto;

b) la formazione di tecnici specialisti e la diffusione dell'informazione in merito alle caratteristiche e alle opportunità offerte dalle tecnologie;

c) la ricerca per lo sviluppo e l'industrializzazione di impianti, nel limite massimo complessivo di 50 MW, per la produzione di energia elettrica dalle fonti rinnovabili di cui all'articolo 2, comma 1, lettera a), ivi inclusi gli impianti di microgenerazione per applicazioni nel settore agricolo, nelle piccole reti isolate e nelle aree montane.

3. Le priorità, gli obiettivi specifici, i piani pluriennali e annuali e le modalità di gestione dell'accordo sono definiti dalle parti.

10. Obiettivi indicativi regionali.

1. La Conferenza unificata concorre alla definizione degli obiettivi nazionali di cui all'articolo 3, comma 1 e ne effettua la ripartizione tra le regioni tenendo conto delle risorse di fonti energetiche rinnovabili sfruttabili in ciascun contesto territoriale.

2. La Conferenza unificata può aggiornare la ripartizione di cui al comma 1 in relazione ai progressi delle conoscenze relative alle risorse di fonti energetiche rinnovabili sfruttabili in ciascun contesto territoriale e all'evoluzione dello stato dell'arte delle tecnologie di conversione.

3. Le regioni possono adottare misure per promuovere l'aumento del consumo di elettricità da fonti rinnovabili nei rispettivi territori, aggiuntive rispetto a quelle nazionali.

11. Garanzia di origine dell'elettricità prodotta da fonti rinnovabili.

1. L'elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e la produzione imputabile da impianti misti ha diritto al rilascio, su richiesta del produttore, della «garanzia di origine di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili», nel seguito denominata «garanzia di origine».

2. Il Gestore della rete è il soggetto designato, ai sensi del presente decreto, al rilascio della garanzia di origine di cui al comma 1, nonché dei certificati verdi.

3. La garanzia di origine è rilasciata qualora la produzione annua, ovvero la produzione imputabile, sia non inferiore a 100 MWh, arrotondata con criterio commerciale.

4. Nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili, di cui all'articolo 2, comma 1, lettere b) e c), la produzione per la quale spetta il rilascio della garanzia di origine coincide con quella dichiarata annualmente dal produttore all'ufficio tecnico di finanza.

5. Nel caso di centrali ibride, la produzione imputabile è comunicata annualmente dal produttore, ai fini del rilascio della garanzia di origine, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà firmata dal legale rappresentante, ai sensi degli articoli 21, 38 e 47 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445.

6. La garanzia di origine riporta l'ubicazione dell'impianto, la fonte energetica rinnovabile da cui è stata prodotta l'elettricità, la tecnologia utilizzata, la potenza nominale dell'impianto, la produzione netta di energia elettrica, ovvero, nel caso di centrali ibride, la produzione imputabile, riferite a ciascun anno solare. Su richiesta del produttore e qualora ne ricorrano i requisiti, essa riporta, inoltre, l'indicazione di avvenuto ottenimento dei certificati verdi o di altro titolo rilasciato nell'àmbito delle regole e modalità di sistemi di certificazione di energia da fonti rinnovabili nazionali e internazionali, coerenti con le disposizioni della direttiva 2001/77/CE e riconosciuti dal Gestore della rete.

7. La garanzia di origine è utilizzabile dai produttori ai quali viene rilasciata esclusivamente affinché essi possano dimostrare che l'elettricità così garantita è prodotta da fonti energetiche rinnovabili ai sensi del presente decreto.

8. Fatte salve le disposizioni della legge 31 dicembre 1996, n. 675, il Gestore della rete istituisce un sistema informatico ad accesso controllato, anche al fine di consentire la verifica dei dati contenuti nella garanzia di origine di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili.

9. L'emissione, da parte del Gestore della rete, della garanzia di origine, dei certificati verdi o di altro titolo ai sensi del comma 6, è subordinata alla verifica della attendibilità dei dati forniti dal richiedente e della loro conformità alle disposizioni del presente decreto e del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successive disposizioni applicative. A tali scopi, il Gestore della rete può disporre controlli sugli impianti in esercizio o in costruzione, anche avvalendosi della collaborazione di altri organismi.

10. La garanzia di origine di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili rilasciata in altri Stati membri dell'Unione europea a seguito del recepimento della direttiva 2001/77/CE, è riconosciuta anche in Italia.

11. Con decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio sono definite le condizioni e le modalità di riconoscimento della garanzia di origine di elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili rilasciata da Stati esteri con cui esistano accordi internazionali bilaterali in materia.

12. Nell'espletamento delle funzioni assegnate dal presente articolo e sempreché compatibili con il presente decreto, il Gestore della rete salvaguarda le procedure introdotte con l'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successivi provvedimenti attuativi.

13. La garanzia di origine sostituisce la certificazione di provenienza definita nell'àmbito delle direttive di cui al comma 5 dell'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

12. Razionalizzazione e semplificazione delle procedure autorizzative.

1. Le opere per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi impianti, autorizzate ai sensi del comma 3, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed urgenti.

2. Restano ferme le procedure di competenza del Mistero dell'interno vigenti per le attività soggette ai controlli di prevenzione incendi.

3. La costruzione e l'esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, gli interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione, come definiti dalla normativa vigente, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli impianti stessi, sono soggetti ad una autorizzazione unica, rilasciata dalla regione o altro soggetto istituzionale delegato dalla regione, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela dell'ambiente, di tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico. A tal fine la Conferenza dei servizi è convocata dalla regione entro trenta giorni dal ricevimento della domanda di autorizzazione. Resta fermo il pagamento del diritto annuale di cui all'articolo 63, commi 3 e 4, del testo unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative, di cui al decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504, e successive modificazioni.

4. L'autorizzazione di cui al comma 3 è rilasciata a seguito di un procedimento unico, al quale partecipano tutte le Amministrazioni interessate, svolto nel rispetto dei princìpi di semplificazione e con le modalità stabilite dalla legge 7 agosto 1990, n. 241, e successive modificazioni e integrazioni. Il rilascio dell'autorizzazione costituisce titolo a costruire ed esercire l'impianto in conformità al progetto approvato e deve contenere, in ogni caso, l'obbligo alla rimessa in pristino dello stato dei luoghi a carico del soggetto esercente a seguito della dismissione dell'impianto. Il termine massimo per la conclusione del procedimento di cui al presente comma non può comunque essere superiore a centottanta giorni.

5. All'installazione degli impianti di fonte rinnovabile di cui all'articolo 2, comma 2, lettere b) e c) per i quali non è previsto il rilascio di alcuna autorizzazione, non si applicano le procedure di cui ai commi 3 e 4.

6. L'autorizzazione non può essere subordinata né prevedere misure di compensazione a favore delle regioni e delle province.

7. Gli impianti di produzione di energia elettrica, di cui all'articolo 2, comma 1, lettere b) e c), possono essere ubicati anche in zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici. Nell'ubicazione si dovrà tenere conto delle disposizioni in materia di sostegno nel settore agricolo, con particolare riferimento alla valorizzazione delle tradizioni agroalimentari locali, alla tutela della biodiversità, così come del patrimonio culturale e del paesaggio rurale di cui alla legge 5 marzo 2001, n. 57, articoli 7 e 8, nonché del decreto legislativo 18 maggio 2001, n. 228, articolo 14.

8. Gli impianti di produzione di energia elettrica di potenza complessiva non superiore a 3 MW termici, sempre che ubicati all'interno di impianti di smaltimento rifiuti, alimentati da gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas, nel rispetto delle norme tecniche e prescrizioni specifiche adottate ai sensi dei commi 1, 2 e 3 dell'articolo 31 del decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22, sono, ai sensi e per gli effetti dell'articolo 2, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 24 maggio 1988, n. 203, attività ad inquinamento atmosferico poco significativo ed il loro esercizio non richiede autorizzazione. È conseguentemente aggiornato l'elenco delle attività ad inquinamento atmosferico poco significativo di cui all'allegato I al decreto del Presidente della Repubblica 25 luglio 1991.

9. Le disposizioni di cui ai precedenti commi si applicano anche in assenza della ripartizione di cui all'articolo 10, commi 1 e 2, nonché di quanto disposto al comma 10.

10. In Conferenza unificata, su proposta del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del Ministro per i beni e le attività culturali, si approvano le linee guida per lo svolgimento del procedimento di cui al comma 3. Tali linee guida sono volte, in particolare, ad assicurare un corretto inserimento degli impianti, con specifico riguardo agli impianti eolici, nel paesaggio. In attuazione di tali linee guida, le regioni possono procedere alla indicazione di aree e siti non idonei alla installazione di specifiche tipologie di impianti.

13. Questioni riguardanti la partecipazione al mercato elettrico.

1. Fermo restando l'obbligo di utilizzazione prioritaria e il diritto alla precedenza nel dispacciamento, di cui all'articolo 3, comma 3, e all'articolo 11, comma 4, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, l'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili è immessa nel sistema elettrico con le modalità indicate ai successivi commi.

2. Per quanto concerne l'energia elettrica prodotta da impianti di potenza uguale o superiore a 10 MVA alimentati da fonti rinnovabili, ad eccezione di quella prodotta dagli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili di cui al primo periodo del comma 3 e di quella ceduta al Gestore della rete nell'àmbito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip 12 luglio 1989, n. 15/89, 14 novembre 1990, n. 34/90, 29 aprile 1992, n. 6/92, nonché della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas 28 ottobre 1997, n. 108/1997, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti, come definiti dagli articoli 1 e 4 della medesima deliberazione, essa viene collocata sul mercato elettrico secondo la relativa disciplina e nel rispetto delle regole di dispacciamento definite dal Gestore della rete in attuazione delle disposizioni del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

3. Per quanto concerne l'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, nonché da impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della rete nell'àmbito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip 12 luglio 1989, n. 15/89, 14 novembre 1990, n. 34/90, 29 aprile 1992, n. 6/92, nonché della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas 28 ottobre 1997, n. 108/97, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti, come definiti dagli articoli 1 e 4 della medesima deliberazione, essa è ritirata, su richiesta del produttore, dal gestore di rete alla quale l'impianto è collegato. L'Autorità per l'energia elettrica ed il gas determina le modalità per il ritiro dell'energia elettrica di cui al presente comma facendo riferimento a condizioni economiche di mercato (2).

4. Dopo la scadenza delle convenzioni di cui ai commi 2 e 3, l'energia elettrica prodotta dagli impianti di cui al comma 2 viene ceduta al mercato. Dopo la scadenza di tali convenzioni, l'energia elettrica di cui al comma 3 è ritirata dal gestore di rete cui l'impianto è collegato, secondo modalità stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, con riferimento a condizioni economiche di mercato (3).

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(2) Vedi, anche, la Del.Aut.en.el. e gas 23 febbraio 2005, n. 34/05.

(3) Vedi, anche, la Del.Aut.en.el. e gas 23 febbraio 2005, n. 34/05.

14. Questioni attinenti il collegamento degli impianti alla rete elettrica.

1. Entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas emana specifiche direttive relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l'erogazione del servizio di connessione di impianti alimentati da fonti rinnovabili alle reti elettriche con tensione nominale superiore ad 1 kV, i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi.

2. Le direttive di cui al comma 1:

a) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, degli standard tecnici per la realizzazione degli impianti di utenza e di rete per la connessione;

b) fissano le procedure, i tempi e i criteri per la determinazione dei costi, a carico del produttore, per l'espletamento di tutte le fasi istruttorie necessarie per l'individuazione della soluzione definitiva di connessione;

c) stabiliscono i criteri per la ripartizione dei costi di connessione tra il nuovo produttore e il gestore di rete;

d) stabiliscono le regole nel cui rispetto gli impianti di rete per la connessione possono essere realizzati interamente dal produttore, individuando altresì i provvedimenti che il Gestore della rete deve adottare al fine di definire i requisiti tecnici di detti impianti; per i casi nei quali il produttore non intenda avvalersi di questa facoltà, stabiliscono quali sono le iniziative che il gestore di rete deve adottare al fine di ridurre i tempi di realizzazione;

e) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, delle condizioni tecniche ed economiche necessarie per la realizzazione delle eventuali opere di adeguamento delle infrastrutture di rete per la connessione di nuovi impianti;

f) definiscono le modalità di ripartizione dei costi fra tutti i produttori che ne beneficiano delle eventuali opere di adeguamento delle infrastrutture di rete. Dette modalità, basate su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori tengono conto dei benefìci che i produttori già connessi e quelli collegatisi successivamente e gli stessi gestori di rete traggono dalle connessioni.

3. I gestori di rete hanno l'obbligo di fornire al produttore che richiede il collegamento alla rete di un impianto alimentato da fonti rinnovabili le soluzioni atte a favorirne l'accesso alla rete, unitamente alle stime dei costi e della relativa ripartizione, in conformità alla disciplina di cui al comma 1.

4. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas adotta i provvedimenti eventualmente necessari per garantire che la tariffazione dei costi di trasmissione e di distribuzione non penalizzi l'elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili, compresa quella prodotta in zone periferiche, quali le regioni insulari e le regioni a bassa densità di popolazione.

15. Campagna di informazione e comunicazione a favore delle fonti rinnovabili e dell'efficienza negli usi finali dell'energia.

1. Nell'àmbito delle disposizioni di cui all'articolo 11 della legge 7 giugno 2000, n. 150, e con le modalità previste dalla medesima legge, su proposta del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, è svolta una campagna di informazione e comunicazione a sostegno delle fonti rinnovabili e dell'efficienza negli usi finali dell'energia.

2. La campagna di cui al comma 1 viene svolta almeno per gli anni 2004, 2005 e 2006.

16. Osservatorio nazionale sulle fonti rinnovabili e l'efficienza negli usi finali dell'energia.

1. È istituito l'Osservatorio nazionale sulle fonti rinnovabili e l'efficienza negli usi finali dell'energia. L'Osservatorio, svolge attività di monitoraggio e consultazione sulle fonti rinnovabili e sull'efficienza negli usi finali dell'energia, allo scopo di:

a) verificare la coerenza tra le misure incentivanti e normative promosse a livello statale e a livello regionale;

b) effettuare il monitoraggio delle iniziative di sviluppo del settore;

c) valutare gli effetti delle misure di sostegno, nell'àmbito delle politiche e misure nazionali per la riduzione delle emissioni dei gas serra;

d) esaminare le prestazioni delle varie tecnologie;

e) effettuare periodiche audizioni degli operatori del settore;

f) proporre le misure e iniziative eventualmente necessarie per migliorare la previsione dei flussi di cassa dei progetti finalizzati alla costruzione e all'esercizio di impianti alimentati da fonti rinnovabili e di centrali ibride;

g) proporre le misure e iniziative eventualmente necessarie per salvaguardare la produzione di energia elettrica degli impianti alimentati a biomasse e rifiuti, degli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili e degli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, prodotta successivamente alla scadenza delle convenzioni richiamate all'articolo 13, commi 2 e 3, ovvero a seguito della cessazione del diritto ai certificati verdi.

2. L'Osservatorio di cui al comma 1 è composto da non più di venti esperti della materia di comprovata esperienza.

3. Con decreto del Ministro delle attività produttive e del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze e degli Affari regionali, sentita la Conferenza unificata, da emanarsi entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto legislativo, sono nominati i membri l'Osservatorio e ne sono organizzate le attività.

4. Il decreto stabilisce altresì le modalità di partecipazione di altre amministrazioni nonché le modalità con le quali le attività di consultazione e monitoraggio sono coordinate con quelle eseguite da altri organismi di consultazione operanti nel settore energetico.

5. I membri dell'Osservatorio durano in carica cinque anni dalla data di entrata in vigore del decreto di cui al comma 3.

6. Le spese per il funzionamento dell'Osservatorio, trovano copertura, nel limite massimo di 750.000 Euro all'anno, aggiornato annualmente in relazione al tasso di inflazione, sulle tariffe per il trasporto dell'energia elettrica, secondo modalità stabilite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, fatta salva la remunerazione del capitale riconosciuta al Gestore della rete dalla regolazione tariffaria in vigore, entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto legislativo. L'esatta quantificazione degli oneri finanziari di cui al presente comma è effettuata nell'àmbito del decreto di cui al comma 3.

7. Dall'attuazione del presente articolo non derivano nuovi o maggiori oneri per il bilancio dello Stato. Fermo restando quanto previsto al comma 6, le amministrazioni provvedono ai relativi adempimenti con le strutture fisiche disponibili.

17. Inclusione dei rifiuti tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili.

1. Ai sensi di quanto previsto dall'articolo 43, comma 1, lettera e), della legge 1° marzo 2002, n. 39, e nel rispetto della gerarchia di trattamento dei rifiuti di cui al decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22, sono ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti energetiche rinnovabili i rifiuti, ivi compresa, anche tramite il ricorso a misure promozionali, la frazione non biodegradabile ed i combustibili derivati dai rifiuti, di cui ai decreti previsti dagli articoli 31 e 33 del decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 92 e alle norme tecniche UNI 9903-1. Pertanto, agli impianti, ivi incluse le centrali ibride, alimentati dai suddetti rifiuti e combustibili, si applicano le disposizioni del presente decreto, fatta eccezione, limitatamente alla frazione non biodegradabile, di quanto previsto all'articolo 11. Sono fatti salvi i diritti acquisiti a seguito dell'applicazione delle disposizioni di cui al decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e successivi provvedimenti attuativi.

2. Sono escluse dal regime riservato alle fonti rinnovabili:

a) le fonti assimilate alle fonti rinnovabili, di cui all'articolo 1, comma 3 della legge 9 gennaio 1991, n. 10;

b) i beni, i prodotti e le sostanze derivanti da processi il cui scopo primario sia la produzione di vettori energetici o di energia;

c) i prodotti energetici che non rispettano le caratteristiche definite nel del decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8 marzo 2002, e successive modifiche ed integrazioni.

3. Fermo restando quanto disposto ai commi 1 e 2, entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, sentite le competenti Commissioni parlamentari e d'intesa con la Conferenza unificata, adotta un decreto con il quale sono individuati gli ulteriori rifiuti e combustibili derivati dai rifiuti ammessi a beneficiare, anche tramite il ricorso a misure promozionali, del regime giuridico riservato alle fonti rinnovabili. Il medesimo decreto stabilisce altresì:

a) i valori di emissione consentiti alle diverse tipologie di impianto utilizzanti i predetti rifiuti e combustibili derivati dai rifiuti;

b) le modalità con le quali viene assicurato il rispetto della gerarchia comunitaria di trattamento dei rifiuti, di cui al decreto legislativo 5 febbraio 1997, n. 22, in particolare per i rifiuti a base di biomassa.

4. Fatto salvo quanto disposto al comma 1, l'ammissione dei rifiuti e dei combustibili derivati dai rifiuti al regime giuridico riservato alle fonti rinnovabili è subordinata all'entrata in vigore del decreto di cui al comma 3.

18. Cumulabilità di incentivi.

1. La produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili e da rifiuti che ottiene i certificati verdi non può ottenere i titoli derivanti dalla applicazione delle disposizioni attuative dell'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, né i titoli derivanti dall'applicazione delle disposizioni attuative dell'articolo 16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164.

2. La produzione di energia elettrica da impianti alimentati da biodiesel che abbia ottenuto l'esenzione dall'accisa ai sensi dell'articolo 21 della legge 23 dicembre 2000, n. 388, o da altro provvedimento di analogo contenuto, non può ottenere i certificati verdi, né i titoli derivanti dalla applicazione delle disposizioni attuative dell'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, ovvero dall'applicazione delle disposizioni attuative dell'articolo 16, comma 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164.

19. Disposizioni specifiche per le regioni a statuto speciale e per le province autonome di Trento e Bolzano.

1. Sono fatte salve le competenze delle regioni a statuto speciale e delle province autonome di Trento e di Bolzano che provvedono alle finalità del presente decreto legislativo ai sensi dei rispettivi statuti speciali e delle relative norme di attuazione.

20. Disposizioni transitorie, finanziarie e finali.

1. Dal 1° gennaio 2004 e fino alla data di entrata a regime del mercato elettrico di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, al produttore che cede l'energia elettrica di cui all'articolo 13, comma 3, è riconosciuto il prezzo fissato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'energia elettrica all'ingrosso alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato. Con proprio decreto, il Ministro delle attività produttive fissa, ai soli fini del presente decreto legislativo, la data di entrata a regime del mercato elettrico di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

2. In deroga a quanto stabilito all'articolo 8, comma 7, l'elettricità prodotta dalle centrali ibride, anche operanti in co-combustione, che impiegano farine animali oggetto di smaltimento ai sensi del decreto-legge 11 gennaio 2001, n. 1, convertito, con modificazioni, nella legge 9 marzo 2001, n. 49, ha diritto, per i soli anni dal 2003 al 2007, al rilascio dei certificati verdi sul 100% della produzione imputabile.

3. I soggetti che importano energia elettrica da Stati membri dell'Unione europea, sottoposti all'obbligo di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, possono richiedere al Gestore della rete, relativamente alla quota di elettricità importata prodotta da fonti rinnovabili, l'esenzione dal medesimo obbligo. La richiesta è corredata almeno da copia conforme della garanzia di origine rilasciata, ai sensi dell'articolo 5 della direttiva 2001/77/CE, nel Paese ove è ubicato l'impianto di produzione. In caso di importazione di elettricità da Paesi terzi, l'esenzione dal medesimo obbligo, relativamente alla quota di elettricità importata prodotta da fonti rinnovabili, è subordinata alla stipula di un accordo tra il Ministero delle attività produttive e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e i competenti Ministeri dello Stato estero da cui l'elettricità viene importata, che prevede che l'elettricità importata prodotta da fonti rinnovabili è garantita come tale con le medesime modalità di cui all'articolo 5 della direttiva 2001/77/CE.

4. Ai fini del conseguimento degli obiettivi nazionali di cui alle relazioni richiamate all'articolo 3, comma 1, i certificati verdi possono essere rilasciati esclusivamente alla produzione di elettricità da impianti ubicati sul territorio nazionale, ovvero alle importazioni di elettricità da fonti rinnovabili esclusivamente provenienti da Paesi che adottino strumenti di promozione ed incentivazione delle fonti rinnovabili analoghi a quelli vigenti in Italia e riconoscano la stessa possibilità ad impianti ubicati sul territorio italiano, sulla base di accordi stipulati tra il Ministero delle attività produttive e il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e i competenti Ministeri del Paese estero da cui l'elettricità da fonti rinnovabili viene importata.

5. Il periodo di riconoscimento dei certificati verdi è fissato in otto anni, al netto dei periodi di fermata degli impianti causati da eventi calamitosi dichiarati tali dalle autorità competenti.

6. Al fine di promuovere in misura adeguata la produzione di elettricità da impianti alimentati da biomassa e da rifiuti, ad esclusione di quella prodotta da centrali ibride, con il decreto di cui al comma 8, il periodo di riconoscimento dei certificati verdi di cui al comma 5 può essere elevato, anche mediante rilascio, dal nono anno, di certificati verdi su una quota dell'energia elettrica prodotta anche tenuto conto di quanto previsto al precedente art. 17. Al medesimo fine, possono anche essere utilizzati i certificati verdi attribuiti al Gestore della rete dall'articolo 11, comma 3, secondo periodo, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. La predetta elevazione del periodo di riconoscimento dei certificati verdi non può essere concessa per la produzione di energia elettrica da impianti che hanno beneficiato di incentivi pubblici in conto capitale.

7. I certificati verdi rilasciati per la produzione di energia elettrica in un dato anno possono essere usati per ottemperare all'obbligo, di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, relativo anche ai successivi due anni.

8. Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente provvedimento, con decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, sono aggiornate le direttive di cui all'articolo 11, comma 5, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

9. Fino all'entrata in vigore delle direttive di cui all'articolo 14, comma 1, si applicano le disposizioni vigenti.

10. Dall'attuazione del presente decreto non derivano nuovi o maggiori oneri a carico del bilancio dello Stato ovvero minori entrate.

Deliberazione 18 ottobre 2001, n. 228/01
Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica

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(1) Pubblicata nella Gazz. Uff. 22 dicembre 2001, n. 297, S.O.

(1/a) Vedi, anche, la Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 164/03 e la Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 5/04..

L'AUTORITÀ

PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

- Nella riunione del 18 ottobre 2001,

Premesso che:

- con Del.Aut.en.el. e gas 18 febbraio 1999, n. 13/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 49 dell'1 marzo 1999, e successive modificazioni (di seguito: deliberazione n. 13/99), l'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) ha adottato la disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di vettoriamento dell'energia elettrica, intendendosi con tale espressione il servizio di trasporto dell'energia elettrica sulle reti per i clienti del mercato libero;

- la disciplina di cui al precedente alinea, adottata anteriormente all'attuazione della direttiva 96/92/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996, recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (di seguito: direttiva europea 96/92/CE), ha risposto ad esigenze di continuità con la disciplina per il vettoriamento e lo scambio dell'energia elettrica allora in vigore, ed ha assunto carattere di transitorietà, in vista di una successiva riforma da realizzarsi contestualmente all'avvio del sistema delle offerte, previsto dall'articolo 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 75 del 31 marzo 1999 (di seguito: decreto legislativo n. 79/99);

- con Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 204/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999 e successive modificazioni (di seguito: deliberazione n. 204/99), l'Autorità ha regolato la tariffa base, i parametri e gli altri elementi di riferimento per la determinazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e di vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato.

Visti:

- la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481 del 1995;)

- la direttiva europea n. 96/92/CE;

- il decreto legislativo n. 79 del 1999;

- il D.M. 26 gennaio 2000 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 27 del 3 febbraio 2000, come successivamente modificato e integrato dal D.M. 17 aprile 2001 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 97 del 27 aprile 2001;

- la deliberazione n. 13 del 1999;

- la deliberazione n. 204 del 1999;

- la Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 205/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999 (di seguito: deliberazione n. 205 del 1999);

- la delibera 27 febbraio 2001, n. 37/01 (di seguito: delibera n. 37 del 2001);

- gli esiti della consultazione avviata con la pubblicazione del documento per la consultazione «Riforma dei corrispettivi di uso delle reti da parte dei clienti del mercato libero e definizione di una disciplina transitoria del dispacciamento» diffuso dall'Autorità in data 7 agosto 2001, che sottolineano la diffusa condivisione delle seguenti esigenze:

a) consentire una verifica congiunta del vincolo tariffario ai ricavi (V1) per le controparti della medesima tipologia di contratti di somministrazione, siano essi clienti del mercato libero o clienti del mercato vincolato;

b) evitare di identificare una specifica componente tariffaria a copertura dei costi di gestione dei contratti di acquisto e vendita dell'energia elettrica per i clienti del mercato vincolato e delle connesse funzioni commerciali che, essendo di entità trascurabile rispetto al totale dei costi, introdurrebbe inefficienza nell'erogazione dei servizi e complessità nel sistema di regolamentazione dei corrispettivi;

c) applicare la componente UC3, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, a tutti i clienti finali.

Considerato che:

- le difformità evidenziate in premessa, quanto alla vigente disciplina del trasporto dell'energia elettrica, generano una disparità di trattamento tra clienti del mercato vincolato e clienti del mercato libero, e che tali difformità si sostanziano nella diversa struttura dei corrispettivi di accesso ed uso delle reti applicati ai primi, ai sensi della deliberazione n. 13/99, rispetto alla struttura delle componenti della tariffa di fornitura dell'energia elettrica a copertura dei costi del servizio di trasporto applicata ai secondi, ai sensi della deliberazione n. 204/99;

- sebbene le suddette difformità fossero giustificate dall'esigenza di rendere compatibile il regime di negoziazione dell'energia elettrica basato sulla contrattazione bilaterale con l'esigenza di salvaguardia della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico, esse, tuttavia, producono l'effetto di rendere l'onere del servizio di trasporto dell'energia elettrica sopportato dal cliente sensibilmente diverso, a parità di caratteristiche della domanda, in funzione dell'appartenenza del cliente stesso al mercato libero o al mercato vincolato, rendendosi pertanto necessaria l'unificazione delle discipline sopra richiamate;

- il decreto legislativo n. 79/99 prevede che:

a) siano rilasciate concessioni aventi ad oggetto esclusivo l'attività di distribuzione dell'energia elettrica (articolo 9, comma 1), intendendosi quest'ultima come l'insieme di attività preordinate al trasporto ad alla trasformazione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi in un determinato àmbito territoriale, secondo quanto proposto dall'Autorità con la delibera n. 37/01;

b) con decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato sia attribuita al Gestore della rete di trasmissione nazionale la concessione delle attività di trasmissione e di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale (articolo 3, comma 5);

- da quanto sopra considerato consegue che l'attività di vendita dell'energia elettrica non è affidata in esclusiva ai titolari delle suddette concessioni;

- l'unificazione della regolazione delle condizioni economiche delle attività di trasmissione, di dispacciamento e di distribuzione, da intendersi come costituenti il servizio di trasporto dell'energia elettrica su reti con obbligo di connessione di terzi (di seguito: servizio di trasporto), comporta la necessità di regolare i corrispettivi per l'attività di vendita ai clienti del mercato vincolato specificamente ed autonomamente considerata;

- il rilascio delle richiamate concessioni esclude dall'àmbito di dette concessioni il servizio di misura dell'energia elettrica, il quale è sottoposto, pertanto, ad un regime di accesso e di esercizio basato sul riconoscimento della libertà di intrapresa;

- per la determinazione dei vincoli tariffari a copertura dei costi del servizio di trasporto dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, con la deliberazione n. 204/99, nonché per la determinazione delle componenti dei corrispettivi del servizio di trasporto alle imprese distributrici dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, con la deliberazione n. 205/99, sono stati utilizzati i medesimi livelli di costi impiegati per la determinazione dei corrispettivi di vettoriamento di cui alla deliberazione n. 13/99;

- per effetto delle deliberazioni n. 13/99 e n. 204/99 il regime delle prestazioni patrimoniali imposte agli utenti dei servizi di pubblica utilità nel settore dell'energia elettrica per il finanziamento di finalità generali è articolato in maggiorazioni sui corrispettivi di vettoriamento per i clienti del mercato libero, e in componenti delle tariffe di fornitura per i clienti del mercato vincolato;

- l'unificazione della regolazione delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di trasporto per tutti gli utenti dei servizi di pubblica utilità nel settore dell'energia elettrica comporta la necessità di ancorare ai corrispettivi per il servizio di trasporto le prestazioni patrimoniali imposte per il finanziamento di finalità di carattere generale afferenti al sistema elettrico, eccezion fatta per quelle che devono essere sostenute esclusivamente dai clienti del mercato vincolato; e che pertanto l'imposizione di queste ultime prestazioni patrimoniali dovrà essere legata ai corrispettivi per il servizio di vendita dell'energia elettrica ai medesimi;

- la disciplina posta dal decreto legislativo n. 79/99 in ordine alle attività di trasmissione e di dispacciamento dell'energia elettrica prevede, tra l'altro, che il Gestore della rete non disponga delle infrastrutture facenti parte della rete di trasmissione nazionale, dovendo stipulare, ai sensi dell'articolo 3, comma 8, del medesimo decreto legislativo, apposite convenzioni con le società che ne abbiano la disponibilità per disciplinare gli interventi di esercizio, manutenzione e sviluppo di dette infrastrutture;

- le disposizioni dell'articolo 3, comma 10, del decreto legislativo n. 79/99 prevedono che il Gestore della rete sia remunerato secondo criteri di efficienza economica per le attività di competenza svolte con la propria organizzazione; che l'Autorità, secondo quanto disposto dal medesimo articolo e comma, ha individuato nel criterio dei costi riconosciuti e la forma di remunerazione delle predette attività che, ad oggi, consente l'introduzione di un adeguato livello di incentivazione del medesimo Gestore della rete all'efficienza economica; e che detta remunerazione si sostanzia nel riconoscimento di una quota fissa, determinata dall'Autorità, del corrispettivo per i servizi di trasmissione e di dispacciamento;

- il corrispettivo di cui al precedente alinea, per la restante parte, è destinato alla copertura dei costi sostenuti dai titolari delle infrastrutture facenti parte della rete di trasmissione nazionale; e che detta parte non dipende dalle decisioni imprenditoriali assunte dal Gestore della rete, bensì è principalmente funzione del volume del servizio di trasporto erogato;

- ogni forma di flessibilità tariffaria, derivante dall'applicazione delle opzioni tariffarie, in capo al Gestore della rete inciderebbe non già sui ricavi dello stesso Gestore della rete, bensì sui ricavi dei soggetti titolari delle infrastrutture di cui al precedente alinea, rendendo totalmente inefficace la previsione di opzioni tariffarie per i clienti finali come strumento di adeguamento dei corrispettivi applicati ai costi effettivi di erogazione dei servizi da parte del soggetto responsabile dei medesimi costi;

- in conseguenza di quanto sopra illustrato, per il servizio di trasporto dell'energia elettrica il regime di regolazione basato sulle opzioni tariffarie non può essere applicato al Gestore della rete;

- la definizione di un regime di regolazione tariffaria asimmetrica, da intendersi tale in ragione del fatto che non sarebbe possibile prevedere l'offerta di opzioni tariffarie per la remunerazione del servizio di trasporto erogato direttamente dal Gestore della rete ai clienti finali, determinerebbe, a danno di questi ultimi, una situazione di disparità di trattamento nei confronti degli altri clienti finali connessi a reti di distribuzione in alta tensione, a parità delle altre condizioni e caratteristiche tecniche;

Ritenuto che:

- sia necessario riformare, ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettera d), della legge n. 481/95, la disciplina dei corrispettivi per il servizio di trasporto in vigore al fine di evitare difformità ingiustificate di trattamento tra clienti del mercato vincolato e clienti del mercato libero, a parità di servizio erogato;

- quanto previsto dal precedente alinea non sia perseguibile tramite l'estensione dell'attuale disciplina del vettoriamento a tutta l'energia elettrica oggetto del servizio di trasporto, ciò che renderebbe una tale disciplina incompatibile con il funzionamento del sistema delle offerte di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99, e che quindi sia opportuna, a tal fine, l'estensione del regime di regolazione basato sulle opzioni tariffarie, posto dalla deliberazione n. 204/99;

- tale impostazione, in ragione della flessibilità che garantisce agli esercenti i servizi di pubblica utilità, sia in grado di assicurare la continuità alla copertura dei costi riconosciuti per il servizio di trasporto e la salvaguardia degli obiettivi economico-finanziari dei medesimi esercenti, come determinati con riferimento al periodo di regolazione 2002-2003;

- al fine di evitare disparità di trattamento tra clienti finali, l'assunzione dei rapporti commerciali aventi ad oggetto l'erogazione del servizio di trasporto a detti clienti, e, di conseguenza, la definizione di opzioni tariffarie, debbano essere previste per i soli esercenti l'attività di distribuzione dell'energia elettrica;

- sia opportuno che, transitoriamente, il servizio di misura per i clienti finali continui ad essere svolto dall'impresa esercente il servizio di trasporto, alla cui rete ciascun cliente finale è connesso;

- per ragioni di gradualità nel passaggio dal regime in esclusiva a quello in cui una molteplicità di soggetti potrà esercitare il servizio di misura, sia pertanto preferibile coprire i costi di tale attività attraverso una specifica componente inclusa nei corrispettivi per il servizio di trasporto; e che sia inoltre opportuno stabilire disposizioni di carattere transitorio atte a consentire continuità e certezza nell'esercizio di tale servizio;

- il riordino delle disposizioni dell'Autorità in materia di condizioni tecnico-economiche dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica, nonché il loro coordinamento con le richiamate innovazioni, possa essere opportunamente realizzato sotto la forma di un unico corpo normativo, denominato Testo Integrato, con valore in parte ricognitivo ed in parte innovativo, nei sensi di cui alle considerazioni che precedono, così razionalizzando ed armonizzando le disposizioni già vigenti o di nuova emanazione, dettate in materia dall'Autorità.

Delibera:

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1. Approvazione di Testo Integrato.

1.1 È approvato il Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica (di seguito: Testo Integrato), allegato alla presente delibera di cui forma parte integrante e sostanziale (Allegato A).

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2. Abrogazioni.

2.1 Con decorrenza dall'1 gennaio 2002 sono abrogate, in quanto contenenti norme sostituite da quelle poste con il Testo Integrato, le seguenti disposizioni:

a) la Del.Aut.en.el. e gas 18 febbraio 1999, n. 13/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 43 del 22 febbraio 1999 e successive modificazioni ed integrazioni;

b) gli articoli 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 19 della Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 204/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 235 del 31 dicembre 1999, e successive modificazioni ed integrazioni;

c) gli articoli 1, 3, 4, 5, 7 della Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 205/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 235 del 31 dicembre 1999, e successive modificazioni ed integrazioni;

d) la Del.Aut.en.el. e gas 12 luglio 2000, n. 119/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 187 dell'11 agosto 2000;

e) la Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000, n. 240/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 2 del 5 gennaio 2001;

f) l'articolo 6 della Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000, n. 244/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 2 del 5 gennaio 2001;

g) la Del.Aut.en.el. e gas 22 marzo 2001, n. 63/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 84 del 10 aprile 2001.

2.2 Pure con decorrenza dall'1° gennaio 2002 sono abrogate, in quanto contenenti norme incorporate e confermate nel Testo Integrato, le seguenti disposizioni:

a) gli articoli 4 e 5 della Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 1997, n. 70/97, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 150 del 30 giugno 1997;

b) gli articoli 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 della Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 204/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 235 del 31 dicembre 1999, e successive modificazioni ed integrazioni;

c) l'articolo 2 della Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 205/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 235 del 31 dicembre 1999, e successive modificazioni ed integrazioni;

d) la Del.Aut.en.el. e gas 24 febbraio 2000, n. 43/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 57 del 9 marzo 2000, e successive modificazioni ed integrazioni;

e) la Del.Aut.en.el. e gas 9 marzo 2000, n. 53/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 90 del 17 aprile 2000;

f) l'articolo 5 del la Del.Aut.en.el. e gas 15 giugno 2000, n. 108/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 151 del 30 giugno 2000, e successive modificazioni ed integrazioni;

g) l'articolo 4 della Del.Aut.en.el. e gas 19 luglio 2000, n. 123/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 186 del 10 agosto 2000;

h) la Del.Aut.en.el. e gas 26 luglio 2000, n. 131/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 213 del 12 settembre 2000;

i) l'articolo 5 della Del.Aut.en.el. e gas 20 dicembre 2000, n. 230/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 2 del 5 gennaio 2001;

l) la Del.Aut.en.el. e gas 20 dicembre 2000, n. 232/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 2 del 5 gennaio 2001, e successive modificazioni ed integrazioni;

m) l'articolo 4 della Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000, n. 238/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 2 del 5 gennaio 2001;

n) l'articolo 3 della Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000, n. 239/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 2 del 5 gennaio 2001;

o) la Del.Aut.en.el. e gas 14 febbraio 2001, n. 20/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 45 del 23 febbraio 2001;

p) la Del.Aut.en.el. e gas 25 maggio 2001, n. 114/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 130 del 7 giugno 2001;

q) l'articolo 7 della Del.Aut.en.el. e gas 11 luglio 2001, n. 158/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 226 del 28 settembre 2001;

r) l'articolo 3 della Del.Aut.en.el. e gas 19 luglio 2001, n. 163/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 185 del 10 agosto 2001.

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3. Disposizioni transitorie in materia di vincolo V1 per l'anno 2001 e per l'anno 2002.

3.1 Ai fini dell'applicazione della Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 204/99, relativamente al rispetto del vincolo V1 per l'anno 2001, l'articolo 9, comma 9.5 della medesima deliberazione, è sostituito dal seguente comma:

«9.5 Qualora i ricavi eccedentari relativi all'anno 2001 per una tipologia di utenza risultino positivi, l'esercente nell'anno 2002:

a) a fronte di ricavi eccedentari superiori al 5% dei ricavi ammessi, riconosce un rimborso entro il 31 dicembre 2002 a ciascun cliente che nel 2001 apparteneva alla medesima tipologia. L'ammontare complessivo dei rimborsi è pari ai ricavi eccedentari moltiplicati per (1+r2) dove r2 è il tasso di riferimento in vigore all'inizio del 2002 aumentato di 5 punti percentuali; esso viene ripartito tra i clienti in proporzione agli addebiti complessivamente fatturati nel 2001 (2).

b) a fronte di ricavi eccedentari non superiori al 5% dei ricavi ammessi può, in alternativa:

i) applicare quanto previsto alla lettera a) del presente comma sostituendo r2 con r1, definito pari al tasso di riferimento in vigore all'inizio del 2002 aumentato di 3 punti percentuali;

ii) ridurre, nelle fatture emesse nell'anno 2002, le componenti di tutte le opzioni tariffarie applicate ai clienti appartenenti alla medesima tipologia, escluse le componenti A e UC, in una misura che comporti, entro il quinto bimestre, un accredito pari ai suddetti ricavi eccedentari moltiplicati per (1+r1). Qualora il complesso delle riduzioni praticate entro il quinto bimestre sia inferiore a tale importo, l'esercente accredita l'ammontare residuo nel bimestre successivo dividendolo in parti uguali tra tutti i clienti appartenenti alla stessa tipologia.» (3).

3.2 Le maggiorazioni di 3 e 5 punti percentuali del tasso di riferimento di cui ai comma 7.2, lettere a) e b) del Testo Integrato, non si applicano ai ricavi eccedentari dell'anno 2002.

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(2) Vedi, peraltro, l'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 25 luglio 2002, n. 145/02.

(3) Vedi, peraltro, l'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 25 luglio 2002, n. 145/02.

4. Disposizioni transitorie in materia di Conto costi energia.

4.1 Fino al 31 dicembre 2001, il Conto costi energia di cui all'articolo 6, comma 6.1, della Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 1997, n. 70/97, continua ad operare esclusivamente per l'erogazione dei contributi a favore delle imprese produttrici-distributrici e per la contabilizzazione del gettito della parte B della tariffa relativamente all'energia elettrica prodotta, o importata, ed erogata ai clienti finali fino al 31 dicembre 2000.

4.2 Successivamente al 31 dicembre 2001, la Cassa conguaglio per il settore elettrico chiude il Conto costi energia, trasferendo ogni residua disponibilità al Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate di cui all'articolo 40, comma 40.1, lettera b), del Testo Integrato.

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5. Disposizioni transitorie in materia di Conto per la gestione della compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica nella transizione.

5.1 Fino al 31 dicembre 2001 la maggiorazione di cui all'articolo 2, comma 2.8, della Del.Aut.en.el. e gas 20 dicembre 2000, n. 232/00, alimenta il Conto per la gestione della compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica nella transizione. Con cadenza bimestrale la Cassa conguaglio per il settore elettrico, dopo aver liquidato i contributi a carico del Conto per la gestione della compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica nella transizione di cui all'articolo 4 della Del.Aut.en.el. e gas 9 marzo 2000, n. 53/00, trasferisce sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate di cui all'articolo 5 della Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 1997, n. 70/97, eventuali differenze tra il gettito della maggiorazione di cui all'articolo 2, comma 2.8 della Del.Aut.en.el. e gas 20 dicembre 2000, n. 232/00 ed i contributi a valere sulla disponibilità del Conto per la gestione della compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica nella transizione.

5.2 Successivamente al 31 dicembre 2001, la Cassa conguaglio per il settore elettrico chiude il Conto per la gestione della compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica nella transizione, trasferendo ogni residua competenza al Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione di cui all'articolo 40, comma 40.1, lettera e), del Testo Integrato.

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6. Disposizioni finali.

6.1 La proposta delle opzioni tariffarie per l'anno 2002, ai sensi dell'articolo 4 del Testo Integrato, è consentita sino al 15 novembre 2001.

6.2 Gli articoli da 12 a 20, 22 e da 24 a 57, ad eccezione dell'articolo 40, comma 40.4, del Testo Integrato hanno effetto dall'1 gennaio 2002.

6.3 La componente UC1 di cui all'articolo 19 del Testo Integrato e la componente UC3 di cui all'articolo 13 del Testo Integrato sono entrambe fissate pari a 0, sino a successivo provvedimento dell'Autorità.

6.4 Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana e nel sito internet dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore a far data dalla sua pubblicazione.

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Allegato A

Testo integrato

delle disposizioni dell'autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica

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Parte I - Definizioni

Articolo 1

Definizioni.

1.1 Ai fini dell'interpretazione e dell'applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento si applicano le seguenti definizioni:

- l'Autorità è l'Autorità per l'energia elettrica e il gas;

- l'Acquirente unico è il soggetto di cui all'articolo 4 del decreto legislativo n. 79 del 1999;

- alta tensione (AT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 35 kV e uguale o inferiore a 150 kV;

- altissima tensione (AAT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 150 kV;

- àmbito di competenza è l'àmbito territoriale nel quale l'esercente svolge l'attività di distribuzione dell'energia elettrica in regime di concessione;

- bassa tensione (BT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o inferiore a 1 kV;

- caratteristiche del prelievo sono i parametri elettrici che caratterizzano il prelievo di energia elettrica da una rete con obbligo di connessione di terzi quali, a titolo di esempio, la tensione di alimentazione, l'energia elettrica prelevata e, ove rilevanti, la distribuzione temporale del prelievo e la potenza elettrica;

- la Cassa è la Cassa conguaglio per il settore elettrico;

- cliente finale è la persona fisica o giuridica che non esercita l'attività di distribuzione e che preleva l'energia elettrica, per la quota di proprio uso finale, da una rete con obbligo di connessione di terzi anche attraverso reti interne di utenza e linee dirette;

- clienti del mercato libero sono i clienti finali idonei che abbiano esercitato il diritto di cui all'articolo 2, comma 6, del decreto legislativo n. 79 del 1999;

- clienti del mercato vincolato sono i clienti finali diversi dai clienti del mercato libero;

- codice di condotta commerciale è il codice di condotta commerciale adottato ai sensi dell'articolo 4 della deliberazione n. 204/99, ovvero quello applicato in ottemperanza alla deliberazione n. 242/00;

- componente CCA è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi del servizio di acquisto e vendita di energia elettrica destinata al mercato vincolato;

- componente CDE è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;

- componente CDF è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di interconnessione per anno, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;

- componente CTR è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh e differenziata per fasce orarie, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale per le imprese distributrici;

- componente PV è la componente tariffaria delle tariffe D2 e D3, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di combustibile;

- componente VE è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura degli oneri derivanti dall'applicazione delle disposizioni di cui all'art. 11 del decreto legislativo n. 79 del 1999 (4);

- componenti UC1 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno e in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

- componenti UC3 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno e in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione;

- componenti UC4 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/kWh, a copertura delle integrazioni di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a) del provvedimento CIP n. 34/74 e successivi aggiornamenti;

- componenti UC5 sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh a copertura dei costi a carico del Gestore della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti (4/a);

- componente α1 è la componente tariffaria della tariffa TV2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all'erogazione del servizio di trasporto;

- componenti α2 è la componente tariffaria della tariffa TV2, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

- componenti α3 è la componente tariffaria della tariffa TV2, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto;

- componente ρ1 è la componente tariffaria dell'opzione tariffaria TV1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

- componente ρ3 è la componente tariffaria dell'opzione tariffaria TV1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

- componente σ1 è la componente tariffaria della tariffa D1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all'erogazione dei servizi di trasporto e di vendita;

- componente σ2 è la componente tariffaria della tariffa D1, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto;

- componente σ3 è la componente tariffaria della tariffa D1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto;

- componente τ1(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio, nonché dei costi relativi al servizio di acquisto e di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, al netto dei costi di combustibile;

- componente τ2(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio, nonché dei costi relativi al servizio di acquisto e di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, al netto dei costi di combustibile;

- componente τ3(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio, nonché dei costi relativi al servizio di acquisto e di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, al netto dei costi di combustibile;

- componente τ1(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio, nonché dei costi relativi al servizio di acquisto e di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, al netto dei costi di combustibile;

- componente τ2(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio, nonché dei costi relativi al servizio di acquisto e di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, al netto dei costi di combustibile;

- componente τ3(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasporto e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio, nonché dei costi relativi al servizio di acquisto e di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, al netto dei costi di combustibile;

- consumo specifico medio di combustibile è il quoziente tra l'equivalente calorico della totalità dei combustibili utilizzati e l'energia elettrica totale netta prodotta mediante gli stessi su base annua;

- data di entrata in esercizio commerciale di un impianto è la data di entrata in esercizio commerciale dell'impianto fissata dal produttore, considerando il periodo di collaudo e avviamento, nel limite massimo di dodici mesi dalla data in cui si è effettuato il primo funzionamento dell'impianto in parallelo con il sistema elettrico nazionale;

- dispacciamento è l'attività di dispacciamento dell'energia elettrica sul territorio nazionale, diretta ad impartire disposizioni per il funzionamento coordinato e contestuale:

i) degli impianti di produzione di energia elettrica connessi alle reti con obbligo di connessione di terzi;

ii) delle utenze cui corrispondono prelievi di energia elettrica, anche potenziali o occasionali, di clienti finali;

iii) della rete rilevante di cui all'articolo 1, lettera ee), della deliberazione n. 95/01;

iv) dei circuiti di interconnessione con le reti estere;

- distribuzione è l'attività di distribuzione esercitata in concessione dagli aventi diritto ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo n. 79 del 1999, per il trasporto e la trasformazione dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione;

- energia netta è il bilancio tra energia prelevata e energia immessa con riferimento a un insieme definito di punti di interconnessione e relativa ad un determinato periodo di tempo;

- esercente è l'esercente uno o più servizi di pubblica utilità nel settore dell'energia elettrica che eroga i servizi le cui condizioni economiche o tecniche sono disciplinate dal presente Testo Integrato e che stipula i relativi contratti;

- fasce orarie F1, F2, F3 e F4 sono le fasce definite dal titolo II, comma 2), paragrafo b), punto 2), del provvedimento CIP n. 45/90;

- fattore di potenza è un parametro funzione del rapporto tra l'energia reattiva e l'energia attiva immesse o prelevate in un punto di immissione o di prelievo;

- il Gestore della rete è il soggetto di cui all'articolo 3 del decreto legislativo n. 79 del 1999, concessionario delle attività di trasmissione e di dispacciamento;

- impianti rilevanti sono gli impianti di produzione di energia elettrica che, alla data del 19 febbraio 1997, erano nella titolarità dell'impresa produttrice-distributrice di cui al combinato disposto degli articoli 1, comma 2, e 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000, ad esclusione degli impianti di cui all'articolo 3, comma 2, e degli impianti soggetti al recupero della maggior valorizzazione di cui all'articolo 3, comma 3, del medesimo decreto.

- linea diretta è una rete elettrica che collega un centro di produzione a un centro di consumo indipendentemente dalle reti di trasmissione e di distribuzione;

- media tensione (MT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 1 kV e uguale o inferiore a 35 kV;

- misura dell'energia elettrica è l'attività di misura finalizzata all'ottenimento di misure dell'energia elettrica in un punto di immissione, in un punto di prelievo o in un punto di interconnessione;

- misure dell'energia elettrica sono le grandezze elettriche rilevate da un misuratore;

- opzione tariffaria è un insieme di componenti tariffarie definite dagli esercenti per la remunerazione dei servizi di cui al comma 2.1;

- opzione tariffaria multioraria è un'opzione tariffaria con uno o più

componenti differenziati in funzione della distribuzione temporale del prelievo di energia elettrica o della potenza da parte del cliente finale;

- opzione multioraria per fasce è un'opzione tariffaria multioraria costituita da una o più componenti tariffarie con un'articolazione temporale compatibile con l'articolazione della componente CTR;

- ore di alto carico sono le ore della fascia F2 come definita dal titolo II, comma 2, paragrafo b), punto 2, del provvedimento CIP n. 45/90;

- ore di basso carico sono le ore della fascia F4 come definita dal titolo II, comma 2, paragrafo b), punto 2, del provvedimento CIP n. 45/90;

- ore di fermata programmata sono le ore di fermata dell'impianto dovute agli interventi di manutenzione previsti sui piani annuali, trimestrali, o mensili delle indisponibilità;

- ore di fermata accidentale sono le ore di fermata dell'impianto dovute agli interventi di manutenzione conseguenti al verificarsi di guasti o ad esigenze di terzi;

- ore di medio carico sono le ore della fascia F3 come definita dal titolo II, comma 2, paragrafo b), punto 2, del provvedimento CIP n. 45/90;

- parte A e parte B sono le parti variabili della tariffa elettrica di cui dell'articolo 1 della deliberazione n. 70/97;

- parametro Ct è il costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, di cui al comma 6.5, della deliberazione n. 70/97;

- parametro f è il parametro per la determinazione della componente PV;

- parametro PG è la stima della media bimestrale dei prezzi dell'energia elettrica all'ingrosso, espresso in centesimi di euro/kWh;

- parametro PGT è il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso, espresso in centesimi di euro/kWh, differenziato per fascia oraria;

- parametro Vt è il costo unitario riconosciuto dei combustibili di cui alla deliberazione n. 70/97;

- parametri δ1, δ2, δ3, δ4 sono i parametri per la determinazione delle componenti della tariffa TV2;

- parametro γ è il parametro che esprime lo scostamento, rispetto alla media, del costo di acquisto dell'energia elettrica sostenuto per soddisfare la domanda aggregata relativa a ciascuna tipologia di contratto di cui al comma 2.2, tenuto conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi;

- parametro λ è il parametro che esprime le perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, differenziato per tipologia di contratto di cui al comma 2.2;

- periodo di emergenza è il periodo di tempo che comprende le ore fisse interessate da un disservizio di rete o da interventi di manutenzione, inclusa l'ora fissa di inizio del disservizio o degli interventi;

- periodo di regolazione è il periodo pluriennale di cui all'articolo 2, comma 18, della legge n. 481/95;

- potenza disponibile è la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato;

- potenza efficiente lorda di un impianto è la massima potenza elettrica, misurata ai morsetti dei generatori elettrici dell'impianto di produzione di energia elettrica, realizzabile dall'impianto durante un intervallo di tempo di funzionamento (4 ore), per la produzione esclusiva di potenza attiva, supponendo che tutte le parti dell'impianto siano interamente in efficienza e, 10 nel caso di un impianto idroelettrico, che siano disponibili le più favorevoli condizioni di portata e di salto;

- potenza efficiente netta di un impianto è la potenza risultante dalla differenza tra la potenza efficiente lorda dell'impianto di produzione di energia elettrica e quella assorbita dai suoi servizi ausiliari e dalle perdite di energia elettrica nei trasformatori dell'impianto;

- potenza impegnata è:

i) la potenza contrattualmente impegnata, per i clienti finali con potenza disponibile fino a 37,5 kW, per i quali alla data dell'1 gennaio 2000 non erano installati misuratori in grado di registrare la potenza massima prelevata;

ii) il valore massimo della potenza prelevata nell'anno, per tutti gli altri clienti finali.

- potenza nominale di un generatore elettrico è la massima potenza ottenibile in regime continuo che è riportata sui dati di targa del generatore, come fissati all'atto della messa in servizio o rideterminati a seguito di interventi di riqualificazione del macchinario;

- potenza nominale di un impianto è la somma aritmetica delle potenze nominali dei generatori elettrici, compresi quelli di riserva, destinati alla produzione di energia elettrica;

- potenza nominale media annua è la potenza nominale di concessione di derivazione d'acqua valutata sulla base della portata media annua, detratto il minimo deflusso vitale, per il salto idraulico teorico;

- potenza prelevata è, in ciascuna ora, il valore medio della potenza prelevata nel quarto d'ora fisso in cui tale valore è massimo;

- producibilità attesa di un impianto idroelettrico è la produzione di energia elettrica annua netta ottenibile dall'impianto valutata in base ai dati di progetto;

- producibilità di un impianto idroelettrico è la media aritmetica dei valori della produzione di energia elettrica netta effettivamente realizzata negli ultimi quindici anni solari, al netto di eventuali periodi di fermata dell'impianto eccedenti le normali esigenze manutentive;

- produzione di energia elettrica lorda da un impianto è la quantità di energia elettrica prodotta, misurata dai contatori sigillati dagli Uffici Tecnici di Finanza situati ai morsetti di uscita dei generatori elettrici;

- produzione di energia elettrica netta da un impianto è la produzione di energia elettrica lorda diminuita dell'energia elettrica destinata ai servizi ausiliari dell'impianto e delle perdite di energia elettrica nei trasformatori di centrale;

- punto di emergenza è punto in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi al fine di consentire l'alimentazione nei casi in cui il cliente finale non possa prelevare l'energia elettrica attraverso un punto di prelievo, indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;

- punto di immissione è il punto in cui l'energia elettrica viene immessa in una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un impianto di produzione elettrica;

- punto di interconnessione è un punto di connessione circuitale tra due reti con obbligo di connessione a terzi;

- punto di interconnessione di emergenza è il punto di interconnessione utilizzato al fine di consentire l'alimentazione nei casi in cui un'impresa distributrice non possa prelevare l'energia elettrica attraverso un altro punto di interconnessione, indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;

- punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale è un punto di connessione di un impianto di produzione di energia elettrica ad una rete di distribuzione;

- punto di prelievo è il singolo punto in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un cliente finale ovvero l'insieme dei punti in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un cliente finale, nel caso in cui la potenza disponibile in ciascuno di detti punti sia non superiore a 500 W, entro il limite di complessivi 100 kW, e l'energia elettrica prelevata sia destinata all'alimentazione di lampade votive, di cartelli stradali e pubblicitari, di cabine telefoniche e di altre utilizzazioni con caratteristiche similari;

- rete di trasmissione nazionale è la rete elettrica di trasmissione nazionale come individuata dal decreto 25 giugno 1999 ed integrata a seguito dei successivi interventi di sviluppo deliberati dal Gestore della rete;

- reti con obbligo di connessione di terzi sono:

i) le reti i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi secondo quanto previsto dall'articolo 3, comma 1, e dall'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo n. 79 del 1999, ivi incluse le reti di cui all'articolo 3, comma 3, del decreto 25 giugno 1999;

ii) le piccole reti isolate di cui all'articolo 7 del decreto legislativo n. 79 del 1999;

iii) le reti elettriche che, alla data dell'entrata in vigore del medesimo decreto legislativo, erano gestite da soggetti diversi dalle imprese distributrici ed alle cui infrastrutture erano connessi soggetti diversi dal gestore delle medesime;

iv) la rete interna d'utenza di proprietà della società Ferrovie dello Stato Spa non facente parte della rete di trasmissione nazionale, su cui grava l'obbligo di connessione di terzi ai sensi dell'articolo 3, comma 4, del decreto 25 giugno 1999;

- reti di distribuzione sono le reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale;

- reti interne d'utenza sono le reti elettriche stabilite sul territorio nazionale diverse dalle reti con obbligo di connessione di terzi e dalle linee dirette;

- società riconducibili all'impresa produttrice-distributrice sono le società costituite, successivamente al 19 febbraio 1997, dall'impresa produttrice-distributrice e dalla stessa controllate o alla stessa collegate, nonché la società controllante;

- tariffa è il prezzo massimo unitario di un servizio di pubblica utilità, al netto delle imposte, ai sensi della legge n. 481/95;

- tasso di riferimento è il tasso di cui all'articolo 2 del decreto legislativo 24 giugno 1998, n. 213, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 157 dell'8 luglio 1998;

- trasmissione è l'attività di trasmissione di cui all'articolo 3 del decreto legislativo n. 79 del 1999 per il trasporto e la trasformazione dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale;

- utenza è un impianto elettrico connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi;

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- direttiva europea 96/92/CE è la direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996;

- legge n. 481/95 è la legge 14 novembre 1995, n. 481/95;

- decreto legislativo n. 79 del 1999 è il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

- decreto 19 dicembre 1995 è il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 36 del 16 febbraio 1996;

- decreto 25 giugno 1999 è il D.M. 25 giugno 1999, del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 151 del 30 giugno 1999;

- decreto 26 gennaio 2000 è il D.M. 26 gennaio 2000, del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 27 del 3 febbraio 2000, come successivamente modificato e integrato dal D.M.17 aprile 2001, del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 97 del 27 aprile 2001;

- decreto 22 dicembre 2000 è il D.M. 22 dicembre 2000, del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 15 del 19 gennaio 2001;

- decreto 24 aprile 2001 è il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro dell'ambiente, 24 aprile 2001, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 117 del 22 maggio 2001 (5);

- decreto 7 maggio 2001 è il decreto del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica 7 maggio 2001, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 122 del 28 maggio 2001;

- provvedimento CIP n. 34/74 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 6 luglio 1974, n. 34, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 181 dell'11 luglio 1974;

- provvedimento CIP n. 15/89 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 12 luglio 1989, n. 15, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 167 del 19 luglio 1989;

- provvedimento CIP n. 34/90 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 14 novembre 1990, n. 34, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 270 del 19 novembre 1990;

- provvedimento CIP n. 45/90 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 19 dicembre 1990, n. 45, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 90 del 29 dicembre 1990;

- provvedimento CIP n. 6/92 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 170 del 12 maggio 1992;

- deliberazione n. 70/97 è la Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 1997, n. 70/97, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 150 del 30 giugno 1997, come successivamente modificata ed integrata;

- deliberazione n. 200 del 1999 è la Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 1999, n. 200 del 1999, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

- deliberazione n. 202 del 1999 è la Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 1999, n. 202 del 1999, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

- deliberazione n. 204/99 è la Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 204/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

- deliberazione n. 205/99 è la Del.Aut.en.el. e gas 29 dicembre 1999, n. 205/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

- deliberazione n. 138/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 3 agosto 2000, n. 138/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 202 del 30 agosto 2000, come successivamente modificata ed integrata;

- deliberazione n. 223/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 13 dicembre 2000, n. 223/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 296 del 20 dicembre 2000;

- deliberazione n. 231/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 20 dicembre 2000, n. 231/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;

- deliberazione n. 238/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000, n. 238/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;

- deliberazione n. 242/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000, n. 242/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;

- deliberazione n. 95/01 è la Del.Aut.en.el. e gas 30 aprile 2001, n. 95/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 138 del 16 giugno 2001, come successivamente modificata e integrata.

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(4) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 3 dicembre 2002, n. 227/02.

(4/a) Definizione aggiunta dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

(5) Definizione aggiunta dall'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 152/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

PARTE II - Regolazione dei corrispettivi

Titolo 1

Disposizioni generali

Articolo 2

Àmbito oggettivo.

2.1 La presente parte reca le disposizioni aventi ad oggetto la regolazione dei corrispettivi per la remunerazione dei seguenti servizi di pubblica utilità:

a) trasporto dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, articolato nelle seguenti attività:

i) trasmissione dell'energia elettrica;

ii) dispacciamento, remunerato con l'esclusione dei costi sostenuti per l'approvvigionamento delle risorse necessarie all'erogazione del medesimo servizio di cui all'articolo 5 della deliberazione n. 95/01;

iii) distribuzione dell'energia elettrica;

b) acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, articolato nelle seguenti attività:

i) vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato;

ii) vendita dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato;

iii) dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, remunerato limitatamente ai costi sostenuti per l'approvvigionamento delle risorse necessarie per l'erogazione del medesimo servizio anteriormente all'avvio del dispacciamento di merito economico di cui alla deliberazione n. 95/01;

c) misura dell'energia elettrica.

2.2 I contratti aventi ad oggetto i servizi di cui al comma 2.1 erogati ai clienti finali devono corrispondere alle seguenti tipologie:

a) per utenze domestiche in bassa tensione, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare:

i) le applicazioni in locali adibiti ad abitazioni a carattere familiare o collettivo, con esclusione di alberghi, scuole, collegi, convitti, ospedali, istituti penitenziari e strutture abitative similari; tali applicazioni comprendono i servizi generali in fabbricati che comprendano una sola abitazione;

ii) le applicazioni in locali annessi o pertinenti all'abitazione ed adibiti a studi, uffici, laboratori, gabinetti di consultazione, cantine o garage o a scopi agricoli, purché l'utilizzo sia effettuato con unico punto di prelievo per l'abitazione e i locali annessi e la potenza disponibile non superi 15 kW;

b) per utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare gli impianti in bassa tensione di illuminazione di aree pubbliche da parte dello Stato, delle province, dei comuni o degli altri soggetti pubblici o privati che ad essi si sostituiscono in virtù di leggi o provvedimenti;

c) per utenze in bassa tensione diverse da quelle di cui alle lettere a) e b) del presente comma;

d) per utenze in media tensione di illuminazione pubblica, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare gli impianti in media tensione di illuminazione di aree pubbliche da parte dello Stato, delle province, dei comuni o degli altri soggetti pubblici o privati che ad essi si sostituiscono in virtù di leggi o provvedimenti;

e) per utenze in media tensione diverse da quelle di cui alla lettera d) del presente comma;

f) per utenze in alta e altissima tensione.

2.3 La regolazione dei corrispettivi di cui al comma 2.1 è riferita a prestazioni rese nel rispetto delle condizioni e dei livelli di qualità dei servizi definiti dalle vigenti deliberazioni dell'Autorità e delle disposizioni dei codici di condotta commerciale.

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Articolo 3

Criteri generali di regolazione dei corrispettivi.

3.1 Salvo quanto disposto al titolo 2, sezione 2, ed al titolo 3, sezioni 1 e 2 della presente parte, l'Autorità disciplina criteri in applicazione dei quali gli esercenti definiscono opzioni tariffarie.

3.2 Le opzioni tariffarie sono suddivise in tre categorie:

a) opzioni tariffarie base, che devono rispettare un vincolo, denominato V2, sui ricavi tariffari conseguibili nell'àmbito di ciascun contratto; tali opzioni tariffarie possono essere composte solo da componenti tariffarie riferite alle caratteristiche del prelievo;

b) opzioni tariffarie speciali;

c) opzioni tariffarie ulteriori, che, nei casi in cui l'Autorità fissi una tariffa, possono essere offerte dagli esercenti unitamente alla medesima tariffa.

3.3 Le opzioni tariffarie base e speciali definite dagli esercenti ai sensi del comma 3.2, lettere a) e b), devono consentire il rispetto di un vincolo, denominato V1, sui ricavi tariffari conseguibili, da parte di ciascun esercente, dall'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f).

3.4 L'Autorità può riconoscere al singolo esercente, con riferimento ad un'opzione tariffaria speciale, previa presentazione di apposita istanza, ricavi ammessi superiori a quelli compatibili con il vincolo V1 di cui al comma 3.3. Con l'istanza di cui al presente comma l'esercente richiede la determinazione degli eventuali maggiori ricavi ammessi, motivando tale richiesta in relazione ai maggiori costi che l'esercente stesso deve sostenere per l'erogazione di servizi a condizioni diverse da quelle associate alle opzioni tariffarie base.

3.5 L'istanza di cui al comma 3.4 deve essere presentata, a pena di inammissibilità, contestualmente alla proposta per l'approvazione ai sensi dell'articolo 4 dell'opzione tariffaria speciale cui l'istanza medesima si riferisce, unitamente ai seguenti dati e documenti:

a) documentazione atta a consentire la verifica delle caratteristiche del servizio remunerato dall'opzione tariffaria speciale di cui viene richiesta l'approvazione;

b) stima del numero di clienti finali che potranno richiedere l'opzione tariffaria speciale, unitamente alle corrispondenti caratteristiche del prelievo;

c) prospetto analitico dei costi aggiuntivi che l'erogazione del servizio associato all'opzione tariffaria speciale comporta in rapporto ai costi dell'erogazione del servizio in applicazione delle condizioni contrattuali associate alle opzioni tariffarie base;

d) attestazione, supportata da documentazione utile a comprovarne l'attendibilità, del fatto che i costi aggiuntivi di cui alla lettera c) del presente comma sono sopportati dai soli clienti finali che optino per l'opzione tariffaria speciale.

3.6 Le componenti tariffarie ottenute come prodotto di elementi e parametri devono essere arrotondate con criterio commerciale alla seconda cifra decimale, se espresse in centesimi di euro, o alla quarta cifra decimale, se espresse in euro.

3.7 L'esercente può definire componenti tariffarie applicate alla potenza contrattualmente impegnata, purché renda disponibili livelli di potenza contrattualmente impegnata pari a 1,5; 3,0; 4,5; 6,0; 10; 15; 20; 25 e 30 kW. L'esercente può rendere disponibili ulteriori livelli di potenza contrattualmente impegnata.

3.8 Nel caso in cui vengano resi disponibili, ai sensi del comma 3.7, livelli di potenza contrattualmente impegnata inferiori a 37,5 kW, l'esercente può installare dispositivi atti a limitare il prelievo di potenza al livello contrattualmente impegnato, fatta eccezione per i casi in cui presso il cliente finale interessato siano installati misuratori di energia elettrica in grado di registrare la potenza massima prelevata.

3.9 I corrispettivi derivanti dall'applicazione di componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi di euro/kW impegnato per anno, sono addebitati in quote mensili calcolate dividendo per dodici i medesimi corrispettivi ed arrotondate secondo quanto previsto al comma 3.6.

3.10 In nessun caso può essere richiesto il pagamento di corrispettivi con riferimento al periodo successivo alla cessazione dell'erogazione del servizio. Nel caso di cessazione, subentro o nuovo allacciamento, nel mese in cui la cessazione, il subentro o il nuovo allacciamento si verificano, le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi di euro/kW impegnato per anno, devono essere moltiplicate, ai fini della determinazione dei corrispettivi, per un coefficiente pari al rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto nel medesimo mese e 365 (trecentosessantacinque).

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Articolo 4

Approvazione e offerta delle opzioni tariffarie.

4.1 L'esercente propone all'Autorità, entro il 30 settembre di ciascun anno, le opzioni tariffarie base, speciali e ulteriori, che intende offrire alle attuali o potenziali controparti nell'anno successivo.

4.2 La proposta di cui al comma 4.1 è presentata con i moduli di cui all'allegato n. 1.

4.3 L'Autorità, entro 45 (quarantacinque) giorni dal ricevimento della proposta di cui al comma 4.1, verifica la compatibilità delle opzioni tariffarie con i criteri generali e specifici stabiliti nella presente parte. Detto termine viene prorogato di 15 (quindici) giorni nel caso in cui l'Autorità richieda notizie o effettui approfondimenti in ordine alla proposta. Qualora la pronuncia non intervenga nel termine previsto dal presente comma, le opzioni tariffarie proposte si intendono approvate.

4.4 Entro 30 (trenta) giorni dalla data dell'approvazione, gli esercenti pubblicano le opzioni tariffarie approvate in almeno un quotidiano ad ampia diffusione nell'àmbito di competenza dell'esercente e nel Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma in cui detto àmbito è ubicato. Per gli esercenti che, alla data del 31 dicembre dell'anno precedente a quello in cui le opzioni tariffarie sono proposte, avevano meno di 100.000 (centomila) clienti finali connessi in bassa e media tensione, è sufficiente la pubblicazione delle opzioni tariffarie approvate nel Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma, ovvero, per trenta giorni, negli albi pretori dei comuni situati nell'àmbito di competenza dell'esercente.

4.5 La pubblicazione di cui al comma 4.4 rende l'opzione offerta irrevocabile al pubblico, salvo quanto previsto dal comma 4.7.

4.6 Entro il medesimo termine di cui al comma 4.4, gli esercenti pubblicano le opzioni tariffarie approvate in un sito internet messo a disposizione dall'Autorità.

4.7 La sospensione dell'offerta di opzioni, ovvero la loro modificazione nel corso dell'anno, sono consentite con le stesse modalità di cui ai commi precedenti.

4.8 L'esercente comunica, almeno una volta l'anno, a ciascun cliente l'opzione tariffaria più conveniente per il cliente medesimo, definita sulla base delle caratteristiche di detto cliente riscontrate nei 12 (dodici) mesi precedenti, se diversa dall'opzione già applicata.

4.9 L'esercente si attiene, nell'offerta delle opzioni tariffarie, alle disposizioni del codice di condotta commerciale riguardanti l'attività pre-contrattuale (5/a).

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(5/a) Vedi, anche, la Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 164/03.

Titolo 2

Corrispettivi per il servizio di trasporto dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi

SEZIONE 1

Corrispettivi per il servizio di trasporto dell'energia elettrica per i clienti finali

Articolo 5

Opzioni tariffarie per il servizio di trasporto.

5.1 Ciascun esercente il servizio di cui al comma 2.1, lettera a), ad eccezione del Gestore della rete, propone ai sensi del comma 4.1 almeno un'opzione tariffaria base per il servizio di trasporto dell'energia elettrica per le attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), ubicate nel proprio àmbito di competenza.

5.2 Gli esercenti possono proporre, con le modalità di cui all'articolo 4, opzioni tariffarie speciali per il servizio di trasporto in aggiunta alle opzioni tariffarie base di cui al comma 5.1.

5.3 L'esercente può applicare componenti tariffarie in relazione a differenze positive tra il valore 0,9 e il valore medio mensile del fattore di potenza del cliente finale.

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Articolo 6

Vincolo V1.

6.1 I ricavi effettivi conseguiti in ciascun anno solare dall'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), non possono superare i ricavi ammessi, determinati sulla base dell'opzione tariffaria TV1.

6.2 L'opzione tariffaria TV1 di cui al comma 6.1 è costituita, con riferimento ai contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), dalle seguenti componenti, i cui valori sono fissati nella tabella 1 di cui all'allegato n. 2:

ρ1, composta dagli elementi ρ1 (ven), ρ1 (disMT) e ρ1 (disBT);

ρ3, composta dagli elementi ρ3 (tras), ρ3 (disAT), ρ3 (disMT), ρ3 (disBT), ρ3 (ven).

6.3 Ai fini dell'applicazione del comma 6.1:

a) i ricavi effettivi conseguiti sono pari alla somma dei seguenti addendi:

i) ricavi, come riportati nel bilancio di esercizio, ottenuti dall'applicazione delle componenti previste dalle opzioni tariffarie, ad esclusione delle componenti tariffarie compensative di cui al comma 56.2 ad esse relative;

ii) ricavi derivanti dall'applicazione di penalità per prelievi di potenza maggiori del livello contrattualmente impegnato e ricavi derivanti dall'applicazione delle componenti di cui al comma 5.3.

b) i ricavi ammessi sono pari alla somma dei seguenti addendi:

i) ricavi che sarebbero stati conseguiti applicando nello stesso anno l'opzione tariffaria TV1, di cui al comma 6.2, ad esclusione dell'elemento ρ3(tras);

ii) ricavi che sarebbero stati conseguiti applicando nello stesso anno l'elemento ρ3(tras), ai clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4;

iii) ricavi che sarebbero stati conseguiti applicando nello stesso anno la componente CTR di cui al comma 14.1, aumentata di un fattore percentuale a copertura delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione fissato nella tabella 2, colonna A, di cui all'allegato n. 2, ai clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4;

iv) maggiori ricavi ammessi, ai sensi di quanto previsto al comma 3.4.

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Articolo 7

Verifiche del rispetto del vincolo V1.

7.1 L'esercente, entro il 31 luglio di ogni anno, con riferimento all'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f):

a) dichiara l'ammontare dei ricavi ammessi e l'ammontare dei ricavi effettivi relativi all'anno solare precedente, come definiti all'articolo 6;

b) dichiara l'ammontare dei ricavi eccedentari relativi all'anno solare precedente, essendo i ricavi eccedentari pari alla differenza, se positiva, tra i ricavi effettivi e i ricavi ammessi riferiti al medesimo anno solare.

7.2 Ciascun esercente, entro il 31 dicembre di ogni anno, riconosce ai clienti che nell'anno precedente erano controparti di contratti appartenenti ad una tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), un rimborso pari al prodotto tra i ricavi eccedentari di cui al comma 7.1, lettera b), relativi alla medesima tipologia e:

a) (1+r1), dove r1 è il tasso di riferimento in vigore all'inizio dell'anno solare in cui viene effettuato il rimborso aumentato di 3 punti percentuali, a fronte di ricavi eccedentari non superiori al 10 % dei ricavi ammessi;

b) (1+r2), dove r2 è il tasso di riferimento in vigore all'inizio dell'anno solare in cui viene effettuato il rimborso aumentato di 5 punti percentuali, a fronte di ricavi eccedentari superiori al 10 % dei ricavi ammessi.

7.3 L'ammontare complessivo dei rimborsi di cui al comma 7.2 è ripartito tra i clienti in proporzione agli addebiti complessivamente fatturati a ciascun cliente nell'anno precedente quello del rimborso.

7.4 A fronte di ricavi eccedentari non superiori al 10% l'esercente può, in alternativa a quanto previsto al comma 7.2, ridurre nelle fatture dell'anno successivo a quello cui i ricavi eccedentari si riferiscono le componenti di tutte le opzioni tariffarie applicate ai clienti finali controparti di contratti appartenenti alla tipologia di una percentuale determinata ai sensi del comma 7.5.

7.5 La percentuale di riduzione di cui al comma 7.4 è calcolata in modo tale da prevedere, entro il quinto bimestre dell'anno, un accredito complessivo pari al prodotto tra i ricavi eccedentari e (1+r1), dove r1 è determinato ai sensi del comma 7.2, lettera a). Qualora l'ammontare effettivamente accreditato entro il quinto bimestre dell'anno sia inferiore a detto importo, nel bimestre successivo l'esercente accredita a ciascun cliente finale controparte di contratti appartenenti alla tipologia un importo pari al rapporto tra l'ammontare residuo da restituire e il numero di tali clienti finali.

7.6 Ciascun esercente dà separata evidenza contabile agli accrediti e ai rimborsi di cui ai commi 7.2 e 7.4.

7.7 Entro il 31 marzo dell'anno successivo a quello in cui sono effettuati gli accrediti o i rimborsi di cui ai commi 7.2 e 7.4, ciascun esercente comunica all'Autorità, per ogni opportuna verifica, l'ammontare di quanto accreditato e rimborsato con riferimento all'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), relativi a ciascuna regione.

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Articolo 8

Vincolo V2.

8.1 La tariffa TV2, con riferimento ai contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), è costituita dalle componenti tariffarie α1, α2 e α3, determinate come segue:

α1 = ρ1 (ven) x δ1;

α2 = [ρ1 (disMT) + ρ1 (disBT)] x δ2 + [ρ3 (disMT) + ρ3 (disBT) + ρ3 (ven)] x δ4;

α3 = [ρ3 (tras) + ρ3 (disAT)]x δ3.

8.2 I valori dei parametri δ1, δ2, δ3 e δ4 di cui al comma 8.1, relativi a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), sono fissati nella tabella 3 di cui all'allegato n. 2.

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Articolo 9

Compatibilità con il vincolo V2.

9.1 Un'opzione tariffaria base non multioraria è compatibile con il vincolo V2 se, per ogni combinazione di valori di potenza impegnata ed energia elettrica prelevata in ciascun punto di prelievo, l'addebito risultante dall'applicazione dell'opzione 21 tariffaria non è superiore a quello che si otterrebbe applicando la tariffa TV2 di cui al comma 8.1.

9.2 Un'opzione tariffaria base multioraria è compatibile con il vincolo V2 se si verificano congiuntamente le seguenti due condizioni:

a) per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed energia elettrica annualmente prelevata da un cliente, l'addebito che deriverebbe dall'applicazione della tariffa TV2 è superiore all'addebito che deriverebbe dall'applicazione dell'opzione tariffaria multioraria ad un cliente con distribuzione temporale del prelievo pari alla distribuzione temporale di riferimento, determinata ai sensi dell'articolo 10;

b) per ogni distribuzione temporale del prelievo, l'addebito che deriverebbe dall'applicazione della tariffa TV2 con le componenti α1, α2, α3 aumentate del 100 % è superiore all'addebito che deriverebbe dall'applicazione dell'opzione tariffaria multioraria.

9.3 Ai fini della compatibilità con il vincolo V2 di un'opzione tariffaria base non multioraria o multioraria applicata nell'àmbito di un contratto con durata inferiore all'anno, le condizioni di cui ai commi 9.1 e 9.2 debbono essere soddisfatte applicando la tariffa TV2 con le componenti α1 e α2 moltiplicate per il rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto e 365 (trecentosessantacinque).

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Articolo 10

Distribuzione temporale di riferimento.

10.1 Nel caso di opzioni multiorarie per fasce, per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed energia elettrica annualmente prelevata da un cliente, la distribuzione temporale di riferimento della potenza impegnata e dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 9.2, lettera a), è ottenuta come segue:

a) la potenza impegnata in ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 è ottenuta moltiplicando il valore della potenza massima impegnata per il parametro del profilo tipo del prelievo di potenza relativo a tale fascia oraria;

b) l'energia elettrica prelevata in ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 è ottenuta moltiplicando il valore dell'energia elettrica annualmente prelevata per il parametro del profilo tipo del prelievo di energia elettrica relativo a tale fascia oraria.

10.2 Nel caso di opzioni multiorarie diverse da quelle di cui al comma 10.1, per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed energia elettrica annualmente prelevata da un cliente, la distribuzione temporale di riferimento della potenza impegnata e dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 9.2, lettera a), è ottenuta come segue:

a) la potenza impegnata in un'ora di ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 è pari alla potenza impegnata di cui al comma 10.1, lettera a), relativa alla medesima fascia;

b) l'energia elettrica prelevata in un'ora di ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 è ottenuta dividendo il valore dell'energia elettrica prelevata di cui al 22 comma 10.1, lettera b), per il numero di ore dell'anno appartenenti alla medesima fascia.

10.3 I parametri del profilo tipo del prelievo di potenza di cui al comma 10.1, lettera a) e del prelievo di energia elettrica di cui alla lettera b) del medesimo comma sono fissati nelle tabelle 4 e 5 di cui all'allegato n. 2.

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Articolo 11

Punti di emergenza.

11.1 Ai fini dell'applicazione delle opzioni tariffarie di cui all'articolo 5, la potenza impegnata e l'energia elettrica prelevata in un punto di emergenza durante il periodo di emergenza sono convenzionalmente attribuite al punto di prelievo, indicato come principale nel contratto avente ad oggetto il servizio di trasporto ed interessato dal disservizio di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione.

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Articolo 12

Aggiornamento delle componenti dei vincoli.

12.1 Nel corso di ciascun periodo di regolazione l'Autorità aggiorna, entro il 30 giugno dell'anno precedente a quello di efficacia, le componenti ρ1 e ρ3 applicando,:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;

e) limitatamente agli elementi ρ1(disMT), ρ1(disBT), ρ3(disMT) e ρ3(disBT), il tasso di variazione collegato ad aumenti dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio.

12.2 Per il periodo di regolazione 2000-2003, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 12.1, lettera b), è pari al 4%.

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Articolo 13

Componenti UC3.

13.1 Ciascun esercente il servizio di trasporto applica ai clienti finali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f) le componenti UC3.

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Sezione 2

Corrispettivi per il servizio di trasporto dell'energia elettrica per le imprese distributrici e per i produttori

Articolo 14

Corrispettivi per il servizio di trasporto dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale.

14.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale riconosce:

a) al Gestore della rete un corrispettivo determinato applicando la componente CTR, fissata nella tabella 6 di cui all'allegato n. 2, alla somma:

i) dell'energia elettrica netta prelevata dall'impresa medesima dalla rete di trasmissione nazionale;

ii) dell'energia elettrica netta immessa nella rete dell'impresa medesima nei punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale in alta tensione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 2, colonna A, di cui all'allegato n. 2;

b) al soggetto titolare dell'impianto di produzione di energia elettrica connesso a un punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale in media o bassa tensione un corrispettivo determinato applicando la componente CTR di cui alla lettera a) del presente comma all'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa medesima nel medesimo punto, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 2, colonna A, di cui all'allegato n. 2.

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Articolo 15

Corrispettivi per il servizio di trasporto dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle reti di distribuzione.

15.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica da reti di distribuzione riconosce all'impresa distributrice dalla cui rete l'energia elettrica viene prelevata un corrispettivo composto:

a) dalla componente CTR di cui al comma 14.1, applicata all'energia netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 2, colonna B, di cui all'allegato n. 2;

b) dalla componente CDF, applicata a ciascun punto di interconnessione;

c) dalla componente CDE, applicata all'energia netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione.

15.2 La componente CDF di cui al comma 15.1, lettera b), è pari:

a) alla componente 1 r dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera c), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;

b) alla componente 1 r dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;

c) alla componente 1 r dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera f), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.

15.3 La componente CDE di cui al comma 15.1, lettera c) è pari a:

a) una quota pari al 75% della componente ρ3 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera c) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;

b) una quota pari al 25% della componente ρ3 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;

c) una quota pari al 20% della componente ρ3 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera f) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.

15.4 Il corrispettivo di cui al comma 15.1, lettera b), non si applica ai punti di interconnessione di emergenza.

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Articolo 16

Corrispettivo per il servizio di trasporto dell'energia elettrica per i produttori di energia elettrica.

16.1 Chiunque abbia la disponibilità di un impianto di produzione di energia elettrica connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi riconosce al Gestore della rete, per il servizio di trasporto dell'energia elettrica, un corrispettivo determinato applicando all'energia elettrica prodotta e immessa nella medesima rete, anche per il tramite di linee dirette e di reti interne d'utenza, una componente tariffaria pari a 0,0253 centesimi di euro/kWh (6).

16.2 Il corrispettivo di cui al precedente comma è fatturato dal Gestore della rete con cadenza mensile.

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(6) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 152/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

Articolo 17

Remunerazione delle attività di trasmissione e di dispacciamento.

17.1 Ai fini della determinazione della componente fissa del canone annuale di cui all'articolo 16 della convenzione tipo approvata con il decreto 22 dicembre 2000, il Gestore della rete determina l'esborso complessivo di cui al comma 1 dell'articolo 18 della medesima convenzione tipo come differenza tra:

a) i corrispettivi percepiti dal medesimo Gestore ai sensi del comma 14.1, lettera a), e del comma 16.1, e

b) il corrispettivo destinato alla copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete, determinato applicando una componente pari a 0,0407 centesimi di euro/kWh, all'energia di cui al comma 14.1, lettera a) (7).

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(7) Lettera così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 152/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

Articolo 18

Aggiornamento delle componenti tariffarie.

18.1 Nel corso di ciascun periodo di regolazione l'Autorità aggiorna, entro il 30 giugno dell'anno precedente a quello di efficacia, la componente CTR di cui al comma 14.1, la componente tariffaria di cui al comma 16.1 e la componente di cui al comma 17.1, lettera b), applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;

18.2 Per il periodo di regolazione 2000-2003, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 18.1, lettera b), è pari al 4%.

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TITOLO 3

Corrispettivi per il servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato

Sezione 1

Corrispettivi per il servizio di vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato con contratti diversi da quelli per l'utenza domestica in bassa tensione

Articolo 19

Struttura dei corrispettivi.

19.1 Ciascun esercente il servizio di vendita dell'energia elettrica offre alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), una tariffa composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente CCA;

b) componente UC1, componente UC4 fissata pari a 0,03 centesimi di euro/kWh e componente UC5 (8).

19.2 Qualora il servizio di vendita di cui al comma 19.1 sia oggetto di un contratto che preveda anche l'erogazione del servizio di trasporto dell'energia elettrica, trovano applicazione le disposizioni di cui al titolo 2, sezione 1, della presente parte, unitamente a quelle di cui alla presente sezione.

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(8) Lettera prima modificata dal comma 2 dell'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2001, n. 319/01 e poi così sostituita dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

Articolo 20

Componente a copertura dei costi di acquisto di energia elettrica (CCA).

20.1 La componente CCA è fissata pari:

a) alla somma della componente VE e del prodotto tra il parametro γ ed il parametro PG per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (9);

b) alla somma della componente VE e del prodotto tra il parametro λ, i cui valori sono fissati nella tabella 7 di cui all'allegato n. 2, ed il parametro PGT, per clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (10).

20.2 I parametri γ, PG e PGT e la componente CCA sono pubblicati dall'Autorità all'inizio di ciascun trimestre qualora si registrino variazioni, in aumento o diminuzione, maggiori del 3% del parametro Vt, rispetto al valore applicato nel trimestre in corso (11).

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(9) Lettera così sostituita dall'art. 2, Del.Aut.en.el e gas 23 dicembre 2002, n. 227/02.

(10) Lettera così sostituita dall'art. 2, Del.Aut.en.el e gas 23 dicembre 2002, n. 227/02.

(11) Comma così modificato dall'art. 4, Del.Aut.en.el e gas 29 novembre 2002, n. 194/02.

Articolo 21

Opzioni tariffarie ulteriori per il servizio di vendita.

21.1 Ciascun esercente, può proporre opzioni tariffarie ulteriori rispetto alla tariffa di cui al comma 19.1. Quanto alla proposta e alle modalità di offerta delle opzioni di cui al presente comma trovano applicazione le disposizioni di cui all'articolo 4.

21.2 Al fine della determinazione degli ammontari di perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica di ciascun esercente, si considerano come ricavi ammessi dall'applicazione delle opzioni di cui al comma 21.1 i ricavi che lo stesso esercente avrebbe ottenuto se la componente a copertura dei costi di acquisto dell'energia elettrica fosse stata fissata conformemente a quanto previsto al comma 20.1.

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Sezione 2

Corrispettivi per il servizio di vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato con contratti per l'utenza domestica in bassa tensione

Articolo 22

Tariffe D1, D2, D3.

22.1 La tariffa di riferimento per i clienti potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), è denominata D1. La tariffa D1 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente σ1;

b) componente σ2;

c) componente σ2 , costituita dagli elementi σ3(tras), σ3 (disAT) e σ3(disMT);

d) componente CCA, di cui all'articolo 20;

e) componenti UC1, UC4 e UC5 di cui all'art. 19 (11/a);

f) componente UC3, di cui all'articolo 13 (12).

22.2 Fino al 31 dicembre 2003, ciascun esercente l'attività di vendita offre una tariffa denominata D2 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), per l'alimentazione di applicazioni nella residenza anagrafica del cliente, nei quali siano previsti impegni di potenza sino fino a 3 kW. La tariffa D2 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente τ1(D2);

b) componente τ2(D2);

c) componente τ3(D2);

d) componente PV;

e) componenti UC1, UC4 e UC5 di cui all'art. 19 (12/a);

f) componente UC3, di cui all'articolo 13 (13).

22.3 Fino al 31 dicembre 2003, ciascun esercente l'attività di vendita offre una tariffa denominata D3 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), diversi da quelli di cui al comma 22.2. La tariffa D3 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente τ1(D3);

b) componente τ2(D3);

c) componente τ3(D3);

d) componente PV;

e) componenti UC1, UC4 e UC5 di cui all'art. 19 (13/a);

f) componente UC3, di cui all'articolo 13 (14).

22.4 La componente PV di cui ai commi 22.2 e 22.3 è pari alla somma della componente VE e del prodotto tra il parametro Ct e il parametro f. I valori del parametro f relativi alla tariffa D2 e alla tariffa D3 sono fissati nella tabella 8 di cui all'allegato n. 2 (15).

22.5 La componente PV è pubblicata dall'Autorità all'inizio di ciascun trimestre qualora si registrino variazioni, in aumento o diminuzione, maggiori del 3% del parametro Vt, rispetto al valore applicato nel trimestre in corso (16).

22.6 I valori delle componenti σ1, σ2, σ3, τ1(D2), τ2(D2), τ3(D2), τ1(D3), τ2(D3), τ3(D3), sono fissati nelle tabelle 9, 10, 11 e 12 di cui all'allegato n. 2.

22.7 Gli scaglioni di consumo espressi in kWh per anno previsti dalla tabella 10 ai fini dell'addebito della componente τ3(D2) sono applicati con il criterio del pro-quota giorno. Gli scaglioni giornalieri sono ottenuti dividendo per 365 (trecentosessantacinque) i valori che delimitano gli scaglioni stessi e arrotondando il quoziente alla terza cifra decimale secondo il criterio commerciale. Le modalità di calcolo di cui al presente comma sono applicate alle fatture o bollette emesse in seguito alla lettura dei misuratori.

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(11/a) Lettera così sostituita dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03, come modificato dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 163/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

(12) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 153/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

(12/a) Lettera così sostituita dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03, come modificato dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 163/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

(13) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 153/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

(13/a) Lettera così sostituita dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03, come modificato dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 163/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

(14) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 153/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

(15) Comma così sostituito dall'art. 2, Del.Aut.en.el e gas 23 dicembre 2002, n. 227/02.

(16) Comma così modificato dall'art. 4, Del.Aut.en.el e gas 29 novembre 2002, n. 194/02.

Articolo 23

Opzioni tariffarie ulteriori.

23.1 Ciascun esercente il servizio di vendita dell'energia elettrica, può proporre opzioni tariffarie ulteriori rispetto alle tariffe D1, D2 e D3. Quanto alla presentazione e alle modalità di offerta delle opzioni di cui al presente comma trovano applicazione le disposizioni di cui all'articolo 4.

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Articolo 24

Aggiornamento delle componenti tariffarie.

24.1 Nel corso di ciascun periodo di regolazione l'Autorità aggiorna, entro il 30 giugno dell'anno precedente a quello di efficacia, le componenti σ1, σ2 e σ3 applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;

e) limitatamente agli elementi σ3(disMT), e alla componente σ2, il tasso di variazione collegato ad aumenti dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio.

24.2 Per il periodo di regolazione 2000-2003, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 24.1, lettera b), è pari al 4%.

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Sezione 3

Corrispettivi per il servizio di vendita dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato

Articolo 25

Àmbito di applicazione.

25.1 Sino alla data di avvio di operatività dell'Acquirente unico in conformità delle direttive dell'Autorità di cui all'articolo 4, comma 6 del decreto legislativo n. 79 del 1999, le disposizioni contenute nella presente sezione si applicano alle forniture di energia elettrica di cui all'articolo 4, comma 8, ultimo periodo, del medesimo decreto legislativo, nonché alle cessioni di energia elettrica tra imprese produttrici e imprese distributrici facenti parte dello stesso gruppo societario e alle cessioni di energia elettrica all'interno di un unico soggetto, tra le attività di produzione e di distribuzione dello stesso svolte, qualora tale energia elettrica sia destinata ai clienti del mercato vincolato.

25.2 Successivamente alla data di cui al comma 25.1, le disposizioni contenute nella presente sezione si applicano alle forniture di energia elettrica dall'Acquirente unico alle imprese distributrici, qualora tale energia sia destinata ai clienti del mercato vincolato.

25.3 Nei casi di cui ai commi 25.1 e 25.2, l'impresa distributrice acquirente, per la quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato dalla stessa serviti, come definita all'articolo 27, è tenuta al pagamento, al termine di ciascun mese, del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso di cui all'articolo 26 (16/a).

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(16/a) Comma così modificato dall'art. 15 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03. Si tenga presente che il citato articolo 15 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

Articolo 26

Prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso.

26.1 Sino alla data di cui al comma 25.1, il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso si articola:

a) in una componente a copertura dei costi fissi di produzione di energia elettrica, differenziata per le fasce orarie F1, F2, F3 e F4, determinata dall'Autorità (17);

b) in una componente a copertura dei costi variabili di produzione di energia elettrica, non differenziata per fascia oraria, pari, in ciascun trimestre, al parametro Ct (18).

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(17) Per la determinazione del valore della componente di cui alla presente lettera, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2001, n. 318/01 e l'art. 4, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 163/03.

(18) Lettera così modificata dall'art. 4, Del.Aut.en.el e gas 29 novembre 2002, n. 194/02.

Articolo 27

Energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti da un'impresa distributrice.

27.1 L'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato di cui al comma 25.3 è pari, per ciascuna impresa distributrice e per ciascuna fascia oraria, alla differenza tra:

a) l'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice;

b) l'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa distributrice.

27.2 L'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice, è pari alla somma dell'energia elettrica:

a) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 13, colonna B, di cui all'allegato n. 2;

b) prelevata dai clienti del mercato vincolato connessi alla rete di trasmissione nazionale nell'àmbito di competenza dell'impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione fissato nella tabella 13, colonna A, di cui all'allegato n. 2;

c) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione virtuale, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione fissato nella tabella 13, colonna A, di cui all'allegato n. 2;

27.3 L'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa distributrice, è pari alla somma dell'energia elettrica:

a) prelevata dalla rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 13, colonna B, di cui all'allegato n. 2;

b) prelevata dai clienti del mercato libero connessi alla rete dell'impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 13, colonna A, di cui all'allegato n. 2.

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Titolo 4

Servizio di misura dell'energia elettrica

Articolo 28

Disposizioni generali.

28.1 Ciascun misuratore che consenta la rilevazione oraria o per fascia oraria delle grandezze elettriche è sincronizzato con un unico riferimento a cura del soggetto responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure dell'energia elettrica.

28.2 Ai fini del calcolo dei corrispettivi per i servizi di cui al comma 2.1, le misure rilevanti sono esclusivamente quelle effettuate dai misuratori di cui al presente titolo.

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Articolo 29

Soggetti responsabili del servizio di misura dell'energia elettrica.

29.1 Il soggetto responsabile dell'installazione e della manutenzione dei misuratori è:

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'esercente il servizio di trasporto dell'energia elettrica per i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;

b) con riferimento ai punti di immissione relativi ad un impianto di produzione di energia elettrica, il soggetto titolare dell'impianto medesimo;

c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete tali punti si trova no;

d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica attraverso tali punti.

29.2 Il soggetto responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure dell'energia elettrica è:

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'esercente il servizio di trasporto dell'energia elettrica per i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;

b) con riferimento ai punti di immissione situati su una rete con obbligo di connessione di terzi, il soggetto che gestisce la medesima rete;

c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete tali punti si trovano;

d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica attraverso tali punti.

29.3 Il soggetto di cui al comma 29.2 trasmette al Gestore della rete la registrazione delle misure dell'energia elettrica rilevate, per quanto necessario ai fini del compimento, da parte del medesimo Gestore della rete, degli adempimenti amministrativi di competenza.

29.4 Le misure dell'energia elettrica rilevate e registrate nei punti di immissione e di prelievo non possono essere utilizzate per finalità diverse da quelle relative ai servizi di trasporto e di vendita di cui al comma 2.2, salvo consenso scritto da parte del soggetto titolare dell'impianto di produzione dell'energia elettrica o del cliente finale a cui tali punti si riferiscono.

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Articolo 30

Disposizioni relative ai clienti del mercato libero, ai clienti del mercato vincolato connessi a reti in alta e altissima tensione e agli impianti di produzione di energia elettrica.

30.1 Il presente articolo si applica al servizio di misura dell'energia elettrica con riferimento ai punti di immissione e di prelievo relativi:

a) ai clienti del mercato libero;

b) ai clienti del mercato vincolato connessi in alta e altissima tensione;

c) ai soggetti titolari di impianti di produzione di energia elettrica.

30.2 I misuratori relativi ai punti di immissione e di prelievo di cui al precedente comma devono:

a) consentire la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di immissione e di prelievo;

b) essere provvisti di un sistema di segnalazione automatica di eventuali irregolarità del proprio funzionamento;

c) consentire al soggetto nella cui disponibilità si trova il sito in cui è installato il misuratore l'accesso alle rilevazione e alle registrazioni, con le stesse modalità e indipendentemente dall'accesso alle medesime rilevazioni e registrazioni da parte del soggetto di cui al comma 29.2;

d) essere predisposti per l'installazione, su richiesta del soggetto nella cui disponibilità si trova il sito in cui i misuratori medesimi sono installati ed a spese di quest'ultimo, di dispositivi per il monitoraggio delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica.

30.3 In alternativa a quanto previsto al comma 30.2, lettera c), il soggetto di cui al comma 29.2 rende disponibili al cliente finale, su supporto digitale, i dati registrati nel corso del mese, entro il quinto giorno lavorativo del mese successivo a quello in cui i dati sono stati registrati.

30.4 Nel caso in cui si verifichino irregolarità di funzionamento del misuratore, l'intervento di manutenzione è effettuato, entro 48 (quarantotto) ore dalla segnalazione automatica o dalla comunicazione, dal soggetto di cui al comma 29.1 che ne dà tempestiva informazione al cliente finale o al soggetto di cui al comma 29.2.

30.5 Per il periodo in cui si è verificata l'irregolarità di funzionamento di cui al comma 30.4, la ricostruzione delle misure dell'energia elettrica è effettuata dal soggetto di cui al comma 29.2, sulla base dell'errore di misurazione accertato in sede di verifica del misuratore, con effetto retroattivo dal momento in cui l'irregolarità si è verificata, ove lo stesso momento sia determinabile, oppure, nei casi di indeterminabilità, dall'inizio del mese in cui l'irregolarità è stata rilevata. Qualora non sia possibile determinare il suddetto errore di misurazione, la ricostruzione è effettuata con riferimento alle misure relative ad analoghi periodi o condizioni, tenendo conto di ogni altro elemento idoneo.

30.6 Il soggetto che ha diritto alla disponibilità delle misure dell'energia elettrica può richiedere in qualsiasi momento la verifica dei misuratori. Rimangono a carico del 33 richiedente le spese necessarie per la verifica. Nel caso in cui gli errori riscontrati risultino compresi entro i limiti di precisione previsti per il misuratore. Qualora gli errori riscontrati superino tali limiti, il soggetto di cui al comma 29.1 assume a proprio carico le spese di verifica e provvede al ripristino della funzionalità del medesimo misuratore.

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Articolo 31

Disposizioni relative ai clienti del mercato vincolato connessi a reti in media e bassa tensione.

31.1 Al servizio di misura dell'energia elettrica con riferimento ai punti di prelievo relativi ai clienti del mercato vincolato connessi a reti in media e bassa tensione si applica, fatto salvo quanto disposto dagli articoli 28 e 29, quanto previsto dalla deliberazione n. 200 del 1999.

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Articolo 32

Disposizioni relative ai punti di interconnessione.

32.1 I misuratori consentono la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di interconnessione.

32.2 Il servizio di misura dell'energia elettrica prelevata dalla rete di trasmissione nazionale da un'impresa distributrice è svolto conformemente alle specifiche tecniche e alle modalità definite dal Gestore della rete sulla base delle direttive emanate dell'Autorità con la deliberazione n. 138/00.

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Articolo 33

Remunerazione del servizio di misura dell'energia elettrica.

33.1 Il servizio di misura dell'energia elettrica è remunerato attraverso i corrispettivi per il servizio di trasporto dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi di cui alla parte II, titolo 2.

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Parte III

Prestazioni patrimoniali imposte

Titolo 1

Imposizione

Articolo 34

Fissazione delle componenti tariffarie A.

34.1 Nel presente titolo vengono fissate le componenti tariffarie per l'adeguamento dei corrispettivi per il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), destinate alla copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico.

34.2 Le componenti tariffarie di cui al comma 34.1 sono:

a) componente tariffaria A2, per la copertura dei costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti, di cui all'articolo 2, comma 1, lettera c), del decreto 26 gennaio 2000 (19);

b) componente tariffaria A3, per la copertura degli oneri sostenuti dal Gestore della rete ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79 del 1999;

c) componente tariffaria A4, per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali di cui all'articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto 26 gennaio 2000;

d) componente tariffaria A5, per la copertura dei costi relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione tecnologica di interesse generale del sistema elettrico di cui all'articolo 2, comma 1, lettera d), del decreto 26 gennaio 2000;

e) componente tariffaria A6, per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione di cui all'articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000 (20);

f) componente tariffaria A7, per la compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b), del decreto 26 gennaio 2000.

34.3 Le componenti tariffarie di cui al comma 34.2, lettere da a) a e), si applicano come maggiorazioni ai:

a) corrispettivi del servizio di trasporto di cui alla parte II, titolo 2, sezione 1 e titolo III, sezione 2, della medesima parte;

b) corrispettivi del servizio di trasporto di cui alla parte II, titolo 2, sezione 2, limitatamente agli usi finali delle imprese distributrici.

34.3.1. Ai fini della applicazione delle componenti tariffarie di cui al comma 34.2, lettere a), b), d) ed e) i corrispettivi di cui al comma 34.3, lettera a), sono solo quelli dovuti dai clienti del mercato vincolato (21).

34.4 La componente tariffaria di cui al comma 34.2, lettera f), si applica come maggiorazione ai corrispettivi del servizio di trasporto di cui alla parte II, titolo 2, 35 sezione 2, per i soggetti che hanno la disponibilità degli impianti di produzione per i quali è prevista la compensazione della maggiore valorizzazione di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b), del decreto 26 gennaio 2000.

34.5 Le componenti tariffarie A alimentano i conti di gestione di cui al titolo 2, sezione 2, della presente parte.

34.6 I valori delle componenti tariffarie A, ad esclusione di quelli della componente tariffaria A7, sono determinati dall'Autorità.

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(19) Per la determinazione dei valori della componente tariffaria di cui alla presente lettera vedi la tabella 5 allegata alla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2001, n. 319/01.

(20) Per la determinazione dei valori della componente tariffaria di cui alla presente lettera vedi la tabella 5 allegata alla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2001, n. 319/01.

(21) Comma aggiunto dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2002, n. 124/02.

Articolo 35

Modalità di calcolo della componente tariffaria A7.

35.1 Nel presente articolo sono definite le modalità di calcolo della componente tariffaria A7, espressa in centesimi di euro/kWh e applicata all'energia elettrica immessa in rete, per la compensazione della maggiore valorizzazione dell'energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b), del decreto 26 gennaio 2000.

35.2 Per gli anni dal 2001 al 2006, per ciascun impianto ed in ciascun bimestre, la componente tariffaria A7 è pari alla quota, indicata al comma 35.3, della differenza tra il valore medio ponderato dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica ceduta sul mercato nazionale nei diversi periodi di tempo del bimestre e il valore medio ponderato della componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso, per l'anno 2000, a copertura dei costi fissi di produzione di energia elettrica di cui al comma 2.1, lettera a), della deliberazione n. 205/99, utilizzando come pesi le quantità di energia elettrica prodotta dall'impianto nei diversi periodi di tempo del bimestre.

35.3 La quota di cui al comma 35.2 è pari al 75% per gli anni 2001 e 2002, al 50% per gli anni 2003 e 2004 e al 25% per gli anni 2005 e 2006.

35.4 In deroga a quanto previsto al comma 35.2 e con riferimento a specifici impianti, il soggetto che ne ha la disponibilità, ha facoltà di richiedere la rideterminazione della componente tariffaria A7 di cui al comma 35.2, presentando una apposita domanda all'Autorità da cui dovranno risultare, a pena di irricevibilità, le seguenti informazioni relative agli anni dal 1997 al 1999:

a) livello dei costi operativi diretti dell'impianto, ivi inclusi gli ammortamenti calcolati sulla base di aliquote economico-tecniche;

b) livello del valore netto contabile dell'impianto, pari al valore lordo a cui l'impianto è iscritto nello stato patrimoniale al 31 dicembre al netto della consistenza del fondo ammortamento economico tecnico, dello stesso impianto;

c) denominazione dell'impianto e tipologia dell'impianto, specificando se trattasi di impianto ad acqua fluente, a serbatoio o a bacino;

d) data di entrata in esercizio, pari alla data in cui si è effettuato il primo funzionamento dell'impianto in parallelo con il sistema elettrico nazionale;

e) data di entrata in esercizio commerciale dell'impianto fissata dal produttore;

f) numero dei generatori elettrici dell'impianto e potenza nominale di ciascuno di essi espressa in kW;

g) potenza nominale dell'impianto, espressa in kW;

h) potenza efficiente lorda, espressa in kW;

i) potenza efficiente netta, espressa in kW;

j) produzione di energia elettrica lorda nel periodo dall'1 gennaio 1992 al 31 dicembre 1999, espressa in GWh;

k) produzione di energia elettrica netta dell'impianto nel periodo dall'1° gennaio 1992 al 31 dicembre 1999, espressa in GWh;

l) ore medie di funzionamento dell'impianto durante ciascuno degli ultimi tre anni per cui si dispone del dato, distinte in F1, F2, F3 e F4, espresse in ore/anno;

m) ore di fermata programmata dell'impianto durante ciascuno degli ultimi tre anni per cui si dispone del dato, espresse in ore/anno;

n) ore di fermata accidentale dell'impianto durante ciascuno degli ultimi tre anni per cui si dispone del dato, espresse in ore/anno;

o) potenza nominale media annua dell'impianto indicata nella concessione idroelettrica, espressa in kW;

p) producibilità dell'impianto, espressa in GWh;

q) producibilità attesa dell'impianto, espressa in GWh.

Le informazioni di cui al comma 35.4 sono fornite, ove possibile, anche su supporto informatico.

35.6 A seguito della richiesta di cui al comma 35.4, l'Autorità determina, entro 120 (centoventi) giorni dal ricevimento della domanda, i costi fissi medi unitari dell'impianto tenendo conto:

a) dei costi operativi diretti;

b) di una remunerazione del capitale investito calcolato sulla base del valore netto contabile dell'impianto;

c) di una quota di costi comuni attribuibili all'impianto, espressa in termini percentuali rispetto al livello dei costi operativi diretti.

35.7 Il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica ceduta nel mercato nazionale rilevante ai fini della quantificazione della componente tariffaria A7, è pari al prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica di cui all'articolo 52.

35.8 Il Gestore della rete riscuote, contestualmente alla fatturazione del corrispettivo di cui all'articolo 16, la componente tariffaria A7, a titolo di acconto e salvo conguaglio in seguito alla determinazione del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso di cui al comma 35.7.

35.9 Per l'anno 2001 il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica rilevante ai fini della quantificazione della componente tariffaria A7 a titolo di acconto, come previsto dal comma 35.8, è pari al prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso ceduta ai clienti del mercato vincolato di cui all'articolo 2 della deliberazione n. 238/00.

35.10 Per i soggetti che presentano la domanda di cui al comma 35.4, la componente tariffaria A7 è quantificata, a titolo di acconto e salvo conguaglio in seguito alle determinazioni di cui al comma 35.6, in misura pari a quanto stabilito ai sensi del comma 35.2.

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Titolo 2

Esazione e gestione del gettito

Sezione 1

Esazione

Articolo 36

Disposizioni generali.

36.1 Nella presente sezione sono disciplinate le modalità di esazione delle componenti tariffarie A, della componente UC4 e delle altre prestazioni patrimoniali imposte.

36.2 La Cassa definisce le modalità operative in base alle quali gli esercenti provvedono ai versamenti sui conti da essa gestiti.

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Articolo 37

Esazione delle componenti tariffarie A2, A3, A4, A5, A6 e A7.

37.1 Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle componenti tariffarie A2, A3, A4, A5, A6, A7, e la differenza, se positiva, tra il gettito della componente tariffaria A4 e l'ammontare complessivo della componente tariffaria compensativa di cui al comma 56.2, in relazione al servizio di trasporto di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo.

37.2 Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), comunicano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio fornito nel bimestre ad ogni cliente finale avente diritto alla componente tariffaria compensativa di cui al comma 56.2:

a) l'aliquota della componente tariffaria compensativa relativa a tale cliente finale;

b) il titolo in virtù del quale tale componente tariffaria compensativa viene riconosciuta a tale cliente finale.

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Articolo 38

Esazione degli importi destinati al conto oneri per recuperi di continuità del servizio.

38.1 Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio di trasporto di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo, gli 38 importi determinati sulla base delle componenti fissate nella tabella 14 di cui all'allegato n. 2.

38.2 Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), versano inoltre alla Cassa le penalità dovute dagli esercenti nel caso di recuperi di continuità del servizio negativi di cui al comma 8.5 della deliberazione n. 202 del 1999.

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Articolo 38.1

Esazione degli importi destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica.

38.1.1. Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), versano alla Cassa, entro sessanta giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio di trasporto di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo, gli importi determinati sulla base delle componenti fissate nella tabella 14.1 di cui all'allegato n. 2 (22).

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(22) Articolo aggiunto dall'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 152/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

Articolo 39

Esazione della componente UC4.

39.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito della componente UC4, in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo.

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Articolo 39.1

Esazione della componente VE.

39.1.1. Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano alla cassa, entro sessanta giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito della componente VE, in relazione al servizio erogato nello stesso bimestre (23).

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(23) Articolo aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2002, n. 227/02.

Articolo 39.2

Esazione della componente UC5.

39.2.1. Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano alla cassa, entro sessanta giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito della componente UC5, in relazione al servizio erogato nello stesso bimestre (23/a).

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(23/a) Articolo aggiunto dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

Sezione 2

Gestione del gettito

Articolo 40

Istituzione dei conti di gestione.

40.1 Sono istituiti presso la Cassa:

a) il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue, alimentato dalla componente tariffaria A2;

b) il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, alimentato dalla componente tariffaria A3 e dalla componente tariffaria A7;

c) il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali, alimentato dalla componente tariffaria A4;

d) il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca, su cui affluiscono le disponibilità del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca, alimentato dalla componente tariffaria A5;

e) il Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione, alimentato dalla componente tariffaria A6;

f) il Conto oneri per recuperi di continuità del servizio, alimentato dagli importi di cui ai commi 38.1 e 38.2;

g) il Conto per la perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, alimentato dalla componente UC1;

h) il Conto per la perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, alimentato dalla componente UC3;

i) il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74, e successivi aggiornamenti, alimentato dalla componente UC4;

l) il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica, alimentato dagli importi di cui al comma 38.1.1 (24);

m) il Conto oneri per certificati verdi, alimentato dalla componente VE (25);

n) il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica, alimentato dalla componente UC5 (25/a);

o) il Conto oneri per il funzionamento della Cassa conguaglio per il settore elettrico, alimentato, in relazione al fabbisogno annuale della Cassa, in via proporzionale dai conti di cui alle lettere da a) a m) (25/b).

40.2 Con cadenza bimestrale la Cassa trasferisce sul Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione dell'energia elettrica nella transizione, eventuali differenze tra il gettito delle componenti tariffarie A3 e A7 e i contributi liquidati a valere sulle disponibilità del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate.

40.3 Entro centoventi giorni dal termine di ciascun bimestre, la Cassa trasmette all'Autorità un rapporto dettagliato della gestione dei conti da essa gestiti, fornendo elementi utili per gli aggiornamenti delle corrispondenti componenti tariffarie.

40.4 La Cassa può utilizzare le giacenze esistenti presso i conti di cui al comma 40.1

per far fronte ad eventuali carenze temporanee di disponibilità di taluno di essi, a condizione che sia garantita la capienza dei conti dai quali il prelievo è stato effettuato a fronte dei previsti pagamenti e che, a tal fine, si provveda al loro progressivo reintegro.

40.5. La cassa è autorizzata a delegare agli esercenti che percepiscono i corrispettivi di cui al comma 34.3.1 il versamento al Gestore della rete, a titolo di acconto sui versamenti ad esso dovuti ai sensi del comma 42.6, di una percentuale del gettito della componente tariffaria A3 fissata dalla stessa cassa, tenuto conto delle spettanze dei soggetti aventi diritto ai contributi gravanti sul conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate (26).

40.6 In caso di mancato o parziale versamento da parte degli esercenti, la Cassa applica sulla somma dovuta un tasso di interesse di mora pari all'Euribor a un mese base 360 maggiorato di tre punti e mezzo percentuali (26/a).

40.7. Ai fini delle determinazioni di sua competenza, la Cassa può procedere ad accertamenti di natura amministrativa, tecnica, contabile e gestionale, consistenti nell'audizione e nel confronto dei soggetti coinvolti nella ricognizione di luoghi ed impianti, nella ricerca, verifica e comparazione di documenti. In caso di rifiuto di collaborazione da parte degli esercenti, la Cassa procede a far menzione della circostanza nel verbale, onde trarne elementi di valutazione (26/b).

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(24) Lettera aggiunta dall'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 152/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

(25) Lettera è aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2002, n. 227/02, come rettificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 febbraio 2003, n. 17/03.

(25/a) Lettera aggiunta dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

(25/b) Lettera aggiunta dalla Del.Aut.en.el. e gas 12 novembre 2003, n. 129/03, come rettificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 dicembre 2003, n. 136/03.

(26) Comma aggiunto dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2002, n. 124/02.

(26/a) Comma aggiunto dalla Del.Aut.en.el. e gas 12 novembre 2003, n. 129/03.

(26/b) Comma aggiunto dalla Del.Aut.en.el. e gas 12 novembre 2003, n. 129/03.

Articolo 41

Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue.

41.1 Il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue viene utilizzato per il rimborso dei costi connessi sia alle attività di smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse e di chiusura del ciclo del combustibile nucleare, sia alle attività connesse e conseguenti che attengono a beni e rapporti giuridici conferiti alla società SOGIN Spa al momento della sua costituzione, ovvero siano svolte dalla società SOGIN Spa anche in consorzio con enti pubblici o altre società.

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Articolo 42

Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate.

42.1 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate viene utilizzato per coprire la differenza tra i costi sostenuti dal Gestore della rete per l'acquisto di energia elettrica ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79 del 1999, e la somma dei ricavi derivanti dalla vendita dell'energia elettrica sul mercato e dalla vendita dei diritti di cui all'articolo 11, comma 3, del medesimo decreto legislativo.

42.2 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate viene utilizzato per coprire, altresì, le residue competenze, relative a periodi precedenti l'1 gennaio 2001, inerenti le quote del prezzo di cessione di cui al secondo e al terzo capoverso del punto A, Titolo IV del provvedimento CIP 6/92, nonché i contributi alle imprese produttrici-distributrici di cui alla lettera B, Titolo IV del medesimo provvedimento, al netto della quota convenzionalmente a carico del Conto costi energia.

42.3 Ai fini dell'applicazione delle disposizioni di cui al presente articolo, la Cassa riconosce al Gestore della rete un importo corrispondente all'ammontare dell'IVA da corrispondere a valere sugli acquisti dell'energia elettrica effettuati in 40 attuazione del disposto dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79 del 1999 e non recuperabile in compensazione attraverso l'IVA a questi versata dagli acquirenti di detta energia elettrica ai sensi del decreto ministeriale.

42.4 Il riconoscimento viene effettuato dalla Cassa nella misura dello sbilancio, e del conseguente credito di imposta, generati dalla mancata compensazione di cui al comma precedente in relazione agli adempimenti IVA in carico al Gestore della rete complessivamente considerati.

42.5 Il Gestore della rete dichiara alla Cassa, entro il giorno 15 di ciascun mese, l'ammontare della differenza, su base mensile, tra i ricavi rinvenienti dalla vendita dell'energia elettrica secondo le modalità di cui alla deliberazione n. 223/00, nonché dei diritti di cui all'articolo 11, comma 3, del decreto legislativo n. 79 del 1999 ed i costi per l'acquisto di detta energia elettrica. Tale differenza comprende, altresì, gli oneri di natura tributaria e fiscale.

42.6 La Cassa provvede a versare al Gestore della rete, con valuta terzultimo giorno lavorativo di ciascun mese, l'ammontare di cui al comma 42.5.

42.7 Il Gestore della rete trasmette alla Cassa, nei termini e secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e un rendiconto delle partite economiche connesse all'acquisto e alla cessione dell'energia di cui all'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79 del 1999, nonché delle partite tributarie e fiscali complessive.

42.8 Gli importi liquidati dall'amministrazione finanziaria a fronte del credito di imposta che costituisce presupposto del riconoscimento di cui ai commi 42.3 e 42.4 e riscossi dal Gestore della rete sono da questo versati alla Cassa che li registra sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate.

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Articolo 43

Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali

43.1 Il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali viene utilizzato per il rimborso alle imprese distributrici delle componenti tariffarie compensative di cui al comma 56.2.

43.2 Qualora la differenza di cui al comma 37.1 tra il gettito della componente tariffaria A4 e l'ammontare complessivo della componente tariffaria compensativa risulti negativa, la Cassa, entro novanta giorni dal termine del bimestre, liquida tale differenza a favore dell'esercente.

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Articolo 44

Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca.

44.1 Il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca viene utilizzato per la gestione delle disponibilità di pertinenza del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca.

44.2 La Cassa definisce con regolamento approvato dall'Autorità le modalità operative per la gestione, con separata evidenza contabile, del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca, nel rispetto delle determinazioni di cui all'articolo 11 del decreto 26 gennaio 2000.

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Articolo 45

Conto oneri per recupero continuità del servizio.

45.1 Il Conto oneri per recupero continuità del servizio è utilizzato per il finanziamento dei riconoscimenti di costo a favore degli esercenti per recuperi di continuità del servizio positivi di cui al comma 8.5 della deliberazione n. 202 del 1999, nonché per il finanziamento dell'eventuale riconoscimento, a seguito dell'approvazione da parte dell'Autorità delle istanze di cui all'articolo 9 della medesima deliberazione, dei costi sostenuti per il mantenimento dei livelli di continuità del servizio uguali o inferiori ai livelli nazionali di riferimento.

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Articolo 45.1

Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica.

45.1.1. Il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica è utilizzato per il finanziamento a favore degli esercenti per la realizzazione di interventi conformi alle disposizioni del decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato di concerto con il decreto 24 aprile 2001 (27).

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(27) Articolo aggiunto dall'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 1° agosto 2002, n. 152/02, con la decorrenza indicata nell'art. 1 della stessa deliberazione.

Articolo 46

Conto per la perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato.

46.1 Il Conto per la perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato viene utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato.

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Articolo 47

Conto per la perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione.

47.1 Il Conto per la perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione viene utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale e sulle reti di distribuzione.

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Articolo 48

Conto per le integrazioni tariffarie.

48.1 Il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74 e successivi aggiornamenti viene utilizzato per la copertura degli oneri relativi alle integrazioni tariffarie di cui all'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

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Articolo 48.1

Conto oneri per certificati verdi.

48.1.1. Il conto oneri per certificati verdi viene utilizzato per la copertura degli oneri conseguenti all'applicazione delle disposizioni di cui all'art. 11 del decreto legislativo n. 79 del 1999.

48.1.2. Con separato provvedimento l'Autorità definisce le modalità per il riconoscimento degli oneri sostenuti dagli importatori, con esclusione della quantità importata mediante contratti pluriennali, e dai produttori di energia elettrica che, in relazione alla quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato importata e prodotta da fonti non rinnovabili nell'anno 2001, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrali e delle esportazioni, eccedenti i 100 GWh, hanno adempiuto agli obblighi di cui all'art. 11 del decreto legislativo n. 79 del 1999 (28).

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(28) Articolo aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2002, n. 227/02.

Articolo 48.2

Conto oneri per la compensazione le perdite di energia elettrica.

48.2.1. Il conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica viene utilizzato per la copertura dei costi a carico del Gestore della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti (28/a).

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(28/a) Articolo aggiunto dall'art. 14 dell'allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03. Si tenga presente che il citato articolo 14 è stato soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 07/04.

Sezione 3

Gestione del gettito derivante dall'applicazione della componente A6

Articolo 49

Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione.

49.1 Il Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione viene utilizzato per il finanziamento, ai sensi dell'articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000 dell'onere relativo alla reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici della quota non recuperabile, a seguito dell'attuazione della direttiva europea 96/92/CE, dei costi sostenuti per l'attività di generazione dell'energia elettrica come determinati dall'Autorità.

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Articolo 50

Modalità di ammissione alla reintegrazione dei costi di cui all'articolo 3, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000.

50.1 I soggetti aventi diritto alla reintegrazione dei costi di cui all'articolo 3, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000 presentano all'Autorità apposita domanda di ammissione.

50.2 In allegato alla domanda di ammissione di cui al comma 50.1, i soggetti aventi diritto forniscono l'elenco di tutti gli impianti già realizzati, come individuati dall'articolo 1, comma 3, del decreto 26 gennaio 2000, di cui erano proprietari alla data del 19 febbraio 1997, specificando per ciascun impianto:

a) se l'impianto era già entrato in esercizio alla data del 19 febbraio 1997 o se alla medesima data erano state assunte obbligazioni contrattuali relativamente alla maggior parte, in valore, dei costi di costruzione;

b) se all'impianto sono o sono stati riconosciuti contributi ai sensi dei provvedimenti CIP n. 15/89, CIP n. 34/90 e CIP n. 6/92, e successive modificazioni e integrazioni con l'indicazione del titolo in base al quale gli eventuali contributi sono stati riconosciuti ed il periodo di riconoscimento dei contributi stessi;

c) la data dell'eventuale cessazione di attività, dismissione o cessione, indicando, in quest'ultimo caso, il soggetto cessionario.

50.3 I soggetti di cui al comma 50.1, con riferimento a ciascun impianto di produzione di energia elettrica già entrato in esercizio alla data di presentazione della domanda, ad eccezione di quelli ai quali siano o siano stati riconosciuti i 43

contributi di cui al comma 50.2, lettera b), devono allegare le seguenti informazioni e dati:

a) denominazione dell'impianto e il comune nel quale l'impianto è localizzato;

b) tipologia dell'impianto, specificando per gli impianti idroelettrici se trattasi di impianto ad acqua fluente, a serbatoio, a bacino o di pompaggio;

c) data di entrata in esercizio;

d) data di entrata in esercizio commerciale.

50.4 I soggetti di cui al comma 50.1, con riferimento a ciascun impianto per il quale abbiano assunto obblighi contrattuali anteriormente alla data del 19 febbraio 1997, ad eccezione di quelli ai quali siano o siano stati riconosciuti i contributi di cui al comma 50.2, lettera b), e degli impianti soggetti alla compensazione della maggior valorizzazione di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b), del decreto 26 gennaio 2000, devono fornire una dichiarazione da cui risultino:

a) le finalità e le caratteristiche tecniche dell'intervento, specificando se trattasi di intervento per la realizzazione di un impianto o altro tipo di intervento;

b) i lavori oggetto dell'intervento per la parte connessa agli obblighi contrattuali assunti anteriormente alla data del 19 febbraio 1997;

c) lo stato di avanzamento dei lavori oggetto dell'intervento alla data del 19 febbraio 1997 e alla data di presentazione della domanda;

d) i costi relativi ai lavori di cui alla lettera b), i costi già sostenuti alla data di presentazione della domanda e quelli complessivi dell'intervento;

e) le penali previste nel caso di revoca o modifica degli obblighi contrattuali assunti;

f) la data effettiva o prevista di entrata in esercizio e la data effettiva o prevista di entrata in esercizio commerciale dell'impianto oggetto dell'intervento;

g) la producibilità o la produzione di energia elettrica effettiva o attesa dall'impianto oggetto dell'intervento.

50.5 Le informazioni e i dati di cui al presente articolo sono forniti, ove possibile, anche su supporto informatico.

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Articolo 51

Richiesta di informazioni e dati.

51.1 Contestualmente alla presentazione delle domande di cui al comma 50.1, i soggetti aventi diritto devono fornire, per ciascun impianto di produzione di energia elettrica già entrato in esercizio alla data di presentazione della domanda, ad eccezione di quelli ai quali siano o siano stati riconosciuti i contributi di cui al comma 50.2, lettera b), e degli impianti soggetti alla compensazione della maggior valorizzazione di cui all'articolo 2, comma 1, lettera b), del decreto 26 gennaio 2000, le seguenti informazioni e dati:

a) numero dei generatori elettrici dell'impianto e la potenza nominale di ciascuno di essi espressa in kW;

b) potenza nominale dell'impianto espressa in kW al 19 febbraio 1999 e alla data di presentazione della domanda;

c) potenza efficiente lorda espressa in kW al 19 febbraio 1999 ed alla data di presentazione della domanda;

d) potenza efficiente netta espressa in kW al 19 febbraio 1999 ed alla data di presentazione della domanda;

e) produzione di energia elettrica lorda nel periodo dal 1992 al 1999 espressa in GWh;

f) produzione di energia elettrica netta nel periodo dal 1992 al 1999 espressa in GWh;

g) ore medie di funzionamento degli ultimi tre anni disponibili, distinte in ore di punta, ore di alto carico, ore di medio carico e ore di basso carico espresse in ore/anno;

h) ore di fermata programmata di ciascuno degli ultimi tre anni disponibili espresse in ore/anno;

i) ore di fermata accidentale di ciascuno degli ultimi tre anni disponibili espresse in ore/anno;

51.2 Per ciascun impianto termoelettrico già entrato in esercizio alla data di presentazione della domanda, ad eccezione di quelli ai quali siano o siano stati riconosciuti i contributi di cui al comma 50.2, lettera b), devono essere inoltre forniti i seguenti dati:

a) tipo di combustibile utilizzato negli ultimi tre anni disponibili, evidenziando eventuali vincoli all'utilizzo;

b) consumo specifico medio di combustibile riferito alla produzione di energia elettrica netta degli ultimi tre anni disponibili espresso in kcal/kWh.

51.3 Per ciascun impianto idroelettrico di pompaggio già entrato in esercizio alla data di presentazione della domanda, ad eccezione di quelli ai quali siano o siano stati riconosciuti i contributi di cui al comma 50.2, lettera b), devono essere inoltre forniti i seguenti dati:

a) la potenza nominale media annua indicata nella concessione idroelettrica espressa in kW;

b) la producibilità espressa in GWh;

c) la producibilità attesa espressa in GWh.

51.4 Le informazioni e i dati di cui al presente articolo sono forniti, ove possibile, anche su supporto informatico.

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Articolo 52

Determinazione del prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica.

52.1 Per gli anni 2000 e 2001 il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso ceduta sul mercato nazionale ai fini dell'applicazione dell'articolo 5, commi 6 e 9, del decreto 26 gennaio 2000, per ciascuna impresa titolare di impianti rilevanti viene determinato come segue:

dove:

i è la fascia oraria Fi, (i = 1,~,4);

, è il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso destinata al mercato vincolato nella fascia oraria Fi del bimestre j, determinato ai sensi dei commi 52.2 e 52.4, lettera a);

, è la quantità di energia elettrica destinata al mercato vincolato nella fascia oraria Fi del bimestre j prodotta, al netto dei consumi di centrale, importata ed acquistata da soggetti terzi nazionali, ad eccezione dell'energia elettrica importata sulla base di impegni contrattuali assunti anteriormente al 19 febbraio 1997 e dell'energia elettrica di cui all'articolo 3, comma 12, terzo periodo, del decreto legislativo n. 79 del 1999;

, è il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso destinata al mercato libero determinato ai sensi dei commi 52.2 e 52.4, lettera b), nella fascia oraria Fi del bimestre j;

, è la quantità di energia elettrica destinata al mercato libero nella fascia oraria Fi del bimestre j prodotta, al netto dei consumi di centrale, importata ed acquistata da soggetti terzi nazionali, ad eccezione dell'energia elettrica importata sulla base di impegni contrattuali assunti anteriormente al 19 febbraio 1997 e dell'energia elettrica di cui all'articolo 3, comma 12, terzo periodo, del decreto legislativo n. 79 del 1999.

52.2 Per l'anno 2000:

a) il prezzo , è pari alla componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi fissi di produzione di energia elettrica di cui al comma 2.1, lettera a), della deliberazione n. 205/99;

b) il prezzo , è pari alla somma algebrica della componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi fissi di produzione di energia elettrica di cui all'articolo 2 della deliberazione n. 205/99 e dei fattori correttivi fissati nella tabella 15 di cui all'allegato n. 2, distinti per ciascuna fascia oraria Fi.

52.3 In deroga a quanto previsto al comma 52.2, lettera b), ciascuna impresa titolare di impianti rilevanti per la quale la maggiorazione di cui al comma 2.3, della deliberazione n. 231/00 sia stata pari a zero, ha facoltà di richiedere, entro e non oltre il 31 luglio 2001, la rideterminazione del prezzo , presentando una apposita domanda all'Autorità da cui devono risultare:

a) la quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato libero prodotta in ciascun bimestre dell'anno 2000 da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali;

b) la quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato libero prodotta in ciascun bimestre dell'anno 2000 da impianti a cui si applica la maggiorazione di cui al comma 2.3, della deliberazione n. 231/00.

52.4 Per l'anno 2001:

a) il prezzo , è pari alla somma:

- della componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi fissi di produzione di energia elettrica di cui all'articolo 2 della deliberazione n. 238/00;

- della componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi variabili di produzione di cui al comma 2.1, lettera b), della deliberazione n. 205/99;

b) il prezzo , è pari alla somma:

- della componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi fissi di produzione di energia elettrica di cui all'articolo 2 della deliberazione n. 238/00 e dei fattori correttivi in ciascuna fascia oraria Fi determinati con successivo provvedimento dell'Autorità;

- della componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi variabili di produzione di cui al comma 2.1, lettera b), della deliberazione n. 205/99.

52.5 Ai fini dell'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 6, comma 5, del decreto 26 gennaio 2000, le quantità , e , comprendono l'energia elettrica importata e acquistata da parte di tutte le società riconducibili all'impresa produttrice-distributrice.

Articolo 53

Determinazione dei costi unitari variabili riconosciuti.

53.1 Nel presente articolo vengono definiti i criteri per la determinazione del costo unitario variabile riconosciuto per ciascun impianto rilevante, di seguito

qualificato come costo variabile riconosciuto.

53.2 Il costo variabile riconosciuto per ciascun impianto rilevante n nella titolarità di un'unica impresa viene determinato come segue:

dove:

- cv _j,n è il costo unitario variabile dell'impianto rilevante n determinato ai sensi dei commi 53.3 e 53.4;

- Q _j,n è la quantità di energia elettrica immessa in rete nel bimestre j dall'impianto rilevante n;

- n _j,n è per la produzione di riferimento dell'impianto rilevante n nel bimestre j di cui al comma 53.5;

- , è la quantità di energia elettrica immessa in rete nel bimestre j dall'insieme degli N impianti rilevanti dell'impresa;

- , è la somma della produzione di riferimento dell'insieme degli N impianti rilevanti dell'impresa nel bimestre j.

53.3 Per ciascun impianto rilevante n che utilizza combustibili fossili commerciali ,:

a) è pari a zero, nell'anno 2000;

b) è pari al parametro Ct, nell'anno 2001;

c) per gli anni successivi è determinato dall'Autorità con successivo provvedimento, differenziandolo per tipologia di impianto a partire dalla piena operatività del mercato elettrico.

53.4 Per gli anni 2000 e 2001, per ciascun impianto rilevante n idroelettrico di pompaggio ,, è pari al prodotto tra:

a) il valore medio dell'energia elettrica utilizzata dall'impianto nel bimestre j ai fini del pompaggio, pari alla media dei prezzi ,, di cui ai commi 52.2 e 52.4, lettera a), ponderati per le quantità; e

b) un fattore correttivo pari in ciascun bimestre j al rapporto tra l'energia elettrica utilizzata dall'impianto nel bimestre j ai fini del pompaggio e l'energia elettrica prodotta dall'impianto nel medesimo bimestre j.

53.5 La produzione di riferimento dell'impianto rilevante n nel bimestre j è pari al prodotto tra il livello della producibilità convenzionale dell'impianto di cui all'articolo 5, comma 8, del decreto 26 gennaio 2000, ed il minor valore tra 1 e il rapporto tra P ed M, dove:

P è il totale dell'energia elettrica prodotta, al netto dei consumi di centrale, da tutti gli impianti nella titolarità dell'impresa, importata ed acquistata da soggetti terzi nazionali, ad eccezione dell'energia elettrica importata sulla base di impegni contrattuali assunti anteriormente al 19 febbraio 1997 e dell'energia elettrica di cui all'articolo 3, comma 12, terzo periodo, del decreto legislativo n. 79 del 1999;

- M è la somma delle producibilità convenzionali di tutti gli impianti rilevanti.

53.6 Ai fini dell'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 6, comma 5, del decreto 26 gennaio 2000, la produzione di energia elettrica di riferimento di cui all'articolo 5, comma 1, lettera d), del decreto 26 gennaio 2000 comprende l'energia elettrica importata e acquistata da parte di tutte le società riconducibili all'impresa produttrice-distributrice.

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Articolo 54

Aggiornamento dei parametri RR.

54.1 Per ciascun impianto rilevante il parametro RR è aggiornato annualmente, entro il 31 dicembre dell'anno precedente dall'Autorità. Il valore del parametro RR negli anni successivi all'anno 2000 è ottenuto applicando al valore dello stesso

parametro nell'anno precedente:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi fissi, pari, per tutto il periodo di applicazione del meccanismo, al 4%;

c) la variazione del livello dei costi fissi dovuta all'entrata in esercizio di investimenti connessi a obblighi contrattuali assunti anteriormente al 19 febbraio 1997.

54.2 Per ciascun impianto rilevante il parametro RR viene annualmente corretto per tenere conto di eventuali ricavi e contributi relativi all'attività di produzione ed ulteriori rispetto a quelli derivanti dalla cessione dell'energia elettrica.

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Parte IV

Regimi tariffari speciali al consumo

Articolo 55

Deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC.

55.1 Le aliquote delle componenti tariffarie A dovute da soggetti parti di contratti di cui al 2.2, lettere da d) a f), per i consumi mensili eccedenti gli 8 GWh sono pari a 0.

55.2 Le componenti tariffarie A e UC si applicano nella misura ridotta fissata dall'Autorità all'energia elettrica (29):

a) ceduta alle utenze sottese di cui all'articolo 45 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 nei limiti della loro spettanza a titolo di sottensione;

b) ceduta dall'Enel Spa alla società Ferrovie dello Stato Spa ai sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730;

c) ceduta dall'Enel Spa alla società Terni Spa e sue aventi causa ai sensi dell'articolo 6 del decreto del Presidente della Repubblica 21 agosto 1963, n. 1165 (29/a);

d) fornita ai comuni rivieraschi e non destinata ad uso esclusivo di pubblici servizi, a norma dell'articolo 52 del Regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 e degli articoli 1 e 3 della legge 27 dicembre 1953, n. 959;

e) fornita in alta e altissima tensione per la produzione di alluminio primario di cui al decreto 19 dicembre 1995.

55.3 Per i soggetti per i quali il comma 55.2, lettere da a) a d), prevede l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta, le disposizioni di cui al comma 55.1 si applicano solo ai consumi eccedenti i quantitativi per i quali è prevista l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta.

55.4 Le componenti tariffarie A e UC non si applicano all'energia elettrica fornita dall'Enel Spa, ai sensi e per la durata prevista dall'articolo 4 della legge 7 agosto 1982, n. 529, ai titolari di concessioni idroelettriche i cui impianti sono stati trasferiti all'Enel Spa e sue aventi causa.

55.5 Ai clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettera c), con potenza impegnata inferiore o uguale a 1,5 kW, le componenti tariffarie A2, A3 e A5 sono applicate unicamente con aliquote espresse in centesimi di euro/kWh pari a quelle previste per i clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a) (30).

55.6 Le componenti tariffarie A ed UC non si applicano all'energia elettrica consumata dagli esercenti per gli usi direttamente connessi allo svolgimento delle seguenti attività, ivi inclusi gli usi di illuminazione:

a) trasmissione e dispacciamento;

b) distribuzione;

c) vendita ai clienti del mercato vincolato;

55.7 La deroga di cui al comma 55.6 si applica anche ai clienti finali nella cui disponibilità si trova una porzione della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 3, comma 7, del decreto legislativo n. 79 del 1999.

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(29) Per la determinazione del valore delle componenti tariffarie A e UC vedi la tabella 6 allegata alla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2001, n. 319/01.

(29/a) Lettera così rettificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 febbraio 2003, n. 17/03.

(30) Comma così modificato dal comma 1 dell'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2001, n. 319/01.

Articolo 56

Modalità applicative.

56.1 Le norme previste dal presente articolo si applicano ai clienti finali a cui, alla data del 31 dicembre 1999, si applicavano aliquote della parte A della tariffa, al netto delle componenti inglobate, ovvero, anche disgiuntamente, aliquote della parte B della tariffa ridotte rispetto a quelle previste per la generalità della clientela ad eccezione delle forniture effettuate dalle imprese elettriche degli enti locali ai comuni per uso esclusivo dei servizi comunali.

56.2 A ciascun cliente finale di cui al comma 56.1, l'esercente il servizio di trasporto applica una componente tariffaria compensativa, espressa in centesimi di euro/kWh, pari alla differenza tra:

a) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione delle condizioni tariffarie previste per tali clienti dalla normativa in vigore al 31 dicembre 1999, al netto delle imposte e delle componenti inglobate nella parte A della tariffa;

b) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione a tale cliente dei corrispettivi previsti per il servizio di trasporto di cui alla parte II, titolo 2 e per il servizio di vendita di cui alla parte II, titolo 3, al netto delle componenti tariffarie A e UC.

56.3 Gli addebiti di cui al comma 56.2, lettera b), per ciascun cliente finale sono pari al minor valore tra:

a) la somma degli addebiti risultanti dall'applicazione dell'opzione tariffaria più conveniente per tale cliente tra le opzioni tariffarie base offerte dall'esercente per il servizio di trasporto e degli addebiti risultanti dai corrispettivi previsti per il servizio di vendita;

b) la somma degli addebiti risultanti dall'applicazione dell'opzione tariffaria TV1, di cui al comma 6.2, e degli addebiti risultanti dai corrispettivi previsti per il servizio di vendita.

56.4 Ai fini del calcolo della componente tariffaria compensativa, di cui al comma 56.2, gli addebiti di cui alla lettera a) del medesimo comma vengono determinati, nel caso in cui l'opzione tariffaria più conveniente non preveda una componente espresso in centesimi di euro/kW impegnato, utilizzando, per la definizione della potenza impegnata, il rapporto tra l'energia elettrica consumata e la potenza impegnata relativo all'ultimo anno di disponibilità di tale informazione.

56.5 Ai fini dell'applicazione di quanto previsto al comma 56.2, il valore di riferimento della parte B della tariffa da utilizzare per determinare le condizioni tariffarie previste per un cliente finale dalla normativa in vigore al 31 dicembre 1999 è pari, per ciascun bimestre, a partire dal primo bimestre dell'anno 2000, all'aliquota della parte B della tariffa applicabile a tale cliente nel bimestre precedente, indicizzata applicando una variazione percentuale uguale a quella registrata dal parametro Ct nello stesso bimestre. Nel caso di forniture in alta e altissima tensione per la produzione di alluminio primario, di cui al decreto 19 dicembre 1995, l'indicizzazione si applica solo qualora la variazione bimestrale del parametro Ct sia risultata positiva.

56.6 Oltre a quanto previsto al comma 56.2, al termine di ciascun periodo di fatturazione l'impresa distributrice accredita al cliente finale ammesso al regime tariffario speciale, in riduzione degli addebiti tariffari relativi a tale periodo, la differenza, se positiva, tra quanto addebitato al cliente nel periodo di fatturazione applicando l'opzione tariffaria base prescelta e quanto sarebbe stato addebitato nello stesso periodo applicando l'opzione tariffaria TV1.

56.7 L'esercente riconosce, ad un cliente finale, la componente tariffaria compensativa di cui al comma 56.2 anche nel caso in cui tale cliente acquisisca la qualifica di cliente idoneo.

56.8 L'esercente è tenuto a dare separata evidenza contabile degli storni di ricavo derivanti dall'applicazione della componente tariffaria compensativa di cui al comma 56.2.

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Articolo 57

Energia elettrica ceduta alle province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670.

57.1 Sono a carico dei concessionari di grandi derivazioni a scopo idroelettrico i corrispettivi del servizio di trasporto ed ogni altro onere connesso all'energia elettrica ceduta gratuitamente alle province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670.

Allegati

(omissis)

Deliberazione 15 novembre 2001, n. 262/01
Rettifica di errori materiali nella Del.Aut.en.el. e gas 18 ottobre 2001, n. 228/01

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(1) Pubblicata nella Gazz. Uff. 22 dicembre 2001, n. 297, S.O., in allegato alla Del.Aut.en.el. e gas 18 ottobre 2001, n. 228/01.

L'AUTORITÀ

PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 15 novembre 2001,

- Premesso che:

- in data 18 ottobre 2001 l'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) ha adottato la deliberazione 18 ottobre 2001, n. 228/01 di approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica (di seguito: deliberazione n. 228/01);

- sono stati riscontrati errori materiali sia nel testo della delibera sopra richiamata sia nell'allegato 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) con la stessa delibera approvato;

- Vista la deliberazione n. 228/01;

- Ritenuto che sia necessario provvedere alla rettifica degli errori materiali riscontrati;

Delibera:

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- Di rettificare:

- l'articolo 1, comma 1.1, della deliberazione 18 ottobre 2001, n. 228/01 (di seguito: deliberazione n. 228/01), sostituendo le parole «in materia di condizioni tecnico-economiche» con le parole «per l'erogazione»;

- la rubrica dell'articolo 3 della deliberazione n. 228/01, sostituendo la parola «Vincolo» con la parola «vincolo»;

- l'articolo 3, comma 3.1, della deliberazione n. 228/01, sostituendo la parola «Vincolo» con la parola «vincolo»;

- l'articolo 3, comma 3.1 della deliberazione n. 228/01, sostituendo le parole «dai seguenti commi» con le parole «dal seguente comma»;

- l'articolo 6, comma 6.2, della deliberazione n. 228/01 aggiungendo tra le parole «e 57» e le parole «del testo» le seguenti: «ad eccezione dell'articolo 40, comma 40.4»

- la definizione componenti UC4 del comma 1.1 del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica approvato con la deliberazione n. 228/01 (di seguito: Testo Integrato), eliminando le parole «in centesimi di euro/punto di prelievo per anno e»;

- il comma 7.1, lettera a), del Testo Integrato, inserendo tra la parola «anno» e la parola «precedente», la parola «solare»;

- il comma 7.2 del Testo Integrato, sostituendo le parole «era controparte» con le parole «erano controparti»;

- la rubrica dell'articolo 11 del Testo Integrato, eliminando le parole «di prelievo»;

- il comma 19.1, lettera b), del Testo Integrato, sostituendo la sigla «UC» con la sigla «UC1»;

- il comma 19.1, lettera b), del Testo Integrato, sostituendo la parola «plari» con la parola «pari»;

- il comma 35.9 del Testo Integrato, sostituendo le parole «dal comma 38.8» con le parole «dal comma 35.8»;

- il comma 50.4, lettera d), del Testo Integrato, sostituendo le parole «si cui» con le parole «di cui»;

- il comma 56.3 del Testo Integrato, sostituendo le parole «lettera a)» con le parole «lettera b)»;

- il comma 56.4 del Testo Integrato, sostituendo le parole «lettera b)» con le parole «lettera a)»;

- il modulo 3 dell'Allegato n.1 del Testo Integrato, sostituendo il secondo dei due punti 3.3.2 e le parole «Se la risposta è sì, dette fasce orarie sono quelle previste dall'articolo 1 del Testo Integrato?», con il punto 3.3.3 e le parole «Se la risposta è no, è necessario specificare la definizione di fasce orarie applicata»;

- il punto 3.1.3 del modulo 4 dell'Allegato n. 1 del Testo Integrato, sostituendo le parole «Se la risposta è sì, dette fasce orarie sono quelle previste dall'articolo 1 del Testo Integrato?» con le parole «Se la risposta è no, è necessario specificare la definizione di fasce orarie applicata».

- Di disporre la pubblicazione, nella versione aggiornata risultante dalle rettifiche di cui al punto precedente che costituisce parte integrante della presente deliberazione (Allegato I), della deliberazione 18 ottobre 2001, n. 228/01 e del Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita approvato con la medesima deliberazione;

- Di pubblicare il presente provvedimento nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana e nel sito internet dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) affinché entri in vigore dalla data della sua pubblicazione.

Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 5/04
Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità 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.

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(1) Pubblicata nella Gazz. Uff. 8 aprile 2004, n. 83, S.O.

(1/a) Vedi, anche, la Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 48/04 e la Del.Aut.en.el. e gas 23 giugno 2004, n. 98/04.

L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 30 gennaio 2004

· Visti:

- la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95);

- la direttiva 2003/54/CE del 26 giugno 2003 del Parlamento europeo e del Consiglio, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (di seguito: la direttiva 2003/54/CE);

- il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto legislativo n.79/99), ed in particolare l'articolo 4 relativo alla società Acquirente unico Spa (di seguito: l'Acquirente unico) a garanzia dei clienti vincolati;

- la legge 27 ottobre 2003, n. 290 (di seguito: legge n. 290/03);

- il D.M. 19 dicembre 2003 del Ministro delle attività produttive recante assunzione della titolarità delle funzioni di garante della fornitura dei clienti vincolati da parte della società Acquirente unico e direttive alla medesima società (di seguito: decreto ministeriale 19 dicembre 2003);

- la Del.Aut.en.el. e gas (di seguito: l'Autorità) 23 dicembre 2002, n. 226/02 dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità);

- la Del.Aut.en.el. e gas 1° aprile 2003, n. 30/03;

- la Del.Aut.en.el. e gas 16 ottobre 2003, n. 118/03;

- la Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2003, n. 164/03;

- il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007, approvato con Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 4/04 (di seguito: Testo integrato della qualità dei servizi);

- il documento per la consultazione 1° luglio 2003 recante «Tariffe per il servizio di trasporto e corrispettivi per i servizi di misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 1° gennaio 2004 - 31 dicembre 2007»;

- il documento per la consultazione 12 novembre 2003 recante «Determinazione del costo riconosciuto per l'erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 1° gennaio 2004 - 31 dicembre 2007»;

- il documento per la consultazione 13 gennaio 2004, recante «Tariffe per il servizio di trasporto e corrispettivi per i servizi di misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004 - 2007»;

- la Nota informativa sulla regolazione delle tariffe elettriche per la liberalizzazione del mercato, diffusa dall'Autorità in data 4 agosto 1999 (di seguito: nota 4 agosto 1999);

· Considerato che:

- al fine di garantire l'effettiva applicazione del criterio della salvaguardia dell'economicità e della redditività degli esercenti, come si desume dall'articolo 1, comma 1, della legge n. 481/95, le tariffe devono essere determinate con riferimento ai costi;

- è stata condotta un'istruttoria sui costi dei servizi di distribuzione, trasmissione, misura e vendita dell'energia elettrica relativi all'anno 2001 basata sui dati resi disponibili dalle imprese ;

- la legge n. 290/03 prescrive la rivalutazione del valore delle infrastrutture di rete rilevante ai fini della fissazione delle tariffe di remunerazione delle reti per il secondo periodo di regolazione;

- l'Autorità, già nella nota 4 agosto 1999, aveva prospettato la possibilità di una revisione del valore del capitale investito, ed in particolare della quota parte relativa alle immobilizzazioni, a cui far riferimento nella fissazione dei livelli tariffari all'inizio del secondo periodo di regolazione;

- dalle analisi condotte dall'Autorità e dagli elementi segnalati in sede di consultazione è emersa, in termini comparativi rispetto al settore elettrico di altre realtà nazionali, una tendenziale sottovalutazione del capitale investito riconosciuto quanto alle attività di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica;

- il livello di ammortamenti riconosciuti ai fini tariffari nel primo periodo regolatorio corrisponde ad una vita utile media delle infrastrutture che, seppur coerente con le politiche di bilancio delle principali imprese elettriche italiane, appare eccessivamente breve, ciò che emerge sia dalla documentazione acquisita durante la procedura di consultazione sia dagli standard internazionali riscontrati;

- l'articolo 1-quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, prevede una simmetrica ripartizione tra utenti e imprese delle maggiori efficienze realizzate rispetto agli obiettivi definiti con il meccanismo del price-cap;

- l'articolo 1-quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, prevede che ai fini della fissazione del tasso di rendimento sul capitale investito riconosciuto venga utilizzato un valore del tasso di rendimento delle attività prive di rischio almeno in linea con quello dei titoli di Stato a lungo termine;

- l'articolo 1-quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, prevede che l'Autorità, nel definire l'ordinamento tariffario per il secondo periodo regolatorio, persegua l'obiettivo di garantire le esigenze di sviluppo del servizio elettrico;

- le interruzioni totali o parziali nell'erogazione del servizio elettrico che si sono verificate nel secondo semestre del 2003 hanno evidenziato straordinarie esigenze di sviluppo e di rafforzamento della capacità e dell'efficienza di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale dell'energia elettrica;

- ai sensi dell'articolo 3, comma 5, della legge n. 481/95, e l'articolo 1-quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, le tariffe elettriche per trasporto e distribuzione dell'energia elettrica, limitatamente alla quota parte a copertura dei costi operativi e degli ammortamenti, sono aggiornate con il meccanismo del price-cap;

- ai sensi dell'articolo 1-quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, la quota parte delle tariffe elettriche per trasporto e distribuzione dell'energia elettrica a copertura della remunerazione del capitale investito è esclusa dall'applicazione del meccanismo del price-cap;

- convenzionalmente, in sede di determinazione dei costi riconosciuti destinati ad essere coperti tramite l'applicazione dei parametri tariffari, i ricavi derivanti dall'applicazione dei contributi di allacciamento e dei diritti fissi sono portati a riduzione dei costi operativi, ossia della parte di costo sottoposta al meccanismo del price-cap;

- i costi sostenuti dai distributori nello svolgimento della loro attività sono influenzati dalle caratteristiche della clientela e da fattori ambientali fuori dal controllo dell'impresa per i quali, in presenza di una tariffa unica nazionale, occorre prevedere l'introduzione di opportuni meccanismi di perequazione;

- l'applicazione della tariffa massima consentita per il servizio di distribuzione V2 non garantisce all'impresa di poter raggiungere il ricavo massimo consentito V1;

· Considerato che:

- l'Acquirente unico è titolare della funzione di garante della fornitura ai clienti del mercato vincolato dall'1 gennaio 2004 ai sensi del decreto ministeriale 19 dicembre 2003; e che l'articolo 4, commi 6 e 9, del decreto legislativo n.79/99, prevede che siano definite direttive per la stipula di contratti di cessione alle imprese distributrici dell'energia energia elettrica destinata al mercato vincolato, assicurando l'equilibrio economico del medesimo Acquirente e che sia determinato il corrispettivo per le attività di propria competenza;

- la cessione di energia elettrica alle imprese distributrici riguarda tutte le partite di energia elettrica destinate al mercato vincolato;

- alla luce delle norme sopra richiamate, risulta che i costi sostenuti dall'Acquirente unico per l'approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato devono essere riconosciuti dalle imprese distributrici cessionarie della medesima energia;

- nel documento per la consultazione 1° luglio 2003, l'Autorità ha posto in consultazione le modalità per la compravendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, vale a dire i rapporti tra le imprese distributrici ed i clienti del mercato vincolato; e che non sono stati registrati dissensi da parte dei soggetti interessati circa dette modalità;

- la struttura societaria e patrimoniale dell'Acquirente unico, unitamente alla necessità di perseguire l'efficienza economica ai sensi dell'articolo 4 del decreto legislativo n.79/99, richiede la definizione di un regime di garanzie per il rischio di controparte e di termini di pagamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato tale che sia assicurato l'equilibrio economico e finanziario del medesimo Acquirente;

- l'Acquirente Unico Spa, con lettera in data 29 gennaio 2004, prot. AU/P2004000048 ha comunicato di aver definito un sistema di garanzie fidejussorie che comportano un costo contenuto per il mercato vincolato;

· Considerato che:

- l'articolo 21, comma 1, lettera b, della direttiva 2003/54/CE, prevede che a partire dall'1 luglio 2004 siano clienti idonei tutti i clienti non domestici;

- l'installazione di misuratori orari, la loro gestione e, in particolar modo, le problematiche connesse alla raccolta e alla validazione dei dati di misura su base oraria per i clienti del mercato libero con consumi modesti potrebbe comportare costi eccessivi rispetto ai benefici attribuibili alla maggiore equità di un tale sistema e alla riduzione dei costi per il sistema elettrico indotta dall'invio dei corretti segnali economici a tal clienti;

- in data 15 dicembre 2003, il Gestore della rete ha pubblicato nel proprio sito internet l'articolazione, con riferimento all'anno 2004, del profilo orario atteso del fabbisogno di energia elettrica secondo un numero limitato di stati della domanda, identificati come raggruppamenti delle ore dell'anno in cui possono verificarsi entità similari di fabbisogno;

- le attività di installazione dei misuratori orari, nonché di programmazione delle funzioni di aggregazione dell'energia elettrica misurata per fascia oraria richiedono tempi tecnici di attuazione da parte delle imprese distributrici;

· Considerato che:

- i servizi di dispacciamento e trasmissione erogati dal Gestore della rete sono fondamentali per la garanzia della sicurezza e del corretto funzionamento del sistema elettrico nazionale;

- l'Autorità fissa trimestralmente il corrispettivo a remunerazione del servizio di dispacciamento ;

- l'Autorità nell'àmbito dell'aggiornamento annuale dei corrispettivi per il servizio di trasmissione tiene conto dello sviluppo delle infrastrutture di rete e delle condizioni eccezionali connesse con le esigenze di miglioramento della sicurezza del sistema elettrico nazionale;

· Considerato inoltre che:

- il valore della componente tariffaria UC3 è attualmente fissato pari a zero;

- dall'1 gennaio 2004 il Conto costi energia non è più alimentato dal gettito rinveniente dall'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 4 della Del.Aut.en.el. e gas 23 dicembre 2002, n. 226/02, recante direttiva alla società Enel Spa per la cessione al mercato vincolato dell'energia elettrica importata per l'anno 2003;

- nello stimare le esigenze di gettito per il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate sono state previste anche le risorse destinate alla copertura degli oneri convenzionalmente a carico del Conto costi energia;

· Ritenuto che sia opportuno:

- procedere all'introduzione di appositi correttivi dei valori delle immobilizzazioni nette utilizzati per la fissazione dei livelli tariffari del primo periodo regolatorio riferiti all'anno 1997, al fine di pervenire a una valorizzazione delle medesime maggiormente coerente con l'effettiva configurazione delle infrastrutture di rete;

- calcolare la base di capitale oggetto di remunerazione ai fini della fissazione delle tariffe per l'2004 tenendo conto degli investimenti netti effettuati dalle imprese nel periodo 1998-2002, adeguatamente rivalutati, nonché di una stima degli investimenti netti relativi all'anno 2003;

- anche alla luce degli esiti del processo di consultazione, determinare in via convenzionale il valore del capitale circolante netto che concorre alla determinazione del capitale investito riconosciuto per il servizio di trasmissione e per il servizio di distribuzione;

- procedere alla revisione della vita utile dei cespiti rilevante ai fini del riconoscimento tariffario degli ammortamenti, in modo da riallineare il suo valore a standard tecnici internazionali;

- con riferimento alle modalità di calcolo dei costi operativi da riconoscere:

a) i costi effettivi rilevativi all'anno 2001 debbano essere riportati all'anno 2004 attraverso l'applicazione di correttivi per l'inflazione e di correttivi per i recuperi di produttività coerenti con i parametri utilizzati per gli aggiornamenti tariffari annuali;

b) la quota parte delle maggiori efficienze attribuita agli esercenti secondo le disposizione della legge n. 290/03, venga determinata in termini unitari con riferimento all'anno 2001 e riportata all'anno 2004, moltiplicandola per le quantità stimate per il medesimo anno 2004;

- utilizzare quale tasso delle attività prive di rischio la media del periodo gennaio 2003 - dicembre 2003 dei rendimenti lordi del BTP decennale benchmark rilevati dalla Banca d'Italia, pari al 4,25%, riconoscendo pertanto un tasso di rendimento del capitale investito riconosciuto pari al 6,7% per il servizio di trasmissione, al 6,8% per il servizio di distribuzione e all'8,4% per il servizio di misura e per l'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato;

- assicurare condizioni aderenti alle esigenze di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione, prevedendo che agli interventi di sviluppo di dette reti, che saranno approvati dal Ministero delle attività produttive e portati a termine entro il 30 giugno dell'anno precedente a quello a cui i livelli tariffari si riferiscono, venga riconosciuto un tasso di remunerazione maggiorato di due punti percentuali rispetto al tasso di remunerazione proprio del servizio di trasmissione;

- adeguare annualmente le componenti tariffarie relativamente alla remunerazione del capitale investito per i servizi di trasmissione e distribuzione, ivi inclusi i relativi costi di commercializzazione, escluse dall'applicazione del meccanismo del price-cap, in ragione: della variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat; della variazione attesa dei volumi del servizio erogato; degli investimenti netti effettuati;

- fissare un obbiettivo di aumento annuo della produttività pari al 3,5% per la distribuzione e al 2,5% per la trasmissione, tenuto conto dei recuperi di efficienza fatti registrare dalle imprese nel primo periodo di regolazione, delle variazioni nel livello dei costi delle imprese derivante dal rinnovo del contratto nazionale di lavoro per il settore elettrico, nonché degli obbiettivi di miglioramento della qualità del servizio elettrico fissati dall'Autorità per il periodo 2004-2007 con il Testo integrato della qualità dei servizi;

- per il periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 estendere l'applicazione del price-cap ai contributi di allacciamento ed ai diritti fissi;

- determinare il livello base, a valere dall'1 febbraio 2004, dei contributi di allacciamento e dei diritti fissi applicando ai corrispettivi in vigore nell'anno di riferimento 2001 un correttivo derivante dall'applicazione del meccanismo del price-cap (secondo i livelli previsti per il servizio di trasporto su reti di distribuzione) fino al 2004;

- prevedere, comunque, l'avvio con separato provvedimento di una indagine conoscitiva sui costi di connessione di clienti finali e su altri aspetti economici relativi alle reti con obbligo di connessione di terzi con tensione nominale inferiore ad 1 kV;

- prevedere un regime generale di perequazione e un regime di perequazione specifico aziendale, garantendo la copertura di scostamenti nei costi sostenuti dalle imprese riconducibili a fattori fuori dal loro controllo;

- prevedere che il regime di perequazione specifico aziendale sia finalizzato a bilanciare differenze nei costi di distribuzione rispetto ai costi riconosciuti, non rilevabili mediante analisi statistiche ed econometriche, e quindi non perequabili tramite il regime generale, a condizione che dette differenze originino da situazioni operative fuori dal controllo dell'impresa;

- prevedere un meccanismo di integrazione dei ricavi tariffari a copertura dei costi di distribuzione qualora l'impresa, pur applicando la tariffa massima V2, non raggiunga il ricavo ammesso dal vincolo V1;

- anche tenuto conto delle prospettive di liberalizzazione, prevedere che i costi riconosciuti per l'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato siano coperti nell'àmbito della tariffa relativa al servizio medesimo, e che la loro congruità sia verificata annualmente;

- anche tenuto conto delle prospettive di liberalizzazione:

a) individuare una componente tariffaria esplicita a copertura dei costi per l'erogazione del servizio di misura, precedentemente coperti dai corrispettivi per l'erogazione del servizio di trasporto, prevedendo che la sua congruità sia verificata annualmente;

b) confermare, nella sostanza, i criteri di allocazione dei costi tra le tipologie contrattuali seguiti per la fissazione di tariffe e componenti tariffarie nel primo periodo regolatorio evitando, nella ripartizione dei costi tra le tipologie di utenza, discontinuità rilevanti conseguenti alla variazione del peso relativo dei costi operativi e della remunerazione del capitale rispetto al totale dei costi riconosciuti;

- confermare il regime basato su opzioni tariffarie base e speciali proposte dalle imprese distributrici e verificate dall'Autorità, per il servizio di distribuzione;

- definire tariffe per i servizi di trasmissione, di misura e di vendita dell'energia elettrica;

- definire un regime semplificato per le imprese distributrici con meno di 5000 clienti che preveda, in luogo della proposta di opzioni tariffarie base e speciali per il servizio di distribuzione, l'applicazione della tariffa massima consentita;

- confermare la possibilità per le imprese distributrici di offrire opzioni ulteriori rispetto alle tariffe definite dall'Autorità relativamente alla fornitura dell'energia elettrica ai clienti domestici;

· Ritenuto che, con riferimento alla cessione di energia elettrica destinata al mercato vincolato dall'Acquirente unico alle imprese distributrici, coerentemente con il quadro normativo vigente, sia opportuno definire un assetto che preveda:

a) il riconoscimento, da parte delle imprese distributrici, dei costi sostenuti dall'Acquirente unico per l'approvvigionamento dell'energia destinata al mercato vincolato;

b) una sequenza temporale di regolazione dei pagamenti che consenta il mantenimento sostanziale dell'equilibrio finanziario dell'Acquirente unico;

c) la stipula di un contratto di cessione di energia elettrica tra l'Acquirente unico e ciascuna impresa distributrice in cui potranno essere previste adeguate forme di copertura dal rischio di controparte;

· Ritenuto che sia opportuno:

- individuare una soglia, determinata sulla base del livello di tensione, al di sotto della quale non sia previsto l'obbligo di installazione di misuratori orari;

- definire dei meccanismi di gradualità per l'installazione dei misuratori orari ove sia previsto l'obbligo di installazione e che tale gradualità sia definita in ragione della potenza disponibile dei punti di prelievo;

- prorogare il periodo di vigenza delle fasce orarie definite dal titolo II, comma 2), paragrafo b), punto 2), del provvedimento Cip n. 45/90 al fine di consentire il completamento delle attività di programmazione delle funzioni di aggregazione delle misure dell'energia elettrica per fasce orarie;

· Ritenuto che, nell'àmbito della quantificazione degli oneri riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete di trasmissione nazionale, sia opportuno prevedere , per l'anno 2004, il riconoscimento integrale di 12 milioni di euro destinati al finanziamento del Piano di sicurezza per la riduzione del rischio di distacchi di energia elettrica;

Ritenuto inoltre opportuno:

- adeguare il valore della componente tariffaria UC3 e fissare il valore della componente tariffaria UC6;

- disporre la chiusura da parte della Cassa conguaglio per il settore elettrico del Conto costi energia ed il trasferimento di ogni residua competenza al Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate;

Delibera

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Articolo 1

Testo integrato per il periodo di regolazione 2004-2007.

1.1 È approvato il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007 (di seguito: Testo Integrato), allegato alla presente delibera di cui forma parte integrante e sostanziale (Allegato A).

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Articolo 2

Disposizioni transitorie in materia di opzioni tariffarie per l'anno 2004.

2.1 Le imprese distributrici applicano le opzioni tariffarie ulteriori domestiche approvate dall'Autorità per l'anno 2003 ed in vigore al 31 dicembre 2003 fino al 30 giugno 2004.

2.2 Le imprese distributrici applicano le opzioni tariffarie ulteriori di vendita approvate dall'Autorità per l'anno 2003 ed in vigore al 31 dicembre 2003 fino al 30 giugno 2004. Le imprese distributrici possono maggiorare dette opzioni ulteriori di vendita di un ammontare pari alla componente tariffaria COV1 ovvero alla componente tariffaria COV3, di cui al comma 22.1 del Testo integrato.

2.3 Ai fini della remunerazione dei servizi di trasmissione, di distribuzione e di misura dell'energia elettrica, fino al 30 giugno 2004 gli esercenti offrono alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) ad f) del Testo integrato, le opzioni tariffarie base e speciali per il servizio di trasporto, approvate dall'Autorità per l'anno 2003, in vigore al 31 dicembre 2003, ridotte di un ammontare pari alla componente tariffaria COV1 ovvero alla componente tariffaria COV3, di cui al comma 22.1 del Testo integrato.

2.4 In deroga alle disposizioni di cui al comma 4.7 del Testo integrato, entro il 27 febbraio 2004, ciascuna impresa distributrice può richiedere all'Autorità, a valere dall'1 febbraio 2004:

a) la modifica dei livelli delle componenti delle opzioni tariffarie di cui ai precedenti commi 2.1, 2.2 e 2.3;

b) la sospensione dell'offerta delle opzioni tariffarie di cui ai precedenti commi 2.1, 2.2 e 2.3.

2.5 La proposta di opzioni tariffarie ai sensi dell'articolo 4 del Testo integrato, per il semestre 1° luglio 2004 - 31 dicembre 2004, viene presentata da ciascuna impresa distributrice all'Autorità entro il 15 aprile 2004 (1/b). Entro il medesimo termine le imprese distributrici con meno di 5000 clienti connessi alla propria rete di distribuzione alla data del 31 dicembre 2003, possono richiedere di essere ammesse al regime tariffario semplificato di cui all'articolo 13 del Testo integrato.

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(1/b) Per la proroga del termine vedi la Del.Aut.en.el. e gas 15 aprile 2004, n. 58/04.

Articolo 3

Disposizioni transitorie in materia di vincolo V1 per l'anno 2004.

3.1 Per l'anno 2004, in deroga a quanto disposto dal comma 8.3 del Testo integrato, i ricavi effettivi rilevanti ai fini dell'applicazione del comma 8.1 del Testo integrato, con riferimento al periodo 1° febbraio 2004 - 30 giugno 2004 sono pari alla differenza tra:

a) i ricavi derivanti dalle opzioni tariffarie in vigore nel periodo 1° febbraio 2004 - 30 giugno 2004;

b) i ricavi derivanti dall'applicazione della tariffa di trasmissione e del corrispettivo di misura.

3.2 I ricavi derivanti dalle opzioni tariffarie in vigore nel periodo 1° febbraio 2004 - 30 giugno 2004, di cui al comma 3.1, lettera a), sono calcolati sommando:

a) i ricavi, come riportati nel bilancio di esercizio, ottenuti dall'applicazione delle componenti previste dalle opzioni tariffarie di cui al precedente comma 2.3, ad esclusione delle componenti tariffarie compensative di cui al comma 73.2 del Testo integrato ad esse relative;

b) i ricavi derivanti dall'applicazione di penalità per prelievi di potenza maggiori del livello contrattualmente impegnato e ricavi derivanti dall'applicazione delle componenti di cui al comma 7.3 del Testo integrato.

3.3 I ricavi derivanti dall'applicazione della tariffa di trasmissione e del corrispettivo di misura, di cui al comma 3.1, lettera b), sono calcolati sommando:

a) ricavi che l'impresa avrebbe realizzato dall'applicazione della componente tariffaria TRAS di cui al comma 5.1 del Testo integrato nel periodo 1° febbraio 2004 - 30 giugno 2004;

b) ricavi che l'impresa avrebbe realizzato dall'applicazione dei corrispettivi di misura MIS1 e MIS3 di cui al comma 39.1 del Testo integrato nel periodo 1° febbraio 2004 - 30 giugno 2004.

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Articolo 4

Disposizioni transitorie in materia di vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato per l'anno 2004.

4.1 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 1 del Testo integrato, per «fasce orarie F1, F2, F3 ed F4» si intendono le fasce orarie definite dal titolo II, comma 2), paragrafo b), punto 2), del provvedimento CIP n. 45/90.

4.2 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e l'1 luglio 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 23, comma 23.2, lettera b), del Testo integrato, l'elemento PC della componente tariffaria CCA per i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce FB1 e FB2 è pari al prodotto tra il parametro j ed il parametro PGN (2).

4.3 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, i valori degli elementi PC, OD e della componente CCA di cui all'articolo 23 del Testo integrato, sono fissati come indicato nelle tabelle 1.1, 1.2, 2.1, 2.2, 3.1, 3.2 allegate alle presente deliberazione.

4.4 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, i valori dell'elemento PV e della componente CAD di cui all'articolo 24 del Testo integrato sono fissati come indicato nelle tabelle 4 e 5 allegate alle presente deliberazione.

4.5 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, l'elemento VE delle componenti CCA e CAD di cui agli articoli 23 e 24 del Testo integrato è pari a 0,09 centesimi di euro/kWh.

4.6 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, la tariffa per il servizio di vendita di cui al comma 22.1 del Testo integrato comprende anche la componente UC4di cui alla tabella 5 della Del.Aut.en.el. e gas 24 settembre 2003, n. 109/03 (3).

4.7 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, le tariffe domestiche di cui ai commi 24.1, 24.2 e 24.3 del Testo integrato comprendono anche la componente UC4 di cui alla tabella 5 della Del.Aut.en.el. e gas 24 settembre 2003, n. 109/03 (4).

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(2) Comma così corretto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

(3) Comma così corretto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

(4) Comma così corretto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

Articolo 5

Disposizioni transitorie in materia di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per l'anno 2004.

5.1 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e la data di entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, e comunque non successivamente al 31 marzo 2004, sono consentite le cessioni di energia elettrica tra imprese produttrici e imprese distributrici facenti parte dello stesso gruppo societario, nonchè le cessioni di energia elettrica all'interno di un unico soggetto, tra le attività di produzione e di distribuzione dello stesso svolte, qualora tale energia elettrica sia destinata ai clienti del mercato vincolato e prodotta dalle unità di produzione che non partecipano allo STOVE.

5.2 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e la data di entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, e comunque non successivamente al 31 marzo 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 30 del Testo integrato, il prezzo da applicare alle cessioni di energia elettrica dall'Acquirente unico alle imprese distributrici e alle cessione di energia elettrica di cui al comma 5.1 è pari al prezzo fissato nella tabella 6 allegata alla presente deliberazione (5).

5.3 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e la data di entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, e comunque non successivamente al 31 marzo 2004, le imprese distributrici sono tenute a versare all'Acquirente unico un corrispettivo pari a 0,01 centesimi di euro/kWh, applicato all'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui al comma 5.7.

5.4 Per il periodo compreso tra la data di entrata in operatività del dispacciamento di merito economico e il 31 marzo 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 30 del Testo integrato, il costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico per l'acquisto dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento di cui al comma 30.1, lettera a), punto i), del medesimo articolo è assunto pari al costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico per l'approvvigionamento di energia elettrica dal Gestore della rete.

5.5 Per l'anno 2004, nel caso in cui il costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico in qualità di utente del dispacciamento per il mercato vincolato non fosse determinato dal Gestore della rete in tempi utili per il calcolo del prezzo di cessione di cui all'articolo 30 del Testo integrato entro il giorno 27 (ventisette) del mese successivo a quello di competenza, l'Acquirente unico, emette fatture a titolo di acconto utilizzando un valore convenzionale.

5.6 Il valore convenzionale utilizzato dall'Acquirente unico per l'emissione delle fatture in acconto di cui al comma 5.5 è pari:

a) a 0,24 centesimi di euro/kWh, per il primo mese;

b) ai costi unitari sostenuti dall'Acquirente unico in qualità di utente del dispacciamento per il mercato vincolato e relativi al mese precedente a quello di competenza per i mesi successivi.

5.7 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 31, comma 31.1, del Testo integrato, per ciascuna impresa distributrice la quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato dalla stessa serviti è pari, per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4, alla differenza tra:

a) l'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice;

b) l'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa distributrice.

5.8 L'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice, di cui al comma 5.7, lettera a), è pari alla somma dell'energia elettrica:

a) ammessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna B, di cui all'allegato n. 1 del Testo integrato;

5.9 L'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa distributrice, di cui al comma 5.7, lettera b), è pari alla somma dell'energia elettrica:

5.10 Per il periodo compreso tra il 1° febbraio 2004 e la data di entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, la società Acquirente unico S.p.a. si avvale della società Enel S.p.a. per la cessione alle imprese distributrici dell'energia elettrica destinata alla fornitura del mercato vincolato (6).

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(5) In deroga a quanto disposto dal presente comma vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(6) Comma aggiunto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 18/04.

Articolo 6

Disposizioni in materia di perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato.

6.1 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 43 del Testo integrato, il costo sostenuto per l'approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato di cui al comma 43.1 del medesimo articolo, è assunto pari al costo sostenuto per l'approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 ed F4 ed è calcolato secondo la seguente formula:

con:

· i assume i valori F1, F2, F3 ed F4.

· pgfi, componente del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso a copertura dei costi fissi di produzione di cui alla tabella 3 di cui all'Allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 26 giugno 2003, n. 67/03, maggiorata dal corrispettivo di cui al comma 5.3 (6/a);

· qc,NM, energia elettrica fornita ai clienti del mercato vincolato della tipologia c, non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 ed F4. Le quantità di energia elettrica fornita alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f) sono aumentate della quota parte degli usi propri della distribuzione e della trasmissione;

energia elettrica fornita in ciascuna fascia oraria i ai clienti del mercato vincolato della tipologia c dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, aumentata dell'energia elettrica fornita ad altre imprese distributrici. Le quantità di energia elettrica fornita alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f) sono aumentate della quota parte degli usi propri della distribuzione e della trasmissione;

, quantità di energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice in ciascuna fascia oraria i, calcolata ai sensi del comma 5.7, al netto della quantità di energia elettrica destinata ad autoconsumo. Gli autoconsumi, corretti per le perdite, sono attribuiti a ciascuna fascia oraria in base al profilo dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato (6/b);

· qc,M ji, quota parte dell'energia elettrica acquistata dall'impresa distributrice in ciascuna fascia oraria i destinata ai clienti del mercato vincolato non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, calcolata secondo la seguente formula:

6.2 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo 2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 43 del Testo integrato, i ricavi ottenibili per ciascuna tipologia contrattuale di cui al comma 43.1 del medesimo articolo sono assunti pari ai ricavi ottenibili per ciascuna tipologia contrattuale applicando la componente CCA per i clienti del mercato vincolato non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, al netto della componente VE, esclusi gli usi propri della trasmissione e della distribuzione (7).

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(6/a) Punto prima corretto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 18/04 e poi così modificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(6/b) Punto così modificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(7) Comma così modificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04. Vedi, anche, l'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

Articolo 7

Componenti tariffarie A₈ , UC₃ e UC₆.

7.1 A partire dall'1 febbraio 2004, i valori delle componenti tariffarie UC3 e UC6, di cui all'articolo 16 del Testo integrato, sono fissati come indicato nelle tabelle 7 e 8 allegate alla presente deliberazione.

7.2 L'applicazione della componente tariffaria A8 di cui al comma 52.2, lettera f) del Testo integrato, è sospesa fino al 31 marzo 2004.

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Articolo 8

Disposizioni in materia di Cassa conguaglio per il settore elettrico.

8.1 Il conto Costi energia è soppresso. La Cassa conguaglio per il settore elettrico trasferisce ogni residua competenza al Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'articolo 61 del Testo integrato.

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Articolo 9

Disposizioni in materia di contributi di allacciamento e diritti fissi.

9.1 I contributi e i diritti fissi di cui al Capitolo I del D.M. 19 luglio 1996 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 172, del 24 luglio 1996, sono ridotti del 3,7% per i contratti stipulati a partire dall'1 febbraio 2004.

9.2 Nel corso del periodo di regolazione 2004-2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, i contributi e i diritti fissi di cui al comma 9.1 applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti fissato pari al 3,5%;

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(7/a) In attuazione di quanto disposto dal presente comma vedi la Del.Aut.en.el. e gas 22 dicembre 2004, n. 232/04.

Articolo 10

Adeguamento della potenza disponibile.

10.1 Nel caso di superi sistematici della potenza disponibile l'impresa distributrice ha facoltà di richiedere al cliente l'adeguamento del contratto per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica.

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Articolo 11

Disposizioni finali.

11.1 Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana e nel sito internet dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore a far data dall'1 febbraio 2004.

11.2 La Del.Aut.en.el. e gas 18 ottobre 2001, n. 228/01 come successivamente modificata e integrata, continua ad essere applicata per quanto necessario e limitatamente alla definizione delle partite di competenza del periodo anteriore all'1 febbraio 2004.

Tabella 1.1 Elemento PC per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (8)


Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato		PC (centesimi di euro/kWh)

lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione		6,25
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica		5,47
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione		6,80
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica		5,19
lettera e)	Altre utenze in media tensione		6,57
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione		5,81

Tabella 1.2 Elemento PC per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (9)


Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato		PC (centesimi di euro/kWh)

		F1	F2	F3	F4
lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione	13,66	8,14	6,43	4,41
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	13,66	8,14	6,43	4,41
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	13,66	8,14	6,43	4,41
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	12,96	7,72	6,10	4,19
lettera e)	Altre utenze in media tensione	12,96	7,72	6,10	4,19
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	12,69	7,56	5,97	4,10

Tabella 2.1 Elemento OD per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (10)

Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato		OD (centesimi di euro/kWh)

lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione		0,24
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica		0,14
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione		0,31
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica		0,14
lettera e)	Altre utenze in media tensione		0,31
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione		0,22

Tabella 2.2 Elemento OD per i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (11)

Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato		OD (centesimi di euro/kWh)

		F1		F2		F3		F4
lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione		1,17		0,48		0,26		0,01
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica		1,17		0,48		0,26		0,01
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione		1,17		0,48		0,26		0,01
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica		1,11		0,45		0,25		0,01
lettera e)	Altre utenze in media tensione		1,11		0,45		0,25		0,01
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione		1,09		0,44		0,25		0,01

Tabella 3.1 Componente CCA per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (12)

Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato		CCA (centesimi di euro/kWh)

lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione		6,58
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica		5,70
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione		7,20
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica		5,42
lettera e)	Altre utenze in media tensione		6,97
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione		6,12

Tabella 3.2 Componente CCA per i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (13)

Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato		CCA (centesimi di euro/kWh)

		F1	F2	F3	F4
lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione	14,92	8,71	6,78	4,51
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	14,92	8,71	6,78	4,51
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	14,92	8,71	6,78	4,51
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	14,16	8,26	6,44	4,29
lettera e)	Altre utenze in media tensione	14,16	8,26	6,44	4,29
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	13,87	8,09	6,31	4,20

Tabella 4: Elemento PV (14)

Tariffa D2

Fasce di consumo (kWh/anno)

PV (centesimi di euro/kWh)

da	a
0	900	3,38
901	1800	3,38
1801	2640	5,05
2641	4440	6,32
	oltre 4440	5,05

Tariffa D3


	PV (centesimi di
	euro/kWh).

5,05

Tariffa D2

Fasce di consumo (kWh/anno)

CAD (centesimi di euro/kWh)

da	a
0	900	5,66
901	1800	5,69
1801	2640	7,36
2641	4440	8,63
	oltre 4440	7,36

Tariffa D3

CAD (centesimi di euro/kWh)

7,36

Tabella 6: Prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per il mercato vincolato

	Prezzo (centesimi di
Fascia oraria	euro/kWh)

F1	13,383
F2	7,763
F3	6,031
F4	3,984

Tabella 7: Componenti tariffarie UC₃ e UC₆

UC3

UC6

Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del testo integrato	centesimi di	centesimi	centesimi di	centesimi	centesimi
	euro/punto di	di	euro/punto di	di	di
	prelievo per	euro/kWh	prelievo per	euro/kWh/anno	euro/kWh
	anno		anno

lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione	-	0,04	-	64,32	0,04
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione
	pubblica	-	0,04	-	-	0,05
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	-
	di cui: con potenza impegnata non superiore a 1,5		0,04	529,44	-	0,04
	kW di cui: con potenza impegnata superiore a 1,5
	kW		0,04	529,44	-	0,04
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione
	pubblica	-	0,02	-	-	0,03
lettera e)	Altre utenze in media tensione	-	0,02	30.619,68	-	-
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	-	0,01	-	-	-

Tabella 8: Componenti tariffarie UC₃ e UC₆per i soggetti di cui al comma 71.2 del Testo integrato

UC3

UC6

centesimi di	centesimi	centesimi di	centesimi	centesimi
euro/punto di	di	euro/punto di	di	di
prelievo per	euro/kWh	prelievo per	euro/kWh/anno	euro/kWh
anno		anno


Alluminio primario	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Ferrovie dello Stato Spa (quantitativi di energia elettrica per trazione in
eccesso di quelli previsti dall'art. 4, comma 2, del D.P.R. 22 maggio
1963, n. 703)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Ferrovie dello Stato Spa, Società Terni Spa e suoi aventi causa (nei limiti
quantitativi previsti rispettivamente dall'articolo 4, comma 2, del D.P.R.
22 maggio 1963, n. 730, e dall'articolo 6 del D.P.R. 21 agosto 1963, n.
1165)
	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Utenze sottese, comuni rivieraschi	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00

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(8) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(9) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(10) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(11) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(12) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(13) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(14) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

(15) Per la sostituzione della presente tabella, per il periodo compreso tra il 1° marzo 2004 ed il 31 marzo 2004, vedi la Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 20/04.

Allegato A

Testo integrato

delle disposizioni dell'autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica (Periodo di regolazione 2004-2007)

Parte I - Definizioni

Articolo 1

Definizioni.

1.1 Ai fini dell'interpretazione e dell'applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento si applicano le seguenti definizioni:

l'Autorità è l'Autorità per l'energia elettrica e il gas;

l'Acquirente unico è il soggetto di cui all'articolo 4 del decreto legislativo n. 79/99;

alta tensione (AT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 35 kV e uguale o inferiore a 150 kV;

altissima tensione (AAT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 150 kV;

area di riferimento è l'area definita ai sensi dell'articolo 3 della deliberazione n. 118/03;

àmbito di competenza è l'àmbito territoriale nel quale l'esercente svolge l'attività di distribuzione dell'energia elettrica in regime di concessione;

bassa tensione (BT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o inferiore a 1 kV;

caratteristiche del prelievo sono i parametri elettrici che caratterizzano il prelievo di energia elettrica da una rete con obbligo di connessione di terzi quali, a titolo di esempio, la tensione di alimentazione, l'energia elettrica prelevata e, ove rilevanti, la distribuzione temporale del prelievo e la potenza elettrica;

la Cassa è la Cassa conguaglio per il settore elettrico;

cliente finale è la persona fisica o giuridica che non esercita l'attività di distribuzione e che preleva l'energia elettrica, per la quota di proprio uso finale, da una rete con obbligo di connessione di terzi anche attraverso reti interne di utenza e linee dirette;

clienti del mercato libero sono i clienti finali idonei che abbiano esercitato il diritto di cui all'articolo 2, comma 6, del decreto legislativo n. 79/99;

clienti del mercato vincolato sono i clienti finali diversi dai clienti del mercato libero;

codice di condotta commerciale è il codice di condotta commerciale adottato ai sensi dell'articolo 4 della deliberazione n. 204/99, ovvero quello applicato in ottemperanza alla deliberazione n. 242/00;

componente CAD è la componente tariffaria delle tariffe D2 e D3, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, nonché degli oneri derivanti dall'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 sino all'avvio del dispacciamento di merito economico;

componente CCA è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, nonché degli oneri derivanti dall'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 sino all'avvio del dispacciamento di merito economico;

componente CDE è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;

componente CDF è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di interconnessione per anno, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;

componente COV1 è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

componente COV3 è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi all'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

componente CTR è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh e differenziata per fasce orarie, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale per le imprese distributrici;

componente MIS1 è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi al servizio di misura;

componente MIS3 è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi al servizio di misura;

componente TRAS è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale per i clienti finali;

componenti UC1 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno e in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

componenti UC3 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno e in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri dei sistemi di perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, nonché dei meccanismi di integrazione;

componenti UC4 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/kWh, a copertura delle integrazioni di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a) del provvedimento CIP n. 34/74 e successivi aggiornamenti;

componenti UC5 sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh a copertura dei costi a carico del Gestore della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti;

componenti UC6 sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio;

componente α1 è la componente tariffaria della tariffa TV2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all'erogazione del servizio di distribuzione;

componenti α2 è la componente tariffaria della tariffa TV2, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

componenti α3 è la componente tariffaria della tariffa TV2, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione;

componente ρ1 è la componente tariffaria dell'opzione tariffaria TV1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

componente ρ3 è la componente tariffaria dell'opzione tariffaria TV1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

componente σ1 è la componente tariffaria della tariffa D1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all'erogazione dei servizi di trasmissione, di distribuzione, di misura e di acquisto e vendita dell'energia elettrica;

componente σ2 è la componente tariffaria della tariffa D1, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione;

componente σ3 è la componente tariffaria della tariffa D1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione;

componente τ1(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

componente τ2(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

componente τ3(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

componente τ1(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

componente τ2(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

componente τ3(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

contratto di compravendita è un contratto tra operatori di mercato, di cui alla deliberazione n. 168/03, avente ad oggetto l'acquisto e la vendita di energia elettrica;

dispacciamento è il servizio di dispacciamento di cui all'articolo 3 della deliberazione n. 168/03;

distribuzione è il servizio di distribuzione esercitato in concessione dagli aventi diritto ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo n. 79/99, per il trasporto e la trasformazione dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione;

elemento CD è l'elemento della componente CCA, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi sostenuti dal Gestore della rete per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva (15/a);

elemento DP è l'elemento della componente CCA, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 (15/b);

elemento INT è l'elemento della componente CCA, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico (15/c);

elemento OD è l'elemento della componente CCA, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

elemento PC è l'elemento della componente CCA, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

elemento PV è l'elemento della componente CAD delle tariffe D2 e D3, espresso in centesimi di euro/kWh ed aggiornato trimestralmente, a copertura di parte dei costi di acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

elemento PF è l'elemento della componente CAD delle tariffe D2 e D3, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura di parte dei costi di acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;

elemento VE è l'elemento delle componenti CCA e CAD, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura degli oneri derivanti dall'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 sino all'avvio del dispacciamento di merito economico;

energia netta è il bilancio tra energia prelevata e energia immessa con riferimento a un insieme definito di punti di interconnessione e relativa ad un determinato periodo di tempo;

esercente è l'esercente uno o più servizi di pubblica utilità nel settore dell'energia elettrica che eroga i servizi le cui condizioni economiche o tecniche sono disciplinate dal presente Testo Integrato e che stipula i relativi contratti;

fasce orarie F1, F2, F3 e F4 sono le fasce orarie definite nella tabella 1 dell'Allegato n. 1;

fasce orarie FB1 e FB2 sono le fasce orarie definite nel Titolo II, punto 1), del Provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 19 dicembre 1990, n. 45/1990;

fattore di potenza è un parametro funzione del rapporto tra l'energia reattiva e l'energia attiva immesse o prelevate in un punto di immissione o di prelievo;

il Gestore della rete è il soggetto di cui all'articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99, concessionario delle attività di trasmissione e di dispacciamento;

il Gestore del mercato elettrico è il soggetto di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99;

impresa distributrice è l'impresa esercente l'attività di distribuzione ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo n. 79/99;

linea diretta è una rete elettrica che collega un centro di produzione a un centro di consumo indipendentemente dalle reti di trasmissione e di distribuzione;

media tensione (MT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 1 kV e uguale o inferiore a 35 kV;

mercato del giorno prima è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e di vendita di energia elettrica per ciascun periodo rilevante del giorno successivo a quello di negoziazione;

mercato di aggiustamento è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e di vendita per l'aggiustamento dei programmi di immissione e di prelievo definiti sul mercato del giorno prima;

misura dell'energia elettrica è l'attività di misura finalizzata all'ottenimento di misure dell'energia elettrica in un punto di immissione, in un punto di prelievo o in un punto di interconnessione;

misure dell'energia elettrica sono le grandezze elettriche rilevate da un misuratore;

opzione tariffaria è un insieme di componenti tariffarie definite dagli esercenti per la remunerazione dei servizi di cui al comma 2.1;

opzione tariffaria multioraria è un'opzione tariffaria con uno o più componenti differenziati in funzione della distribuzione temporale del prelievo di energia elettrica o della potenza da parte del cliente finale;

opzione multioraria per fasce è un'opzione tariffaria multioraria costituita da una o più componenti tariffarie con un'articolazione temporale compatibile con l'articolazione della componente TRAS di cui al comma 5.1, lettera b);

parte A e parte B sono le parti variabili della tariffa elettrica di cui dell'articolo 1 della deliberazione n. 70/97;

parametri δ1, δ2 δ3, δ4 sono i parametri per la determinazione delle componenti della tariffa TV2;

parametro Ct è il costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, di cui al comma 6.5, della deliberazione n. 70/97;

parametro D è la stima della media annuale della componente del prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh;

parametro DT è la stima della media, per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4, della componente del prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh;

parametro f è il parametro per la determinazione dell'elemento PV della componente CAD;

parametro K è la stima della media annuale della componente a copertura del costo per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, espresso in centesimi di euro/kWh (15/d);

parametro KT è la stima della media, per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4, della componente a copertura del costo per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, espresso in centesimi di euro/kWh (15/e);

parametro PGN è la stima della media annuale della componente del prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di acquisto e di funzionamento dell'Acquirente unico, espresso in centesimi di euro/kWh;

parametro PGNB è la stima della media, per ciascuna delle fasce orarie FB1, FB2, della componente del prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di acquisto e di funzionamento dell'Acquirente unico, espresso in centesimi di euro/kWh;

parametro PGNT è la stima della media, per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4, della componente del prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di acquisto e di funzionamento dell'Acquirente unico, espresso in centesimi di euro/kWh;

parametro T è la stima della media annuale della componente a copertura del costo per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico, espresso in centesimi di euro/kWh (15/f);

parametro TT è la stima della media, per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4, della componente a copertura del costo per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico, espresso in centesimi di euro/kWh (15/g);

parametro γ è il parametro che esprime lo scostamento, rispetto alla media, del costo di acquisto dell'energia elettrica sostenuto per soddisfare la domanda aggregata relativa a ciascuna tipologia di contratto di cui al comma 2.2, tenuto conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi;

parametro gamma γCD è il parametro che esprime lo scostamento, rispetto alla media, del costo per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, sostenuto per soddisfare la domanda aggregata relativa a ciascuna tipologia di contratto di cui al comma 2.2, tenuto conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi (15/h);

parametro γINT è il parametro che esprime lo scostamento, rispetto alla media, del costo per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico, sostenuto per soddisfare la domanda aggregata relativa a ciascuna tipologia di contratto di cui al comma 2.2, tenuto conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi (15/i);

parametro γOD è il parametro che esprime lo scostamento, rispetto alla media, del costo di dispacciamento dell'energia elettrica sostenuto per soddisfare la domanda aggregata relativa a ciascuna tipologia di contratto di cui al comma 2.2, tenuto conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi;

parametro λ è il parametro che esprime le perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, differenziato per tipologia di contratto di cui al comma 2.2;

periodo di emergenza è il periodo di tempo che comprende le ore fisse interessate da un disservizio di rete o da interventi di manutenzione, inclusa l'ora fissa di inizio del disservizio o degli interventi;

periodo di regolazione è il periodo pluriennale di cui all'articolo 2, comma 18, della legge n. 481/95;

potenza disponibile è la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato. La potenza disponibile è la potenza per la quale è stato corrisposto il contributo di allacciamento;

potenza impegnata è:

ii) il valore massimo della potenza prelevata nell'anno, per tutti gli altri clienti finali.

potenza nominale di un generatore elettrico è la massima potenza ottenibile in regime continuo che è riportata sui dati di targa del generatore, come fissati all'atto della messa in servizio o rideterminati a seguito di interventi di riqualificazione del macchinario;

potenza nominale di un impianto è la somma aritmetica delle potenze nominali dei generatori elettrici, compresi quelli di riserva, destinati alla produzione di energia elettrica;

potenza nominale media annua è la potenza nominale di concessione di derivazione d'acqua valutata sulla base della portata media annua, detratto il minimo deflusso vitale, per il salto idraulico teorico;

potenza prelevata è, in ciascuna ora, il valore medio della potenza prelevata nel quarto d'ora fisso in cui tale valore è massimo; in alternativa, è facoltà dell'esercente assumere come potenza prelevata il 70% della potenza massima istantanea;

produzione di energia elettrica lorda da un impianto è la quantità di energia elettrica prodotta, misurata dai contatori sigillati dagli Uffici Tecnici di Finanza situati ai morsetti di uscita dei generatori elettrici;

produzione di energia elettrica netta da un impianto è la produzione di energia elettrica lorda diminuita dell'energia elettrica destinata ai servizi ausiliari dell'impianto e delle perdite di energia elettrica nei trasformatori di centrale;

punto di emergenza è punto in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi al fine di consentire l'alimentazione nei casi in cui il cliente finale non possa prelevare l'energia elettrica attraverso un punto di prelievo, indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;

punto di immissione è il punto in cui l'energia elettrica viene immessa in una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un impianto di produzione elettrica;

punto di interconnessione è un punto di connessione circuitale tra due reti con obbligo di connessione a terzi;

punto di interconnessione di emergenza è il punto di interconnessione utilizzato al fine di consentire l'alimentazione nei casi in cui un'impresa distributrice non possa prelevare l'energia elettrica attraverso un altro punto di interconnessione, indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;

punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale è un punto di connessione di un impianto di produzione di energia elettrica ad una rete di distribuzione;

punto di prelievo è il singolo punto in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un cliente finale ovvero l'insieme dei punti in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un cliente finale, nel caso in cui la potenza disponibile in ciascuno di detti punti sia non superiore a 500 W, entro il limite di complessivi 100 kW, e l'energia elettrica prelevata sia destinata all'alimentazione di lampade votive, di cartelli stradali e pubblicitari, di cabine telefoniche e di altre utilizzazioni con caratteristiche similari;

rete di trasmissione nazionale è la rete elettrica di trasmissione nazionale come individuata dal D.M. 25 giugno 1999 ed integrata a seguito dei successivi interventi di sviluppo deliberati dal Gestore della rete;

reti con obbligo di connessione di terzi sono:

i) le reti i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi secondo quanto previsto dall'articolo 3, comma 1, e dall'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo n. 79/99, ivi incluse le reti di cui all'articolo 3, comma 3, del D.M. 25 giugno 1999;

ii) le piccole reti isolate di cui all'articolo 7 del decreto legislativo n. 79/99;

reti di distribuzione sono le reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale;

reti interne d'utenza sono le reti elettriche stabilite sul territorio nazionale diverse dalle reti con obbligo di connessione di terzi e dalle linee dirette;

sistema delle offerte è il sistema delle offerte di acquisto di vendita dell'energia elettrica e di tutti i servizi connessi di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99;

tariffa è il prezzo massimo unitario di un servizio di pubblica utilità, al netto delle imposte, ai sensi della legge n. 481/95;

tasso di riferimento è il tasso di cui all'articolo 2 del decreto legislativo 24 giugno 1998, n. 213, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 157 dell'8 luglio 1998;

trasmissione è il servizio di trasmissione di cui all'articolo 3 del decreto legislativo n. 79/99 per il trasporto e la trasformazione dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale;

usi propri della trasmissione sono i consumi di energia elettrica degli esercenti che svolgono il servizio di trasmissione, esclusivamente e direttamente funzionali all'erogazione del medesimo servizio, inclusi i consumi connessi con lo svolgimento delle attività commerciali legate al servizio di trasmissione (15/ii);

usi propri della distribuzione sono i consumi di energia elettrica degli esercenti che svolgono il servizio di distribuzione, esclusivamente e direttamente funzionali all'erogazione del medesimo servizio, inclusi i consumi connessi con lo svolgimento delle attività commerciali legate al servizio di distribuzione. Non rientrano in tale àmbito i consumi di energia elettrica connessi con l'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato (15/iii);

utenza è un impianto elettrico connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi;

zona è la zona di cui all'articolo 15 della deliberazione n. 168/03.

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legge n. 481/95 è la legge 14 novembre 1995, n. 481/95;

legge n. 368/2003 è la legge 24 dicembre 2003, n. 368, di conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 14 novembre 2003, n. 314, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 6 del 9 gennaio 2004 (15/l);

decreto legislativo n. 79/99 è il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

decreto legislativo n. 387/2003 è il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale - supplemento ordinario n. 17 - del 31 gennaio 2004 (15/m);

decreto 19 dicembre 1995 è il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 36 del 16 febbraio 1996;

decreto 25 giugno 1999 è il D.M. 25 giugno 1999 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 151 del 30 giugno 1999;

decreto 26 gennaio 2000 è il D.M. 26 gennaio 2000 del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 27 del 3 febbraio 2000, come successivamente modificato e integrato dal D.M. 17 aprile 2001 del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 97 del 27 aprile 2001;

decreto 22 dicembre 2000 è il D.M. 22 dicembre 2000 del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 15 del 19 gennaio 2001;

decreto 24 aprile 2001 è il D.M. 24 aprile 2001 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro dell'ambiente, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 117 del 22 maggio 2001;

decreto 7 maggio 2001 è il D.M. 7 maggio 2001 del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 122 del 28 maggio 2001;

decreto 19 dicembre 2003 è il D.M. 19 dicembre 2003 del Ministro delle attività produttive, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 301 del 30 dicembre 2003;

decreto 6 febbraio 2004 è il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 6 febbraio 2004, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 93 del 21 aprile 2004 (15/n).

provvedimento CIP n. 34/74 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 6 luglio 1974, n. 34, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 181 dell'11 luglio 1974;

provvedimento CIP n. 15/89 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 12 luglio 1989, n. 15, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 167 del 19 luglio 1989;

provvedimento CIP n. 34/90 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 14 novembre 1990, n. 34, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 270 del 19 novembre 1990;

provvedimento CIP n. 45/90 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 19 dicembre 1990, n. 45, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 90 del 29 dicembre 1990;

provvedimento CIP n. 6/92 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 170 del 12 maggio 1992;

deliberazione n. 70/97 è la deliberazione dell'Autorità 26 giugno 1997, n. 70/97, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 150 del 30 giugno 1997, come successivamente modificata ed integrata;

deliberazione n. 200/99 è la deliberazione dell'Autorità 28 dicembre 1999, n. 200/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

deliberazione n. 202/99 è la deliberazione dell'Autorità 28 dicembre 1999, n. 202/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

deliberazione n. 204/99 è la deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 1999, n. 204/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come successivamente modificata ed integrata;

deliberazione n. 138/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 3 agosto 2000 [n. 138/00], pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 202 del 30 agosto 2000, come successivamente modificata ed integrata;

deliberazione n. 223/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 13 dicembre 2000 [n. 223/00], pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 296 del 20 dicembre 2000;

deliberazione n. 231/00 è la deliberazione dell'Autorità 20 dicembre 2000, n. 231/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;

deliberazione n. 238/00 è la deliberazione dell'Autorità 28 dicembre 2000, n. 238/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;

deliberazione n. 242/00 è la Del.Aut.en.el. e gas 28 dicembre 2000 [n. 242/00], pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;

deliberazione n. 95/01 è la Del.Aut.en.el. e gas 30 aprile 2001, n. 95/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 138 del 16 giugno 2001, come successivamente modificata e integrata;

deliberazione n. 118/03 l'Allegato A alla Del.Aut.en.el. e gas 16 ottobre 2003, n. 118/03, in corso di pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale;

deliberazione n. 151/03 è la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2003, n. 151/03, come successivamente modificata e integrata (15/o);

deliberazione n. 168/03 è la Del.Aut.en.el. e gas 30 dicembre 2003, n. 168/03, in corso di pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale;

deliberazione n. 48/04 è la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas del 27 marzo 2004, n. 48/04 (15/p);

Testo integrato della qualità dei servizi è il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007, approvato con Del.Aut.en.el. e gas 30 gennaio 2004, n. 4/04, in corso di pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale.

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(15/a) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/b) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/c) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/d) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/e) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/f) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/g) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/h) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/i) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/ii) Definizione così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(15/iii) Definizione così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05

(15/l) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/m) Definizione aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(15/n) Definizione aggiunta dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 9 agosto 2004, n. 148/04.

(15/o) Definizione aggiunta dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 29 aprile 2004, n. 63/04.

(15/p) Definizione aggiunta dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 29 aprile 2004, n. 63/04.

Parte II - Regolazione dei corrispettivi

TITOLO 1

Disposizioni generali.

Articolo 2

Àmbito oggettivo.

2.1 La presente parte reca le disposizioni aventi ad oggetto la regolazione dei corrispettivi per la remunerazione dei seguenti servizi di pubblica utilità:

a) trasmissione dell'energia elettrica;

b) distribuzione dell'energia elettrica;

c) acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, articolato nelle seguenti attività:

i) cessione dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato, in capo all'Acquirente unico;

ii) vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato, in capo alle imprese distributrici;

d) misura dell'energia elettrica, articolato nelle seguenti attività:

i) installazione e manutenzione dei misuratori;

ii) rilevazione e registrazione delle misure dell'energia elettrica.

2.2 I contratti aventi ad oggetto i servizi di cui al comma 2.1 erogati ai clienti finali devono corrispondere alle seguenti tipologie:

a) per utenze domestiche in bassa tensione, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare:

c) per utenze in bassa tensione diverse da quelle di cui alle lettere a) e b) del presente comma;

e) per utenze in media tensione diverse da quelle di cui alla lettera d) del presente comma;

f) per utenze in alta e altissima tensione.

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Articolo 3

Criteri generali di regolazione dei corrispettivi.

3.1 Salvo quanto disposto al titolo 2, sezioni 1 e 3, ed al titolo 3, sezioni 1 e 2 della presente parte, l'Autorità disciplina criteri in applicazione dei quali gli esercenti definiscono opzioni tariffarie.

3.2 Le opzioni tariffarie sono suddivise in tre categorie:

b) opzioni tariffarie speciali;

c) opzioni tariffarie ulteriori, che, nei casi in cui l'Autorità fissi una tariffa, possono essere offerte dagli esercenti unitamente alla medesima tariffa.

3.3 Le opzioni tariffarie devono essere offerte dall'esercente in maniera non discriminatoria a tutte le attuali e potenziali controparti appartenenti alla stessa tipologia contrattuale.

3.4 Le opzioni tariffarie base e speciali definite dagli esercenti ai sensi del comma 3.2, lettere a) e b), devono consentire il rispetto di un vincolo, denominato V1, sui ricavi tariffari conseguibili, da parte di ciascun esercente, dall'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f).

3.5 L'Autorità può riconoscere al singolo esercente, con riferimento ad un'opzione tariffaria speciale, previa presentazione di apposita istanza, ricavi ammessi superiori a quelli compatibili con il vincolo V1 di cui al comma 3.4. Con l'istanza di cui al presente comma l'esercente richiede la determinazione degli eventuali maggiori ricavi ammessi, motivando tale richiesta in relazione ai maggiori costi che l'esercente stesso deve sostenere per l'erogazione di servizi a condizioni diverse da quelle associate alle opzioni tariffarie base.

3.6 L'istanza di cui al comma 3.5 deve essere presentata, a pena di inammissibilità, contestualmente alla proposta per l'approvazione ai sensi dell'articolo 4 dell'opzione tariffaria speciale cui l'istanza medesima si riferisce, unitamente ai seguenti dati e documenti:

a) documentazione atta a consentire la verifica delle caratteristiche del servizio remunerato dall'opzione tariffaria speciale di cui viene richiesta l'approvazione;

b) stima del numero di clienti finali che potranno richiedere l'opzione tariffaria speciale, unitamente alle corrispondenti caratteristiche del prelievo;

3.7 Le componenti tariffarie ottenute come prodotto di elementi e parametri devono essere arrotondate con criterio commerciale alla seconda cifra decimale, se espresse in centesimi di euro, o alla quarta cifra decimale, se espresse in euro.

3.8 L'esercente può definire componenti tariffarie applicate alla potenza contrattualmente impegnata, purché renda disponibili livelli di potenza contrattualmente impegnata pari a 1,5; 3,0; 4,5; 6,0; 10; 15; 20; 25 e 30 kW. L'esercente può rendere disponibili ulteriori livelli di potenza contrattualmente impegnata.

3.9 Nel caso in cui vengano resi disponibili, ai sensi del comma 3.8, livelli di potenza contrattualmente impegnata inferiori a 37,5 kW, l'esercente può installare dispositivi atti a limitare il prelievo di potenza al livello contrattualmente impegnato, fatta eccezione per i casi in cui presso il cliente finale interessato siano installati misuratori di energia elettrica in grado di registrare la potenza massima prelevata.

3.10 I corrispettivi derivanti dall'applicazione di componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi di euro/kW impegnato per anno, sono addebitati in quote mensili calcolate dividendo per dodici i medesimi corrispettivi ed arrotondate secondo quanto previsto al comma 3.7.

3.11 In nessun caso può essere richiesto il pagamento di corrispettivi con riferimento al periodo successivo alla cessazione dell'erogazione del servizio. Nel caso di cessazione, subentro o nuovo allacciamento, nel mese in cui la cessazione, il subentro o il nuovo allacciamento si verificano, le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi di euro/kW impegnato per anno, devono essere moltiplicate, ai fini della determinazione dei corrispettivi, per un coefficiente pari al rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto nel medesimo mese e 365 (trecentosessantacinque).

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Articolo 4

Approvazione e offerta delle opzioni tariffarie.

4.1 L'esercente propone all'Autorità, entro il 15 ottobre di ciascun anno, le opzioni tariffarie base, speciali e ulteriori, che intende offrire alle attuali o potenziali controparti nell'anno successivo (15/q).

4.2 La proposta di cui al comma 4.1 è presentata, anche tramite modalità telematiche, con la modulistica definita dall'Area elettricità dell'Autorità.

4.4 Le opzioni tariffarie approvate ai sensi del comma 4.3 sono irrevocabili, salvo quanto previsto dal comma 4.7.

4.5 Entro 30 (trenta) giorni dalla data dell'approvazione, gli esercenti pubblicano le opzioni tariffarie approvate in almeno un quotidiano ad ampia diffusione nell'àmbito di competenza dell'esercente e nel Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma in cui detto àmbito è ubicato. Per gli esercenti che, alla data del 31 dicembre dell'anno precedente a quello in cui le opzioni tariffarie sono proposte, avevano meno di 100.000 (centomila) clienti finali connessi in bassa e media tensione, è sufficiente la pubblicazione delle opzioni tariffarie approvate nel Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma, ovvero, per trenta giorni, negli albi pretori dei comuni situati nell'àmbito di competenza dell'esercente.

4.6 Entro il medesimo termine di cui al comma 4.5, gli esercenti pubblicano le opzioni tariffarie approvate in un sito internet messo a disposizione dall'Autorità.

4.7 La sospensione dell'offerta di opzioni, ovvero la loro modificazione nel corso dell'anno, sono consentite con le stesse modalità di cui ai commi precedenti.

4.9 L'esercente si attiene, nell'offerta delle opzioni tariffarie, alle disposizioni del codice di condotta commerciale riguardanti l'attività pre-contrattuale.

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(15/q) Comma così modificato dall'art. 7, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

TITOLO 2

Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi.

Sezione 1 - Tariffa per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica per i clienti finali

Articolo 5

Tariffa di trasmissione per i clienti finali.

5.1 Ciascuna impresa distributrice, applica alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), una tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di trasmissione, composta dalla componente tariffaria TRAS, fissata pari:

a) ai valori di cui alla tabella 2.1 dell'allegato n. 1, per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4;

b) ai valori di cui alla tabella 2.2 dell'allegato n. 1, per i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4.

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Articolo 6

Aggiornamento della tariffa di trasmissione.

6.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004- 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente tariffaria TRAS a copertura dei costi operativi inclusi gli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat,;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse.

6.2 Per il periodo di regolazione 1° febbraio 2004- 31 dicembre 2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 6.1, lettera b), è pari al 2,5%.

6.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004- 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente tariffaria TRAS a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica in Italia;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati;

d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli interventi di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione.

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Sezione 2 - Corrispettivi per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica per i clienti finali

Articolo 7

Opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione.

7.1 Ciascuna impresa distributrice propone ai sensi del comma 4.1 almeno un'opzione tariffaria base per il servizio di distribuzione per le attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), ubicate nel proprio àmbito di competenza.

7.2 Le imprese distributrici possono proporre, con le modalità di cui all'articolo 4, opzioni tariffarie speciali per il servizio di distribuzione in aggiunta alle opzioni tariffarie base di cui al comma 7.1.

7.3 L'esercente può applicare componenti tariffarie in relazione a differenze positive tra il valore 0,9 e il valore medio mensile del fattore di potenza del cliente finale.

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Articolo 8

Vincolo V1.

8.1 I ricavi effettivi conseguiti in ciascun anno solare dall'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), non possono superare i ricavi ammessi, determinati sulla base dell'opzione tariffaria TV1.

8.2 L'opzione tariffaria TV1 di cui al comma 8.1 è costituita, con riferimento ai contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), dalle seguenti componenti, i cui valori sono fissati nella tabella 3 di cui all'allegato n. 1:

ρ1 . composta dagli elementi ρ1 (disMT),ρ1 (disBT) e ρ1 (cot);

ρ3 . composta dagli elementi ρ3 (disAT),ρ3 (disMT),ρ3 (disBT) e ρ3 (cot).

8.3 Ai fini dell'applicazione del comma 8.1:

a) i ricavi effettivi conseguiti sono pari alla somma dei seguenti addendi:

ii) ricavi derivanti dall'applicazione di penalità per prelievi di potenza maggiori del livello contrattualmente impegnato e ricavi derivanti dall'applicazione delle componenti di cui al comma 7.3;

iii) ricavi eccedentari relativi all'anno precedente ai sensi di quanto disposto dal successivo comma 9.6.

b) i ricavi ammessi sono pari alla somma dei seguenti addendi:

i) ricavi che sarebbero stati conseguiti applicando nello stesso anno l'opzione tariffaria TV1, di cui al comma 8.2;

ii) maggiori ricavi ammessi, ai sensi di quanto previsto al comma 3.5.

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Articolo 9

Verifiche del rispetto del vincolo V1.

9.1 L'impresa distributrice, entro il 31 luglio di ogni anno, con riferimento all'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f):

a) dichiara l'ammontare dei ricavi ammessi e l'ammontare dei ricavi effettivi relativi all'anno solare precedente, come definiti all'articolo 8;

9.2 A fronte di ricavi eccedentari superiori al 3% del ricavo ammesso, ciascuna impresa distributrice, entro il 31 dicembre di ogni anno, riconosce ai clienti che nell'anno precedente erano controparti di contratti appartenenti ad una tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), un rimborso pari al prodotto tra i ricavi eccedentari di cui al comma 9.1, lettera b), relativi alla medesima tipologia e:

9.3 L'ammontare complessivo dei rimborsi di cui al comma 9.2 è ripartito tra i clienti in proporzione agli addebiti derivanti dall'applicazione delle componenti dell'opzione tariffaria per il servizio di distribuzione, escluse le componenti di cui al comma 7.3, complessivamente fatturati a ciascun cliente nell'anno precedente quello del rimborso.

9.4 A fronte di ricavi eccedentari non superiori al 10% l'impresa distributrice può, in alternativa a quanto previsto al comma 9.2, ridurre nelle fatture dell'anno successivo a quello cui i ricavi eccedentari si riferiscono le componenti di tutte le opzioni tariffarie applicate ai clienti finali controparti di contratti appartenenti alla tipologia di una percentuale determinata ai sensi del comma 9.5.

9.5 La percentuale di riduzione di cui al comma 9.4 è calcolata in modo tale da prevedere, entro il quinto bimestre dell'anno, un accredito complessivo pari al prodotto tra i ricavi eccedentari e (1+r1), dove r1 è determinato ai sensi del comma 9.2, lettera a). Qualora l'ammontare effettivamente accreditato entro il quinto bimestre dell'anno sia inferiore a detto importo, nel bimestre successivo l'impresa distributrice accredita a ciascun cliente finale controparte di contratti appartenenti alla tipologia un importo pari al rapporto tra l'ammontare residuo da restituire e il numero di tali clienti finali.

9.6 A fronte di ricavi eccedentari pari o inferiori al 3% del ricavo ammesso, ciascuna impresa distributrice accantona detti ricavi eccedentari e li computa a maggiorazione dei ricavi effettivi nell'anno successivo a quello a cui i ricavi eccedentari si riferiscono.

9.7 Ciascuna impresa distributrice dà separata evidenza contabile agli accrediti e ai rimborsi di cui ai commi 9.2 e 9.4, nonché agli accantonamenti di cui al comma 9.6.

9.8 Entro il 31 marzo dell'anno successivo a quello in cui sono effettuati gli accrediti o i rimborsi di cui ai commi 9.2 e 9.4, ciascuna impresa distributrice comunica all'Autorità, per ogni opportuna verifica, l'ammontare di quanto accreditato e rimborsato con riferimento all'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f).

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Articolo 10

Vincolo V2.

10.1 La tariffa TV2, con riferimento ai contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), è costituita dalle componenti tariffarie α1, α2 e α3, determinate come segue:

α₁ = ρ₁(cot) × δ₁

α₂ = [ρ₁ (disMT) + ρ₁ (disBT)] × δ₂ + [ρ₃ (disMT) + ρ₃ (disBT) + ρ₃ (cot)] × δ₄

α₃ = ρ₃ (disAT)] × δ₃

10.2 I valori dei parametri δ1, δ2, δ3 e δ4 di cui al comma 10.1, relativi a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), sono fissati nella tabella 4 di cui all'allegato n.1.

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Articolo 11

Compatibilità con il vincolo V2.

11.1 Un'opzione tariffaria base non multioraria è compatibile con il vincolo V2 se, per ogni combinazione di valori di potenza impegnata ed energia elettrica prelevata in ciascun punto di prelievo, l'addebito risultante dall'applicazione dell'opzione tariffaria non è superiore a quello che si otterrebbe applicando la tariffa TV2 di cui al comma 10.1.

11.2 Un'opzione tariffaria base multioraria è compatibile con il vincolo V2 se si verificano congiuntamente le seguenti due condizioni:

b) per ogni distribuzione temporale del prelievo, l'addebito che deriverebbe dall'applicazione della tariffa TV2 con le componenti α1, α2 e α3 aumentate del 100 % è superiore all'addebito che deriverebbe dall'applicazione dell'opzione tariffaria multioraria.

11.3 Ai fini della compatibilità con il vincolo V2 di un'opzione tariffaria base non multioraria o multioraria applicata nell'àmbito di un contratto con durata inferiore all'anno, le condizioni di cui ai commi 11.1 e 11.2 debbono essere soddisfatte applicando la tariffa TV2 con le componenti α1 e α2 moltiplicate per il rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto e 365 (trecentosessantacinque).

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Articolo 12

Distribuzione temporale di riferimento.

12.1 Nel caso di opzioni multiorarie per fasce, per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed energia elettrica annualmente prelevata da un cliente, la distribuzione temporale di riferimento della potenza impegnata e dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 11.2, lettera a), è ottenuta come segue:

12.2 Nel caso di opzioni multiorarie diverse da quelle di cui al comma 12.1, per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed energia elettrica annualmente prelevata da un cliente, la distribuzione temporale di riferimento della potenza impegnata e dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 11.2, lettera a), è ottenuta come segue:

a) la potenza impegnata in un'ora di ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 è pari alla potenza impegnata di cui al comma 12.1, lettera a), relativa alla medesima fascia;

b) l'energia elettrica prelevata in un'ora di ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 è ottenuta dividendo il valore dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 12.1, lettera b), per il numero di ore dell'anno appartenenti alla medesima fascia.

12.3 I parametri del profilo tipo del prelievo di potenza di cui al comma 12.1, lettera a) e del prelievo di energia elettrica di cui alla lettera b) del medesimo comma sono fissati nelle tabelle 5 e 6 di cui all'allegato n.1.

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Articolo 13

Regime tariffario semplificato per il servizio di distribuzione.

13.1 Ciascuna impresa distributrice con meno di 5000 clienti connessi alla propria rete di distribuzione alla data del 31 dicembre 2003, in alternativa a quanto disposto dai commi 7.1 e 7.2, può richiedere all'Autorità, entro i termini di cui al comma 4.1, di essere autorizzato ad adottare il regime tariffario semplificato per il servizio di distribuzione.

13.2 Ciascuna impresa distributrice autorizzata dall'Autorità ad adottare il regime tariffario semplificato applica, alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), ubicate nel proprio àmbito di competenza, corrispettivi per il servizio di distribuzione pari alla tariffa TV2 di cui al comma 10.1 salvo quanto disposto dal comma 13.6 (15/r).

13.3 Ciascuna impresa distributrice autorizzata dall'Autorità ad adottare il regime tariffario semplificato è esonerata dagli obblighi di verifica del rispetto del vincolo V1 di cui all'articolo 9.

13.4 Le imprese distributrici possono applicare le componenti tariffarie di cui alla tabella 26 dell'allegato n. 1, ai prelievi di energia reattiva dei clienti finali (16).

13.5 L'applicazione delle componenti tariffarie di cui al precedente comma deve avvenire in maniera non discriminatoria (17).

13.6. Le imprese distributrici possono applicare riduzioni alle componenti tariffarie α1, α2 e α3, della tariffa TV2 di cui al comma 10.1. Le riduzioni, ove previste, sono applicate a tutti i clienti appartenenti alla relativa tipologia contrattuale (17/a).

13.7. L'applicazione delle riduzioni di cui al comma 13.6 deve essere preventivamente comunicata all'Autorità (17/b).

13.8. I minori ricavi derivanti dall'applicazione delle riduzioni di cui al comma 13.6 non possono essere oggetto di integrazione secondo quanto previsto dall'art 50 (17/c).

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(15/r) Comma così modificato dall'art. 7, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(16) Comma aggiunto dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 marzo 2004, n. 23/04.

(17) Comma aggiunto dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 marzo 2004, n. 23/04.

(17/a) Comma aggiunto dall'art. 7, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(17/b) Comma aggiunto dall'art. 7, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(17/c) Comma aggiunto dall'art. 7, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

Articolo 14

Punti di emergenza.

14.1 Ai fini dell'applicazione delle opzioni tariffarie di cui all'articolo 7 ovvero della tariffa TV2 nei casi di applicazione del regime tariffario semplificato, la potenza impegnata e l'energia elettrica prelevata in un punto di emergenza durante il periodo di emergenza sono convenzionalmente attribuite al punto di prelievo, indicato come principale nel contratto avente ad oggetto il servizio di trasporto ed interessato dal disservizio di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione.

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Articolo 15

Aggiornamento delle componenti dei vincoli.

15.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ1 e ρ3 a copertura dei costi operativi, inclusi gli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;

e) limitatamente agli elementi ρ1 (disMT), ρ1 (disBT), ρ3 (disMT) e ρ3 (disBT), il tasso di variazione collegato ad aumenti dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio.

15.2 Per il periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 15.1, lettera b), è pari al 3,5%.

15.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ1 e ρ3 a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica in Italia;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati.

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Articolo 16

Componenti UC3 e UC6 e MCT.

16.1 Ciascuna impresa distributrice applica ai clienti finali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), le componenti UC3, UC4, UC6 e MCT (17/d).

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(17/d) Articolo così sostituito dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

Sezione 3 - Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica per le imprese distributrici e per i produttori

Articolo 17

Corrispettivi per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale.

17.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale riconosce:

a) al Gestore della rete un corrispettivo determinato applicando la componente CTR, fissata nella tabella 7 di cui all'allegato n. 1, alla somma:

i) dell'energia elettrica netta prelevata dall'impresa medesima dalla rete di trasmissione nazionale;

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Articolo 18

Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle reti di distribuzione.

18.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica da reti di distribuzione riconosce all'impresa distributrice dalla cui rete l'energia elettrica viene prelevata un corrispettivo composto:

a) dalla componente CTR di cui al comma 17.1, applicata all'energia netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 8, colonna B, di cui all'allegato n. 1;

b) dalla componente CDF, applicata a ciascun punto di interconnessione;

c) dalla componente CDE, applicata all'energia netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione.

18.2 La componente CDF di cui al comma 18.1, lettera b), è pari:

a) alla componente ρ1 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera c), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;

b) alla componente ρ1 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;

c) alla componente ρ1 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera f), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.

18.3 La componente CDE di cui al comma 18.1, lettera c) è pari alla:

a) componente ρ3 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera c) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;

b) componente ρ3 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;

c) componente ρ3 dell'opzione tariffaria TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera f) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.

18.4 Il corrispettivo di cui al comma 18.1, lettera b), non si applica ai punti di interconnessione di emergenza.

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Articolo 19

Corrispettivo per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica per i produttori di energia elettrica.

19.1 Chiunque abbia la disponibilità di un impianto di produzione di energia elettrica connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi riconosce al Gestore della rete, per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica, un corrispettivo determinato applicando all'energia elettrica prodotta e immessa nella medesima rete, anche per il tramite di linee dirette e di reti interne d'utenza, una componente tariffaria pari a 0,0254 centesimi di euro/kWh (17/e).

19.2 Il corrispettivo di cui al precedente comma è fatturato dal Gestore della rete con cadenza mensile.

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(17/e) La componente tariffaria di cui al presente comma è stata così rideterminata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

Articolo 20

Remunerazione del servizio di trasmissione.

20.1 Ai fini della determinazione della componente fissa del canone annuale di cui all'articolo 16 della convenzione tipo approvata con il decreto 22 dicembre 2000, il Gestore della rete determina l'esborso complessivo di cui al comma 1 dell'articolo 18 della medesima convenzione tipo come differenza tra:

a) i corrispettivi percepiti dal medesimo Gestore ai sensi del comma 17.1, lettera a), e del comma 19.1, e

b) il corrispettivo destinato alla copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete, determinato applicando una componente pari a 0,0336 centesimi di euro/kWh, all'energia di cui al comma 17.1, lettera a) (17/f).

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(17/f) La componente di cui alla presente lettera è stata così rideterminata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

Articolo 21

Aggiornamento delle componenti tariffarie.

21.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR di cui al comma 17.1, della componente tariffaria di cui al comma 19.1 e della componente di cui al comma 20.1, lettera b) a copertura dei costi operativi, inclusi gli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse (18).

21.2 Per il periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 21.1, lettera b), è pari al 2,5%.

21.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR di cui al comma 17.1, della componente tariffaria di cui al comma 19.1 e della componente di cui al comma 20.1, lettera b) a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica in Italia;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati;

d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli interventi di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione (19).

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(18) Comma così corretto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

(19) Comma così corretto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

TITOLO 3

Corrispettivi per la vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato.

Sezione 1 - Corrispettivi per la vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato con contratti diversi da quelli per l'utenza domestica in bassa tensione

Articolo 22

Struttura dei corrispettivi.

22.1 Ciascuna impresa distributrice offre alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), una tariffa composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente CCA;

b) componente COV1 il cui valore è fissato nella tabella 9 di cui all'allegato n.1 ed è aggiornato annualmente dall'Autorità;

c) componente COV3 il cui valore è fissato nella tabella 9 di cui all'allegato n.1 ed è aggiornato annualmente dall'Autorità;

d) componente UC1, e componente UC5 (19/a).

22.2 Qualora il servizio di vendita di cui al comma 22.1 sia oggetto di un contratto che preveda anche l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica, trovano applicazione le disposizioni di cui al titolo 2, sezioni 1 e 2, della presente parte, unitamente a quelle di cui alla presente sezione.

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(19/a) Vedi, anche, l'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04, l'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, l'art. 4, Del.Aut.en.el. e gas 29 settembre 2004, n. 171/04 e la Del.Aut.en.el. e gas 30 dicembre 2004, n. 252/04.

Articolo 23

Componente a copertura dei costi di approvvigionamento di energia elettrica (CCA).

23.1 La componente CCA è fissata pari alla somma dei seguenti elementi:

a) VE;

b) PC;

c) OD;

d) CD (19/b);

e) INT (19/c);

f) DP (19/d).

23.2 L'elemento PC di cui al comma 23.1, lettera b), è pari a:

a) il prodotto tra il parametro γ ed il parametro PGN per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4;

b) il prodotto tra il parametro Σ ed il parametro PGNB per i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie FB1, FB2;

c) il prodotto tra il parametro Σ ed il parametro PGNT, per clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4.

23.3 L'elemento OD di cui al comma 23.1, lettera c), è pari a:

a) il prodotto tra il parametro γOD ed il parametro D per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4;

b) il prodotto tra il parametro Σ ed il parametro DT, per clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4.

23.3.1 L'elemento CD di cui al comma 23.1, lettera d), è pari a:

a) il prodotto tra il parametro γCD ed il parametro K per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4;

b) il prodotto tra il parametro γ ed il parametro KT, per clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (19/e).

23.3.2 L'elemento INT di cui al comma 23.1, lettera e), è pari a:

a) il prodotto tra il parametro γINT ed il parametro T per i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4;

b) il prodotto tra il parametro λ ed il parametro TT, per clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 (19/f).

23.4 I valori del parametro Σ sono fissati nella tabella 10 di cui all'allegato n. 1. Gli elementi VE, PC, OD, CD, INT, DP e la componente CCA sono pubblicati dall'Autorità prima dell'inizio di ciascun trimestre (19/g).

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(19/b) Lettera aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(19/c) Lettera aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(19/d) Lettera aggiunta dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(19/e) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(19/f) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(19/g) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

Sezione 2 - Corrispettivi per la vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato con contratti per l'utenza domestica in bassa tensione

Articolo 24

Tariffe D1, D2, D3.

24.1 La tariffa di riferimento per i clienti potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), è denominata D1. La tariffa D1 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente σ1 , costituita dagli elementi σ1 (mis), σ1 (cot) e σ1 (cov);

b) componente σ2 ;

c) componente σ3 , costituita dagli elementi σ3 (tras), σ3 (disAT) e σ3 (disMT);

d) componente CCA, di cui all'articolo 23;

e) componenti UC1 e UC5 di cui al comma 22.1, lettera d);

f) componente UC3, UC4, e UC6 di cui di cui all'articolo 16 (19/h).

24.2 Ciascun esercente l'attività di vendita offre una tariffa denominata D2 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), per l'alimentazione di applicazioni nella residenza anagrafica del cliente, nei quali siano previsti impegni di potenza fino a 3 kW. La tariffa D2 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente τ1(D2);

b) componente τ2(D2);

c) componente τ3(D2);

d) componente CAD;

e) componenti UC1, UC5 di cui al comma 22.1, lettera d);

f) componente UC3 e UC4, di cui all'articolo 16 (20) (20/a).

24.3 Ciascun esercente l'attività di vendita offre una tariffa denominata D3 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), diversi da quelli di cui al comma 24.2. La tariffa D3 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente τ1(D3);

b) componente τ2(D3);

c) componente τ3(D3);

d) componente CAD;

e) componenti UC1, UC5 di cui al comma 22.1, lettera d);

f) componente UC3 e UC4 di cui all'articolo 16 (21) (21/a).

24.4 La componente CAD di cui ai commi 24.2 e 24.3 è pari alla somma dei seguenti elementi:

a) VE;

b) PF, i cui valori sono fissati nella tabella 11 di cui all'allegato n. 1;

c) PV.

24.5 L'elemento PV di cui al comma 24.4 è pari al prodotto tra il parametro f, i cui valori sono fissati nella tabella 12 di cui all'allegato n. 1, e il valore della componente CCA di cui al comma 24.1, al netto degli elementi VE e PF.

24.6 La componente CAD, gli elementi VE e PV sono pubblicati dall'Autorità prima dell'inizio di ciascun trimestre.

24.7 I valori delle componenti σ1, σ2, σ3, τ1(D2), τ2(D2), τ3(D2), τ1(D3), τ2(D3),

τ3(D3), sono fissati nelle tabelle 13, 14, 15 e 16 di cui all'allegato n. 1.

24.8 Gli scaglioni di consumo espressi in kWh per anno previsti dalla tabella 14 ai fini dell'addebito della componente τ3(D2) sono applicati con il criterio del pro-quota giorno. Gli scaglioni giornalieri sono ottenuti dividendo per 365 (trecentosessantacinque) i valori che delimitano gli scaglioni stessi e arrotondando il quoziente alla terza cifra decimale secondo il criterio commerciale. Le modalità di calcolo di cui al presente comma sono applicate alle fatture o bollette emesse in seguito alla lettura dei misuratori.

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(19/h) Lettera così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05. Vedi, anche, l'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04, l'art. 5, Del.Aut.en.el e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, l'art. 4, Del.Aut.en.el. e gas 29 settembre 2004, n. 171/04 e la Del.Aut.en.el. e gas 30 dicembre 2004, n. 252/04.

(20) Lettera prima corretta dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04 e poi così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(20/a) Vedi, anche, l'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04, l'art. 5, Del.Aut.en.el e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, l'art. 4, Del.Aut.en.el. e gas 29 settembre 2004, n. 171/04 e la Del.Aut.en.el. e gas 30 dicembre 2004, n. 252/04.

(21) Lettera prima corretta dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04 e poi così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(21/a) Vedi, anche, l'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04, l'art. 5, Del.Aut.en.el e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, l'art. 4, Del.Aut.en.el. e gas 29 settembre 2004, n. 171/04 e la Del.Aut.en.el. e gas 30 dicembre 2004, n. 252/04.

Articolo 25

Opzioni tariffarie ulteriori.

25.1 Ciascun esercente il servizio di vendita dell'energia elettrica, può proporre opzioni tariffarie ulteriori rispetto alle tariffe D1, D2 e D3. Quanto alla presentazione e alle modalità di offerta delle opzioni di cui al presente comma trovano applicazione le disposizioni di cui all'articolo 4.

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Articolo 26

Aggiornamento delle componenti tariffarie.

26.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti σ1, σ2, e σ3 a copertura dei costi operativi, inclusi gli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;

e) limitatamente agli elementi σ3(disMT), e alla componente σ2, il tasso di variazione collegato ad aumenti dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio.

26.2 Per il periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 26.1, lettera b), è pari al 3,5% con riferimento al servizio di distribuzione, e al 2,5% con riferimento al servizio di trasmissione.

26.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° febbraio 2004 - 31 dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti σ1, σ2 e σ3 a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica in Italia;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati;

d) limitatamente all'elemento σ3 (tras) , il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli interventi di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione.

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Sezione 3 - Corrispettivi per la cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato

Articolo 27

Àmbito di applicazione.

27.1 Le disposizioni contenute nella presente sezione si applicano alle cessioni di energia elettrica , intestate all'Acquirente unico ai sensi del D.M. 19 dicembre 2003 del Ministro delle attività produttive, alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato.

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Articolo 28

Condizioni di cessione.

28.1 L'Acquirente unico predispone ed invia all'Autorità per l'approvazione un contratto tipo di cessione di energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato.

28.2 Il contratto tipo di cui al precedente comma 28.1 deve essere predisposto nell'osservanza di criteri che consentano:

a) all'Acquirente unico di operare secondo principi di efficienza;

b) all'Acquirente unico di avere a disposizione i dati e le informazioni funzionali alla propria attività in tempi tali da consentire di salvaguardare l'economicità degli approvvigionamenti;

c) all'Acquirente unico di attivare opportune coperture del rischio di controparte connesso con la cessione di energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato;

d) di trattare i distributori in maniera non discriminatoria.

28.3 L'Autorità si pronuncia sul contratto tipo entro 15 (quindici) giorni dal ricevimento del medesimo. Trascorso inutilmente tale termine il contratto tipo si intende approvato.

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Articolo 29

Costo di approvvigionamento da parte delle imprese distributrici dell'energia elettrica per la vendita al mercato vincolato.

29.1 L'impresa distributrice acquirente, per la quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato dalla stessa serviti definita all'articolo 31, è tenuta al pagamento del prezzo di cessione di cui all'articolo 30.

29.2 Entro il giorno 15 (quindici) aprile di ciascun anno l'impresa distributrice è tenuta versare all'Acquirente unico, se positivo, o ha diritto a ricevere dal medesimo, se negativo, un ammontare pari al prodotto tra:

a) il prezzo medio dell'energia elettrica prelevata nell'anno solare precedente nella medesima area di riferimento, determinato ai sensi dell'articolo 6, comma 6.3 della deliberazione n. 118/03;

b) la differenza tra l'energia elettrica destinata, nell'anno solare precedente, ai propri clienti del mercato vincolato non trattati su base oraria, di cui al comma 31.2, e l'energia elettrica attribuita nel medesimo anno alla medesima impresa distributrice ai sensi dell'articolo 5, comma 5.4 della deliberazione n. 118/03.

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Articolo 30

Prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato.

30.1 Il prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, espresso in centesimi di euro/kWh, è pari, in ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4 di un mese, alla somma di tre componenti:

a) la media, ponderata per le rispettive quantità di energia elettrica, dei costi unitari sostenuti dall'Acquirente unico nelle ore comprese in detta fascia oraria:

i) per l'acquisto dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento;

ii) per l'acquisto dell'energia elettrica attraverso contratti di compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del sistema delle offerte;

iii) per la copertura dei rischi connessi all'oscillazione dei prezzi dell'energia elettrica, attraverso contratti differenziali o ad altre tipologie di contratto;

b) il costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico in qualità di utente del dispacciamento per il mercato vincolato nelle ore comprese in detta fascia oraria;

c) il corrispettivo unitario riconosciuto all'Acquirente unico per l'attività di acquisto e vendita dell'energia elettrica per il mercato vincolato.

30.2 Con riferimento al comma 30.1, lettera a), punti ii) ed iii), il costo unitario relativo alle ore comprese in ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3, e F4 di un mese è pari al prodotto tra il costo unitario che l'Acquirente unico avrebbe sostenuto in detta fascia oraria se avesse acquistato nel mercato del giorno prima l'energia elettrica oggetto del contratto di compravendita o del contratto per la copertura dei rischi connessi con l'oscillazione dei prezzi dell'energia elettrica e il rapporto tra:

a) il costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico in detto mese per l'acquisto dell'energia elettrica attraverso contratti di compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del sistema delle offerte o per la copertura dei rischi connessi con l'oscillazione dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica;

b) il costo unitario che l'Acquirente unico avrebbe sostenuto in detto mese se avesse acquistato nel mercato del giorno prima l'energia elettrica oggetto del contratto di compravendita o del contratto per la copertura dei rischi connessi con l'oscillazione dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica (21/b).

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(21/b) In deroga a quanto disposto dal presente articolo vedi l'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2004, n. 50/2004 e l'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 29 settembre 2004, n. 171/04. Per la riduzione del prezzo di cui al presente articolo vedi l'art. 5, Del.Aut.en.el. e gas 28 giugno 2005, n. 133/05.

Articolo 31

Energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti da un'impresa distributrice.

31.1 L'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti da un'impresa distributrice è pari, in ciascuna ora, alla somma di:

a) la quota del prelievo residuo d'area dei clienti del mercato vincolato non trattati su base oraria attribuito all'impresa distribuisce ai sensi dell'articolo 5, comma 5.4, della deliberazione n. 118/03;

b) l'energia elettrica prelevata nei punti di prelievo corrispondenti a clienti del mercato vincolato trattati su base oraria e compresi nell'àmbito territoriale di detta impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'Allegato n. 1 (21/c).

31.2 L'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato non trattati su base oraria, di cui al comma 29.2, serviti da un'impresa distributrice è pari alla differenza tra:

a) l'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice;

b) l'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa distributrice

31.3 L'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice di cui al comma 31.2, è pari, in ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, alla somma dell'energia elettrica:

a) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione con altre aree di riferimento o con la rete di trasmissione nazionale o nei punti di interconnessione compresi nell'area di riferimento, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna B, di cui all'allegato n. 1;

b) prelevata dai clienti del mercato vincolato connessi alla rete di trasmissione nazionale nell'àmbito di competenza dell'impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'allegato n. 1;

c) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione virtuale, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'allegato n. 1;

31.4 L'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa distributrice di cui al comma 31.2, è pari alla somma dell'energia elettrica:

a) prelevata dalla rete dell'impresa distributrice nei punti di interconnessione con altre aree di riferimento o con la rete di trasmissione nazionale o nei punti di interconnessione compresi nell'area di riferimento, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna B, di cui all'allegato n. 1;

b) prelevata dai clienti del mercato libero connessi alla rete dell'impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'allegato n. 1;

c) prelevata dai clienti del mercato vincolato compresi nell'àmbito di competenza dell'impresa distributrice e trattati su base oraria, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'allegato n. 1.

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(21/c) In deroga a quanto disposto dal presente comma vedi l'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2004, n. 50/2004.

Articolo 32

Fatturazione e regolazione dei pagamenti.

32.1 Il periodo di fatturazione dei corrispettivi per la cessione alle imprese distributrici dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, di cui all'articolo 29, è il mese di calendario.

32.2 Ai fini dell'emissione delle fatture di cui al comma 32.1, ciascuna impresa distributrice comunica all'Acquirente unico entro il giorno 20 (venti) del mese successivo a quello di competenza l'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui all'articolo 31.

32.3 L'Acquirente unico verifica la correttezza e la congruità delle comunicazioni di cui al comma 32.2, sulla base delle informazioni di cui al comma 33.1.

32.4 Nel caso in cui un'impresa distributrice non adempia agli obblighi del comma 32.2, l'Acquirente unico fattura in acconto alla medesima impresa il corrispettivo per la vendita dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato assumendo come riferimento convenzionale un'energia elettrica pari all'ammontare dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato dalla medesima impresa nello stesso mese dell'anno precedente aumentato del 10%.

32.5 Entro il giorno 27 (ventisette) del mese successivo a quello di competenza, l'Acquirente unico calcola il prezzo di cessione di cui all'articolo 29.

32.6 I pagamenti delle imprese distributrici all'Acquirente unico sono effettuati con valuta beneficiaria il quindicesimo giorno lavorativo del secondo mese successivo a quello di competenza.

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Articolo 33

Obblighi di informazione.

33.1 Ciascuna impresa distributrice trasmette all'Acquirente unico, secondo le modalità dal medesimo definite, la registrazione delle misure dell'energia elettrica, nonché ogni altra informazione o dato utile ai fini del compimento, da parte del medesimo Acquirente unico, degli adempimenti di competenza, ivi inclusa la verifica di cui al comma 32.3.

33.2 L'Acquirente unico comunica all'Autorità e pubblica nel proprio sito internet, entro il termine del mese successivo a quello di competenza:

a) il prezzo di cui all'articolo 30 relativo al mese di competenza;

b) i costi totali sostenuti dall'Acquirente unico nel mese di competenza, articolati su base oraria e distinti per ciascuna tipologia di costo di cui all'articolo 30;

c) la quantità di energia elettrica acquistata nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento in ciascuna ora del mese di competenza ed in ciascuna zona;

d) la quantità di energia elettrica acquistata al di fuori del sistema delle offerte in ciascuna ora del mese di competenza ed in ciascuna zona;

e) il prezzo medio pagato al Gestore del mercato elettrico per gli acquisti di cui alla lettera c) nel mese di competenza ed in ciascuna zona;

f) il prezzo medio dell'energia elettrica oggetto dei contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte nel mese di competenza ed in ciascuna zona;

g) gli sbilanciamenti relativi a ciascuna ora del mese di competenza distinti per punto di dispacciamento.

33.3 Ai fini della determinazione dei corrispettivi per il servizio di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui al Titolo 3, l'Acquirente unico comunica all'Autorità:

a) entro 20 (venti) giorni dall'inizio di ciascun trimestre, la stima dei costi unitari di approvvigionamento dell'Acquirente unico relativi a ciascuno dei quattro trimestri successivi, articolata per fascia oraria e distinta per ciascuna tipologia di costo di cui all'articolo 30;

b) entro 30 (trenta) giorni dalla fine di ciascun trimestre, la differenza tra la stima dei costi di approvvigionamento comunicati nel trimestre precedente e i costi effettivi di approvvigionamento sostenuti dall'Acquirente unico nel medesimo periodo.

33.4 L'Acquirente unico invia all'Autorità con cadenza trimestrale il budget finanziario relativo ai quattro trimestri successivi, nonché il rendiconto finanziario relativo all'ultimo trimestre.

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TITOLO 4

Servizio di misura dell'energia elettrica.

Articolo 34

Disposizioni generali.

34.1 Ciascun misuratore che consenta la rilevazione oraria o per fascia oraria delle grandezze elettriche è sincronizzato con un unico riferimento a cura del soggetto responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure dell'energia elettrica.

34.2 Ai fini del calcolo dei corrispettivi per il servizio di cui al comma 2.1, lettera d), le misure rilevanti sono esclusivamente quelle effettuate dai misuratori di cui al presente titolo.

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Articolo 35

Soggetti responsabili del servizio di misura dell'energia elettrica.

35.1 Il soggetto responsabile dell'installazione e della manutenzione dei misuratori è:

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'impresa distributrice per i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;

b) con riferimento ai punti di immissione relativi ad un impianto di produzione di energia elettrica, il soggetto titolare dell'impianto medesimo;

c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete tali punti si trovano;

d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica attraverso tali punti.

35.2 Il soggetto responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure dell'energia elettrica è:

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'impresa distributrice per i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;

b) con riferimento ai punti di immissione situati su una rete con obbligo di connessione di terzi, il soggetto che gestisce la medesima rete;

c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete tali punti si trovano;

d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica attraverso tali punti.

35.3 Il soggetto di cui al comma 35.2 trasmette al Gestore della rete la registrazione delle misure dell'energia elettrica rilevate, per quanto necessario ai fini del compimento, da parte del medesimo Gestore della rete, degli adempimenti amministrativi di competenza.

35.4 Le misure dell'energia elettrica rilevate e registrate nei punti di immissione e di prelievo non possono essere utilizzate per finalità diverse da quelle relative ai servizi di trasmissione, distribuzione e di vendita di cui al comma 2.1, salvo consenso scritto da parte del soggetto titolare dell'impianto di produzione dell'energia elettrica o del cliente finale a cui tali punti si riferiscono.

35.5 I soggetti di cui al comma 35.1, lettera a), con riferimento ai punti di prelievo, corrispondenti ai clienti finali di cui all'Articolo 36, comma 36.1, lettera a), sono tenuti ad effettuare l'installazione dei misuratori dell'energia elettrica entro i termini di cui all'Articolo 41, comma 41.1.

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Articolo 36

Disposizioni relative ai clienti del mercato libero connessi a reti in altissima, alta e media tensione, ai clienti del mercato vincolato connessi a reti in altissima e alta tensione e agli impianti di produzione di energia elettrica.

36.1 Il presente articolo si applica al servizio di misura dell'energia elettrica con riferimento ai punti di immissione e di prelievo relativi:

a) ai clienti del mercato libero connessi in altissima, alta e media tensione;

b) ai clienti del mercato vincolato connessi in altissima e alta tensione;

c) ai soggetti titolari di impianti di produzione di energia elettrica, con potenza nominale superiore a 250 kW.

36.2 I misuratori relativi ai punti di immissione e di prelievo di cui al precedente comma devono:

a) consentire la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di immissione e di prelievo;

b) essere provvisti di un sistema di segnalazione automatica di eventuali irregolarità del proprio funzionamento;

36.3 In alternativa a quanto previsto al comma 36.2, lettera c), il soggetto di cui al comma 35.2 rende disponibili al cliente finale, su supporto digitale, i dati registrati nel corso del mese, entro il quinto giorno lavorativo del mese successivo a quello in cui i dati sono stati registrati.

36.4 Nel caso in cui si verifichino irregolarità di funzionamento del misuratore, l'intervento di manutenzione è effettuato, entro 48 (quarantotto) ore dalla segnalazione automatica o dalla comunicazione, dal soggetto di cui al comma 35.1 che ne dà tempestiva informazione al cliente finale o al soggetto di cui al comma 35.2.

36.5 Per il periodo in cui si è verificata l'irregolarità di funzionamento di cui al comma 36.4, la ricostruzione delle misure dell'energia elettrica è effettuata dal soggetto di cui al comma 35.2, sulla base dell'errore di misurazione accertato in sede di verifica del misuratore, con effetto retroattivo dal momento in cui l'irregolarità si è verificata, ove lo stesso momento sia determinabile, oppure, nei casi di indeterminabilità, dall'inizio del mese in cui l'irregolarità è stata rilevata. Qualora non sia possibile determinare il suddetto errore di misurazione, la ricostruzione è effettuata con riferimento alle misure relative ad analoghi periodi o condizioni, tenendo conto di ogni altro elemento idoneo.

36.6 Il soggetto che ha diritto alla disponibilità delle misure dell'energia elettrica può richiedere in qualsiasi momento la verifica dei misuratori. Rimangono a carico del richiedente le spese necessarie per la verifica nel caso in cui gli errori riscontrati risultino compresi entro i limiti di precisione previsti per il misuratore. Qualora gli errori riscontrati superino tali limiti, il soggetto di cui al comma 35.1 assume a proprio carico le spese di verifica e provvede al ripristino della funzionalità del medesimo misuratore.

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Articolo 37

Disposizioni relative ai clienti del mercato vincolato connessi a reti in media e bassa tensione.

37.1 Al servizio di misura dell'energia elettrica con riferimento ai punti di prelievo relativi ai clienti del mercato vincolato connessi a reti in media e bassa tensione si applica, fatto salvo quanto disposto dagli articoli 31 e 32, quanto previsto dalla deliberazione n. 200/99.

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Articolo 38

Disposizioni relative ai punti di interconnessione.

38.1 I misuratori consentono la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di interconnessione.

38.2 Il servizio di misura dell'energia elettrica prelevata dalla rete di trasmissione nazionale da un'impresa distributrice è svolto conformemente alle specifiche tecniche e alle modalità definite dal Gestore della rete sulla base delle direttive emanate dell'Autorità con la deliberazione n. 138/00.

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Articolo 39

Corrispettivo per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica ai clienti finali.

39.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), una tariffa composta dalle componenti tariffarie MIS1 e MIS3, fissate pari ai valori di cui alla tabella 18 dell'allegato n. 1.

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Articolo 40

Remunerazione del servizio di misura dell'energia elettrica nei punti di interconnessione e di immissione.

40.1 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione, al soggetto che provvede all'installazione e manutenzione del misuratore viene riconosciuto dalla controparte un corrispettivo pari al 46% della componente tariffaria MIS1 del corrispondente livello di tensione (21/d).

40.2 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione ovvero in punti di immissione, al soggetto che provvede alla rilevazione e registrazione delle misure viene riconosciuto dalla controparte un corrispettivo pari al 54% della componente tariffaria MIS1 del corrispondente livello di tensione.

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(21/d) Comma così corretto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

Articolo 41

Disposizioni inerenti l'installazione dei misuratori di energia elettrica.

41.1 Per i punti di prelievo, l'installazione di misuratori atti alla misurazione dell'energia elettrica secondo quanto specificato all'Articolo 36, comma 36.2, deve avvenire nei termini di seguito indicati:

a) entro il 30 giugno 2004, relativamente ai punti di prelievo in altissima e alta tensione e ai punti di prelievo in media tensione con potenza disponibile superiore a 500 kW;

b) entro il 31 dicembre 2004, relativamente ai punti di prelievo in media tensione con potenza disponibile a partire da 201 kW e fino a 500 kW;

c) entro il 31 dicembre 2005, relativamente ai punti di prelievo in media tensione con potenza disponibile a partire da 101 kW e fino a 200 kW;

d) entro il 31 dicembre 2006, relativamente ai punti di prelievo in media tensione con potenza disponibile pari o inferiore a 100 kW.

41.2 Eventuali inadempienze dei soggetti di cui al comma 35.1 rispetto a quanto previsto al comma 41.1 saranno considerate al fine della determinazione del corrispettivo a remunerazione del servizio di misura dell'energia elettrica.

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Parte III - Perequazione e integrazione

TITOLO 1

Perequazione dei costi di distrubuzione e di altri oneri a carico delle imprese distributrici.

Sezione 1 - Regime di perequazione generale

Articolo 42

Perequazione.

42.1 La perequazione dei costi di distribuzione e di altri oneri a carico delle imprese distributrici per gli anni 2004-2007 si articola in:

a) perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato;

b) perequazione dei costi del servizio di trasmissione;

c) perequazione dei costi del servizio di distribuzione su reti ad alta tensione;

d) perequazione dei costi del servizio di distribuzione relativi alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione;

e) perequazione dei costi del servizio di distribuzione su reti a media e bassa tensione;

f) perequazione dei ricavi per la fornitura dell'energia elettrica a clienti domestici.

42.2 La perequazione di cui al comma 42.1, si applica a tutte le imprese distributrici, salvo quanto disposto dai commi 42.3 e 42.4.

42.3 Le imprese distributrici che aderiscono al regime semplificato di cui all'articolo 13 sono escluse dalla partecipazione ai meccanismi di cui al comma 42.1 c), d) ed e).

42.4 Le imprese elettriche ammesse al regime di integrazione delle tariffe previste dall'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10, sono escluse dalla partecipazione ai meccanismi di perequazione di cui al comma 42.1.

42.5. La Cassa, attenendosi alle modalità previste nel presente articolo, provvede alla quantificazione e liquidazione, per ciascuna impresa distributrice, dei saldi di perequazione derivanti dall'applicazione dei meccanismi di cui al comma 42.1 (21/e).

42.6. Ai fini di quanto previsto dal comma 42.5, ciascuna impresa distributrice, entro il 31 luglio di ogni anno, fa pervenire alla Cassa, con le modalità da questa definite in coerenza con le disposizioni della presente Sezione, le informazioni necessarie al calcolo dell'ammontare di perequazione relativo all'anno precedente (21/f).

42.7. Nel caso in cui l'impresa di distribuzione non rispetti il termine di cui al comma 42.6, la Cassa provvede a calcolare l'ammontare di perequazione utilizzando ogni informazione disponibile e provvedendo ad una stima prudenziale delle informazioni mancanti, in un'ottica di minimizzazione dell'ammontare di perequazione eventualmente dovuto dal sistema al distributore inadempiente e viceversa di massimizzazione di quanto eventualmente dovuto dallo stesso al sistema di perequazione nel suo complesso (21/g).

42.8. La Cassa, entro il 30 settembre di ogni anno, comunica all'Autorità e a ciascuna impresa distributrice l'ammontare di perequazione relativo ai singoli meccanismi di perequazione (21/h).

42.9. Ciascuna impresa distributrice, in relazione ai singoli meccanismi di perequazione, entro il 31 ottobre di ogni anno, provvede a versare alla Cassa quanto dovuto (21/i).

42.10. La Cassa, in relazione ai singoli meccanismi di perequazione, entro il 30 novembre di ogni anno liquida quanto dovuto a ciascuna impresa distributrice. Nel caso in cui le disponibilità dei conti UC1 ed UC3 non siano sufficienti a liquidare quanto di spettanza di ogni impresa distributrice la Cassa effettua pagamenti pro-quota rispetto agli importi vantati dalle diverse imprese distributrici, fino a concorrenza delle disponibilità dei conti suddetti (21/l).

42.11. Nel caso in cui la liquidazione delle somme dovute alle imprese distributrici in relazione ai meccanismi di perequazione non possa essere completata entro 3 mesi dal termine di cui al comma 42.10, la Cassa riconosce alle medesime imprese distributrici un interesse pari all'Euribor a dodici mesi base 360, calcolato a decorrere dal 1° gennaio del secondo anno successivo a quello a cui si riferiscono gli ammontari di perequazione (21/m).

42.12. Ai fini della perequazione, il riconoscimento della destinazione di consumi di energia elettrica ad uso proprio della trasmissione avviene dietro specifica autocertificazione da parte del soggetto esercente il servizio di trasmissione (21/n).

42.13. Ai fini della perequazione, il riconoscimento della destinazione di consumi di energia elettrica ad uso proprio della distribuzione avviene sulla base di una specifica autocertificazione predisposta dall'impresa distributrice (21/o).

42.14. In relazione all'interpretazione ed attuazione delle norme in materia di perequazione la Cassa si attiene alle indicazioni dell'Autorità. Ogni eventuale contestazione circa le modalità di applicazione dei meccanismi di perequazione e di raccolta delle relative informazioni è demandata alla valutazione e decisione dell'Autorità (22).

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(21/e) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/f) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/g) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/h) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/i) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/l) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/m) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(21/n) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05. Vedi, anche, il comma 4.5 dell'art. 4, della stessa delibera.

(21/o) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05. Vedi, anche, il comma 4.6 dell'art. 4, della stessa delibera.

(22) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

Articolo 43

Perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato.

43.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione relativo al meccanismo di cui al comma 42.1, lettera a), è pari a:

A=[CA - RA]

dove:

- A è l'ammontare di perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato;

- CA denota il costo sostenuto per l'approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, calcolato secondo la seguente formula:

- RA denota i ricavi ottenuti dalla vendita dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, calcolati secondo la seguente formula:

RA = RCCA + congjAU

dove:

i assume i valori F1, F2, F3 ed F4;

m indica il mese dell'anno;

paui,n è il prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato di cui all'articolo 30 per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 del mese m;

è l'energia elettrica fornita ai clienti del mercato vincolato della tipologia c nel mese m. Le quantità di energia elettrica fornita alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f) sono aumentate della quota parte degli usi propri della distribuzione e della trasmissione;

è l'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui all'articolo 31 approvvigionata dall'impresa distributrice per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4 del mese m;

.^j_i,mè la quota parte dell'energia elettrica approvvigionata dall'impresa distributrice in ciascuna fascia oraria i del mese m destinata ai clienti del mercato vincolato, calcolata secondo la seguente formula:

è l'ammontare di cui al comma 29.2 versato dall'impresa distributrice all'Acquirente unico;

Δq_i,mè, per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4, del mese m, la differenza di cui al comma 29.2, lettera b);

RCCA è la somma dei ricavi ottenibili per ciascuna tipologia contrattuale applicando la componente CCA, al netto dell'elemento VE, esclusi gli usi propri della trasmissione e della distribuzione (22/a);

è l'ammontare di cui al comma 29.2 versato dall'Acquirente unico all'impresa distributrice (22/b).

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(22/a) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/b) In deroga a quanto disposto dal presente articolo vedi l'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2004, n. 50/2004.

Articolo 44

Perequazione dei costi relativi al servizio di trasmissione.

44.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 42.1, lettera b) è pari a:

T= [CTNM-RTNM]

dove:

- T è l'ammontare di perequazione dei costi relativi al servizio di trasmissione;

- CTNM denota il costo sostenuto dall'impresa distributrice per l'acquisto del servizio di trasmissione, relativo all'energia elettrica destinata ai clienti finali, non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, calcolato secondo la seguente formula (22/c):

- RTNM denota la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dalla tariffa TRAS e dalla tariffa D1, a copertura del costo sostenuto dall'impresa distributrice per l'acquisto del servizio di trasmissione relativo all'energia elettrica destinata ai clienti finali, non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, ottenuto applicando la tariffa TRAS alla quantità consumata in ciascun anno da ciascuna tipologia c;

con:

L, coefficiente di correzione delle perdite sulla rete di trasmissione nazionale;

qec,NM, energia elettrica prelevata dai clienti finali della tipologia c, non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4. Le quantità di energia elettrica trasportate per le tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f) sono aumentate della quota parte degli usi propri della distribuzione e della trasmissione.

jei , quota parte dell'energia elettrica prelevata fascia oraria i dai clienti finali non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, calcolata secondo la seguente formula:

qeic,M, energia prelevata in ciascuna fascia oraria i dai clienti finali della tipologia c dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, aumentata dell'energia elettrica prelevata da altre imprese distributrici. Le quantità di energia elettrica trasportate per le tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f) sono aumentate della quota parte degli usi propri della distribuzione e della trasmissione ove misurati per fasce orarie (22/d);

qiprel, quantità, in ciascuna fascia oraria i, di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice dalla rete di trasmissione nazionale, dai punti di interconnessione virtuale e da altre reti di distribuzione, corretta per le perdite (22/e).

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(22/c) L'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04 ha disposto la sostituzione della formula della componente CTNM con la seguente: ..

(22/d) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/e) Definizione così sostituita prima dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04 e poi dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

Articolo 45

Perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione.

45.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 42.1, lettera c), è pari a:

DA = C₁ + C₂- [RA_DIR* ξ+RA_TOT*(1- ξ)])]

dove:

- DA è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione;

- C1 è il costo diretto standard delle linee ad alta tensione di distribuzione, calcolato secondo la seguente formula:

- C2 è il costo sostenuto per l'utilizzo di reti ad alta tensione di altre imprese distributrici, calcolato applicando alle quantità di energia elettrica prelevata da reti di distribuzione di terzi, per ciascun livello di tensione t, la componente tariffaria ρ3(disAT) relativa alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed

f);

- RADIR è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dal vincolo V1 e dalla tariffa D1 a copertura dei costi diretti di distribuzione in alta tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, e applicando i corrispettivi unitari (disAT) riportati nella tabella 19 dell'allegato n. 1 (22/f);

- RATOT è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dal vincolo V1 e dalla tariffa D1 a copertura dei costi di distribuzione in alta tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, e delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione (22/g);

con:

Nk,m, consistenza delle componenti k delle linee di distribuzione ad alta tensione, come autocertificato da ciascuna impresa distributrice m ammessa;

qec,m, quantità di energia elettrica trasportata per ciascuna tipologia contrattuale c da ciascuna impresa distributrice m (22/h);

pk, costo unitario standard di ciascuna componente k delle linee di distribuzione ad alta tensione, come riportato nella tabella 20 dell'allegato n. 1;

ξ , rapporto tra la quantità di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice dai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale e il totale di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice.

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(22/f) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/g) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/h) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

Articolo 46

Perequazione dei costi di distribuzione relativi alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione.

46.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 42.1, lettera d) è

pari a:

DF= Cf1+ Cf2 - [RFDIR*μ+RFTOT*(1- μ)]

dove:

- DF è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione relativi alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione;

- Cf1 è il costo diretto standard relativo alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato secondo la seguente formula:

- Cf2 è il costo sostenuto per il prelievo di energia elettrica da reti di distribuzione di terzi, relativo alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato applicando le componenti tariffarie ρ1(disMT) e ρ3(disMT) relative alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f);

- RFDIR è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dal vincolo V1 e dalla tariffa D1 a copertura dei costi diretti relativi alla trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, e applicando i corrispettivi unitari (disMT) e (disMT)riportati in tabella 21 dell'allegato n. 1 (22/i);

- RFTOT è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dal vincolo V1 e dalla tariffa D1 a copertura dei costi relativi alla trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, applicando i corrispettivi unitari riportati nella tabella 22 dell'allegato n. 1 (22/l);

con:

nec,m, numero di punti di prelievo appartenenti a ciascuna tipologia c di ciascuna impresa distributrice (22/m);

Nk,m, consistenza delle componenti k delle stazioni di trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione in termini di potenza nominale di trasformazione espressa in MVA, come autocertificata dall'impresa distributrice m;

qec,m, quantità di energia elettrica relativa al servizio trasporto prestato a ciascuna tipologia di utenza c da ciascuna impresa distributrice m (22/n);

rk, costo unitario standard delle componenti k delle stazioni di trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione, come riportato nella tabella 23 dell'allegato n. 1;

μ, rapporto tra la somma della quantità di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice dalla rete di trasmissione nazionale e da punti interconnessione virtuale alla reti di trasmissione nazionale in alta tensione e il totale di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice.

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(22/i) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/l) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/m) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/n) Definizione così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

Articolo 47

Perequazione dei costi di distribuzione su reti di media e di bassa tensione.

47.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 42.1, lettera e) è pari a:

DB = (RA*IC*w) + up (22/o)

dove

DB è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione su reti di media e bassa tensione;

IC è l'indicatore di concentrazione della clientela;

RA è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dal vincolo V1 e dalla tariffa D1, a copertura dei costi di distribuzione in media e bassa tensione, calcolato considerando anche i ricavi ottenuti dal servizio distribuzione in media e bassa tensione prestato ad altre imprese distributrici;

w è un coefficiente che esprime l'incidenza dei costi operativi diretti di distribuzione in media e bassa tensione sui costi totali di distribuzione in media e bassa tensione riconosciuti, e assume valore pari a 0,3;

up sono i minori ricavi, calcolati applicando i parametri del vincolo V1 a copertura dei costi di distribuzione in media e bassa tensione, relativi al servizio di distribuzione erogato dall'impresa distributrice per usi propri di trasmissione e di distribuzione (22/p).

47.2 L'indicatore di concentrazione IC è calcolato secondo la seguente formula:

dove:

J denota il grado di concentrazione (alta, media o bassa), come definito nel Testo integrato della qualità dei servizi;

NJ è il numero di punti di prelievo in bassa tensione serviti dall'impresa, con grado di concentrazione J;

KJ è il coefficiente che esprime lo scostamento rispetto alla media del costo diretto necessario per servire un cliente nel grado di concentrazione J e assume i valori riportati in tabella 24 dell'allegato n. 1.

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(22/o) Formula così sostituita dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

(22/p) Definizione aggiunta dalla Del.Aut.en.el. e gas 27 dicembre 2004, n. 242/04.

Articolo 48

Perequazione dei ricavi ottenuti dall'applicazione delle tariffe D2 e D3.

48.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 42.1, lettera f), è pari a:

RD = RA - RE

dove:

- RD è l'ammontare di perequazione dei ricavi ottenuti dalle tariffe D2 e D3;

- RA rappresenta il livello dei ricavi che l'impresa distributrice avrebbe conseguito dall'applicazione della tariffa D1 ai clienti ai quali sono state applicate le tariffe D2 e D3 ovvero opzioni ulteriori domestiche di cui all'articolo 25, con riferimento al numero medio di punti di prelievo, alla potenza media impegnata e ai consumi di competenza dell'anno al quale si riferisce l'ammontare di perequazione;

- RE rappresenta il livello dei ricavi che l'impresa distributrice avrebbe conseguito dall'applicazione delle tariffe D2 e D3, senza sconti o abbuoni, ai clienti ai quali sono state applicate le tariffe D2 e D3 ovvero opzioni ulteriori domestiche di cui all'articolo 25, con riferimento al numero medio di clienti, alla potenza media impegnata e ai consumi di competenza dell'anno al quale si riferisce l'ammontare di perequazione (23).

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(23) In deroga a quanto disposto dal presente articolo vedi l'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

Sezione 2 - Regime di perequazione specifico aziendale

Articolo 49

Perequazione specifica aziendale.

49.1 È istituita per gli anni 2004-2007 la perequazione specifica aziendale a copertura degli scostamenti dei costi di distribuzione effettivi dai costi di distribuzione riconosciuti dai vincoli tariffari, non coperti dai meccanismi di perequazione di cui alla sezione 1 della presente titolo, derivanti da variabili esogene fuori dal controllo dell'impresa.

49.2 La partecipazione alla perequazione specifica aziendale è facoltativa. Sono escluse dalla partecipazione alla perequazione specifica aziendale le imprese elettriche ammesse al regime di integrazione delle tariffe previste dall'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

49.3 In ciascun anno l'ammontare relativo alla perequazione specifica aziendale è pari a:

PSA = Csa * RAPt

dove

- PSA è l'ammontare relativo alla perequazione specifica aziendale;

- RAPt è, per ciascun anno t del periodo regolatorio 2004-2007, il ricavo ammesso perequato, pari alla somma algebrica dell'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione di cui al comma 42.1, lettere c), d) ed e) e del ricavo ammesso dal vincolo V1 e dalla tariffa D1.

- Csa è il fattore di correzione specifico aziendale dei ricavi ammessi a copertura dei costi di distribuzione, calcolato come segue:

Csa = CEB j RAPB / RAPB

con

CEB pari al costo effettivo sostenuto dall'impresa distributrice per l'erogazione del servizio di distribuzione dell'energia elettrica, nell'anno di riferimento, determinato sulla base di una specifica istruttoria, eventualmente condotta anche in collaborazione con la Guardia di finanza;

RAPB pari al ricavo ammesso dal vincolo V1, dalla tariffa D1 e dalla perequazione dei costi di distribuzione in alta tensione, in media tensione, in bassa tensione e per la trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione, a copertura dei costi di distribuzione, nell'anno di riferimento.

49.4 Per il periodo di regolazione 2004-2007, l'anno di riferimento rilevante ai fini delle disposizioni di cui al comma 49.3 è il 2003.

49.5 Il valore del fattore di correzione Csa è calcolato per ciascuna impresa che ne faccia richiesta entro il 31 dicembre 2004, previa specifica istruttoria, secondo quanto previsto dal comma 49.3. Il fattore di correzione Csa è aggiornato annualmente in coerenza con le modalità di aggiornamento della quota parte delle componenti tariffarie a copertura della remunerazione del capitale investito (23/a).

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(23/a) Vedi, anche, la Del.Aut.en.el. e gas 22 giugno 2004, n. 96/04.

TITOLO 2

Integrazione.

Articolo 50

Integrazione dei ricavi a V1.

50.1 È istituita per gli anni 2004-2007 l'integrazione dei ricavi a V1, destinata al caso in cui l'impresa distributrice pur applicando la tariffa massima consentita TV2, di cui al comma 10.1, non raggiunga il ricavo ammesso dal vincolo V1 in ragione della particolare composizione e modalità di consumo della propria clientela.

50.2 All'integrazione dei ricavi a V1 sono ammesse le imprese distributrici alla cui rete risultano connessi meno di 5000 clienti al 31 dicembre dell'anno a cui si riferisce l'ammontare di integrazione.

50.3 Dall'integrazione dei ricavi a V1 sono escluse le imprese elettriche ammesse al regime di integrazione delle tariffe previste dall'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

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Articolo 51

Ammontare di integrazione dei ricavi a V1.

51.1 In ciascuno degli anni del periodo di regolazione 1° febbraio 2004- 31 dicembre 2007 l'ammontare relativo all'integrazione di cui al comma 50.1 è pari, per ciascuna tipologia contrattuale, alla differenza, se positiva, tra il ricavo ammesso dal vincolo V1 e il ricavo ottenibile applicando la tariffa TV2 definita dall'Autorità.

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Parte IV - Prestazioni patrimoniali imposte

TITOLO 1

Imposizione.

Articolo 52

Fissazione delle componenti tariffarie A.

52.1 Nel presente titolo vengono fissate le componenti tariffarie per l'adeguamento dei corrispettivi per il servizio di distribuzione di cui al comma 2.1, lettera b), destinate alla copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico.

52.2 Le componenti tariffarie di cui al comma 52.1 sono:

b) componente tariffaria A3, per la copertura degli oneri sostenuti dal Gestore della rete ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99;

c) componente tariffaria A4, per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali di cui all'articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto 26 gennaio 2000;

f) [componente tariffaria A8, per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74, e successivi aggiornamenti (23/b)] (23/c).

52.3 Le componenti tariffarie di cui al comma 52.2 si applicano come maggiorazioni ai:

a) corrispettivi del servizio di distribuzione di cui alla parte II, titolo 2, sezione 2 e titolo 3, sezione 2, della medesima parte;

b) corrispettivi del servizio di distribuzione di cui alla parte II, titolo 2, sezione 3, limitatamente agli usi finali delle imprese distributrici (24).

52.4 [Ai fini della applicazione delle componenti tariffarie di cui al comma 52.2, lettere a), b), d) ed e) i corrispettivi di cui al comma 52.3, lettera a), sono solo quelli dovuti dai clienti del mercato vincolato] (24/a).

52.5 Le componenti tariffarie A alimentano i conti di gestione di cui al titolo 2, sezione 2, della presente parte.

52.6 I valori delle componenti tariffarie A sono determinati dall'Autorità.

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(23/b) Per la sospensione dell'applicazione della componente tariffaria A8 vedi l'art. 6, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04, l'art. 5, Del.Aut.en.el e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, l'art. 4, Del.Aut.en.el. e gas 29 settembre 2004, n. 171/04 e la Del.Aut.en.el. e gas 30 dicembre 2004, n. 252/04.

(23/c) Lettera soppressa dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(24) Comma così corretto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

(24/a) Comma soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

TITOLO 2

Esazione e gestione del gettito.

Sezione 1 - Esazione

Articolo 53

Disposizioni generali.

53.1 Nella presente sezione sono disciplinate le modalità di esazione delle componenti tariffarie A, delle componenti UC1 UC3, UC4, UC5, UC6 e MCT e delle altre prestazioni patrimoniali imposte (25).

53.2 La Cassa definisce le modalità operative in base alle quali gli esercenti provvedono ai versamenti sui conti da essa gestiti.

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(25) Comma prima corretto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04 e poi così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

Articolo 54

Esazione delle componenti tariffarie A2, A3, A4, A5, A6, (25/a).

54.1 Le imprese distributrici, salvo quanto disposto dal comma 54.3, versano alla Cassa, entro sessanta giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle componenti tariffarie A2, A3, A4, A5 e A6, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo (25/b).

54.2 [Le imprese distributrici, comunicano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio fornito nel bimestre ad ogni cliente finale avente diritto alla componente tariffaria compensativa di cui al comma 73.2:

a) l'aliquota della componente tariffaria compensativa relativa a tale cliente finale;

b) il titolo in virtù del quale tale componente tariffaria compensativa viene riconosciuta a tale cliente finale.] (25/c).

54.3. Le imprese distributrici che prelevano energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale riconoscono al gestore della rete il gettito della componente tariffaria A3, quale maggiorazione del servizio di trasmissione di cui al comma 17.1, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato (25/d).

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(25/a) Rubrica così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(25/b) Comma prima modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04, poi sostituito dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 9 agosto 2004, n. 148/04, con la decorrenza indicata dall'art. 2 della stessa delibera ed infine modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(25/c) Comma soppresso dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 9 agosto 2004, n. 148/04, con la decorrenza indicata dall'art. 2 della stessa delibera.

(25/d) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04.

Articolo 55

Esazione degli importi destinati al conto oneri per recuperi di continuità del servizio.

55.1 Le imprese distributrici, versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo, il gettito delle componenti UC6.

55.2 Le imprese distributrici, versano inoltre alla Cassa le penalità dovute nel caso di mancato raggiungimento dei livelli tendenziali di cui al Testo integrato della qualità dei servizi.

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Articolo 56

Esazione degli importi destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica.

56.1 Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1, lettera a), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo, gli importi determinati sulla base delle componenti fissate nella tabella 25 dell'allegato n. 1.

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Articolo 57

Esazione delle componenti UC1, UC3, UC4 e UC5 e delle componenti di cui al comma 13.4 (26).

57.1 Le imprese distributrici, versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle componenti UC3 e UC4 in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo (26/a).

57.2 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera c), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle componenti UC1 e UC5, in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo (26/b) (27).

57.3 Le imprese distributrici ammesse al regime tariffario semplificato di cui all'art. 13 versano alla Cassa, entro sessanta giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito derivante dall'applicazione delle componenti tariffarie di cui al comma 13.4 nel bimestre medesimo (28).

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(26) Rubrica prima sostituita dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 marzo 2004, n. 23/04 e poi modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(26/a) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(26/b) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(27) Articolo così corretto dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04.

(28) Comma aggiunto dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 marzo 2004, n. 23/04.

Articolo 58

Esazione dell'elemento VE.

58.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera c), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito dell'elemento VE, in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo.

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Sezione 2 - Gestione del gettito

Articolo 59

Istituzione dei conti di gestione.

59.1 Sono istituiti presso la Cassa:

a) il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue, alimentato dalla componente tariffaria A2;

b) il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, alimentato dalla componente tariffaria A3;

c) il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali, alimentato dalla componente tariffaria A4;

d) il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca, su cui affluiscono le disponibilità del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca, alimentato dalla componente tariffaria A5;

f) il Conto oneri per recuperi di continuità del servizio, alimentato dagli importi di cui al comma 55.2 e dalla componente UC6;

g) il Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, alimentato dalla componente UC1;

h) il Conto per la perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi e per i meccanismi di integrazione, alimentato dalla componente UC3 e dal getto di cui al comma 57.3 (28/a);

i) il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74, e successivi aggiornamenti, alimentato dalla componente UC4 (28/b);

l) il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica, alimentato dagli importi di cui al comma 56.1;

m) il Conto oneri per certificati verdi, alimentato dall'elemento VE;

n) il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica, alimentato dalla componente UC5;

p) il Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità 2004-2006 (29).

59.2 Con cadenza bimestrale la Cassa trasferisce sul Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione dell'energia elettrica nella transizione, eventuali differenze tra il gettito delle componenti tariffarie A3 e i contributi liquidati a valere sulle disponibilità del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate.

59.3 Entro centoventi giorni dal termine di ciascun bimestre, la Cassa trasmette all'Autorità un rapporto dettagliato della gestione dei conti da essa gestiti, fornendo elementi utili per gli aggiornamenti delle corrispondenti componenti tariffarie.

59.4 La Cassa può utilizzare le giacenze esistenti presso i conti di cui al comma 59.1 per far fronte ad eventuali carenze temporanee di disponibilità di taluno di essi, a condizione che sia garantita la capienza dei conti dai quali il prelievo è stato effettuato a fronte dei previsti pagamenti e che, a tal fine, si provveda al loro progressivo reintegro.

59.5 La Cassa è autorizzata a delegare agli esercenti che percepiscono i corrispettivi di cui al comma 52.4 il versamento al Gestore della rete, a titolo di acconto sui versamenti ad esso dovuti ai sensi del comma 61.6, di una percentuale del gettito della componente tariffaria A3 fissata dalla stessa Cassa, tenuto conto delle spettanze dei soggetti aventi diritto ai contributi gravanti sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate.

59.6 In caso di mancato o parziale versamento da parte degli esercenti, la Cassa applica sulla somma dovuta un tasso di interesse di mora pari all'Euribor a un mese base 360 maggiorato di tre punti e mezzo percentuali.

59.7 Ai fini delle determinazioni di sua competenza, la Cassa può procedere ad accertamenti di natura amministrativa, tecnica, contabile e gestionale, consistenti nell'audizione e nel confronto dei soggetti coinvolti, nella ricognizione di luoghi ed impianti, nella ricerca, verifica e comparazione di documenti. In caso di rifiuto di collaborazione da parte degli esercenti, la Cassa procede a far menzione della circostanza nel verbale, onde trarne elementi di valutazione.

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(28/a) Lettera così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 marzo 2004, n. 23/04.

(28/b) Lettera così modificata dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 30 marzo 2005, n. 54/05.

(29) Lettera aggiunta dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 29 aprile 2004, n. 63/04.

Articolo 60

Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue.

60.1 Il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue viene utilizzato per il rimborso dei costi connessi sia alle attività di smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse e di chiusura del ciclo del combustibile nucleare, sia alle attività connesse e conseguenti che attengono a beni e rapporti giuridici conferiti alla società SOGIN Spa al momento della sua costituzione, ovvero siano svolte dalla società SOGIN Spa anche in consorzio con enti pubblici o altre società. Il Conto viene utilizzato anche per la copertura degli oneri derivanti dalle disposizioni di cui all'art. 4, comma 1-bis, della legge n. 368 del 2003 (29/a).

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(29/a) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

Articolo 61

Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate.

61.1 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate viene utilizzato per coprire la differenza tra i costi sostenuti dal Gestore della rete per l'acquisto di energia elettrica ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99, e la somma dei ricavi derivanti dalla vendita dell'energia elettrica sul mercato e dalla vendita dei diritti di cui all'articolo 11, comma 3, del medesimo decreto legislativo.

61.2 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate viene utilizzato per coprire, altresì, le residue competenze, relative a periodi precedenti l'1 gennaio 2001, inerenti le quote del prezzo di cessione di cui al secondo e al terzo capoverso del punto A, Titolo IV del provvedimento CIP n. 6/92, nonché i contributi alle imprese produttrici-distributrici di cui alla lettera B, Titolo IV del medesimo provvedimento e le spese per il funzionamento dell'Osservatorio nazionale sulle fonti rinnovabili di cui all'art. 16 del decreto legislativo n. 387 del 2003 (29/b).

61.3 [Ai fini dell'applicazione delle disposizioni di cui al presente articolo, la Cassa riconosce al Gestore della rete un importo corrispondente all'ammontare dell'IVA da corrispondere a valere sugli acquisti dell'energia elettrica effettuati in attuazione del disposto dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99 e non recuperabile in compensazione attraverso l'IVA a questi versata dagli acquirenti di detta energia elettrica ai sensi del decreto ministeriale] (29/c).

61.4 [Il riconoscimento viene effettuato dalla Cassa nella misura dello sbilancio, e del conseguente credito di imposta, generati dalla mancata compensazione di cui al comma precedente in relazione agli adempimenti IVA in carico al Gestore della rete complessivamente considerati] (29/d).

61.5 Il Gestore della rete dichiara alla Cassa, entro il giorno 15 di ciascun mese, l'ammontare della differenza, su base mensile, tra i ricavi rinvenienti dalla vendita dell'energia elettrica secondo le modalità di cui alla deliberazione n. 223/00, nonché dei diritti di cui all'articolo 11, comma 3, del decreto legislativo n. 79/99 ed i costi per l'acquisto di detta energia elettrica. Tale differenza comprende, altresì, gli oneri di natura tributaria e fiscale.

61.6 La Cassa provvede a versare al Gestore della rete, con valuta terzultimo giorno lavorativo di ciascun mese, l'ammontare di cui al comma 61.5 per la quota parte non coperta dal gettito della componente A3 fatturato dal gestore della rete ai sensi del comma 54.3. Qualora il gettito della componente A3 fatturato dal gestore della rete ai sensi del comma 54.3 sia superiore all'ammontare di cui al comma 61.5, il gestore della rete versa l'eccedenza alla Cassa, che la registra sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate; la suddetta eccedenza non viene versata dal gestore della rete nel caso in cui sussistano suoi crediti allo stesso titolo, asseverati dalla Cassa (29/e).

61.6-bis. Il gestore della rete riconosce, altresì, mensilmente alla Cassa gli importi corrispondenti al debito IVA eventualmente maturato nei confronti dell'erario a livello di gruppo societario sino a concorrenza di quanto già anticipato dalla Cassa stessa a titolo di copertura del credito IVA. (29/f).

61.6-ter. Il recupero delle anticipazioni effettuate dalla Cassa al gestore della rete sul credito IVA maturato dal gestore stesso nei confronti dell'erario, di cui comma 61.6-bis, deve essere completato entro l'anno 2005 (29/g).

61.7 Il Gestore della rete trasmette alla Cassa, nei termini e secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e un rendiconto delle partite economiche connesse all'acquisto e alla cessione dell'energia di cui all'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99, nonché delle partite tributarie e fiscali complessive.

61.8 Gli importi liquidati dall'amministrazione finanziaria a fronte del credito di imposta che costituisce presupposto del riconoscimento di cui ai commi 61.3 e 61.4 e riscossi dal Gestore della rete sono da questo versati alla Cassa che li registra sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate.

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(29/b) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 27 marzo 2004, n. 46/04.

(29/c) Comma soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04.

(29/d) Comma soppresso dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04.

(29/e) Comma così modificato dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04.

(29/f) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04.

(29/g) Comma aggiunto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 25 giugno 2004, n. 103/04, come rettificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 30 giugno 2004, n. 108/04.

Articolo 62

Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali.

62.1 Il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali viene utilizzato per il rimborso alle imprese distributrici delle componenti tariffarie compensative di cui al comma 73.2.

62.2 [Qualora la differenza di cui al comma 54.1 tra il gettito della componente tariffaria A4 e l'ammontare complessivo della componente tariffaria compensativa risulti negativa, la Cassa, entro novanta giorni dal termine del bimestre, liquida tale differenza a favore dell'esercente] (29/h).

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(29/h) Comma soppresso dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 9 agosto 2004, n. 148/04, con la decorrenza indicata dall'art. 2 della stessa delibera.

Articolo 63

Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca.

63.1 Il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca viene utilizzato per la gestione delle disponibilità di pertinenza del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca.

63.2 La Cassa definisce con regolamento approvato dall'Autorità le modalità operative per la gestione, con separata evidenza contabile, del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca, nel rispetto delle determinazioni di cui all'articolo 11 del D.M. 26 gennaio 2000.

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Articolo 64

Conto oneri per recupero continuità del servizio.

64.1 Il Conto oneri per recupero continuità del servizio è utilizzato per il finanziamento dei riconoscimenti di costo a favore degli esercenti per recuperi aggiuntivi di continuità del servizio di cui al Testo integrato della qualità dei servizi.

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Articolo 65

Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica.

65.1 Il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica è utilizzato per il finanziamento di interventi di gestione e controllo della domanda di energia realizzati conformemente alle deliberazioni dell'Autorità (29/hh).

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(29/hh) Articolo così sostituito dalla Del.Aut.en.el. e gas 16 dicembre 2004, n. 219/04.

Articolo 66

Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato.

66.1 Il Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato viene utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato.

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Articolo 67

Conto per la perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi e per i meccanismi di integrazione.

67.1 Il Conto per la perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica e per i meccanismi di integrazione viene utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica, nonché per la copertura degli oneri derivanti dal meccanismo di integrazione di cui all'articolo 50.

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Articolo 68

Conto per le integrazioni tariffarie.

68.1 Il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74 e successivi aggiornamenti viene utilizzato per la copertura degli oneri relativi alle integrazioni tariffarie di cui all'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

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Articolo 69

Conto oneri per certificati verdi.

69.1 Il Conto oneri per certificati verdi viene utilizzato per la copertura degli oneri conseguenti all'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99.

69.2 Con separato provvedimento l'Autorità definisce le modalità per il riconoscimento degli oneri sostenuti dai produttori di energia elettrica che hanno adempiuto agli obblighi di cui all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99, relativamente alla quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato prodotta da fonti non rinnovabili negli anni 2001 e 2002, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, eccedenti i 100 GWh.

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Articolo 70

Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica.

70.1 Il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica viene utilizzato per la copertura dei costi a carico del gestore della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti.

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Articolo 71

Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici - distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione.

71.1 Il Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione viene utilizzato per il finanziamento, ai sensi dell'articolo 2, comma 1, lettera a), del D.M. 26 gennaio 2000 dell'onere relativo alla reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici della quota non recuperabile, a seguito dell'attuazione della direttiva europea 96/92/CE, dei costi sostenuti per l'attività di generazione dell'energia elettrica come determinati dall'Autorità.

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Articolo 71.1

Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità 2004-2006.

71.1.1 Il Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità 2004-2006 viene utilizzato per l'anticipo al Gestore della rete di una quota parte degli oneri conseguenti alla remunerazione del servizio di interrompibilità sostenuti dal medesimo Gestore per gli anni da 2004 a 2006, ai sensi della deliberazione n. 151/03.

71.1.2 La Cassa riconosce al Gestore della rete un importo corrispondente alla differenza, se positiva, tra i costi sostenuti per la remunerazione del servizio di interrompibilità ai sensi della deliberazione n. 151/03 riferiti al periodo 1° gennaio 2004 - 31 maggio 2004, e il gettito nella disponibilità del Gestore della rete, al 31 luglio 2004, conseguente alla applicazione delle disposizioni di cui all'art. 37, comma 37.1, lettera d), penultimo periodo, della deliberazione n. 48/04.

71.1.3 Il Gestore della rete trasmette alla Cassa, nei termini e secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e un rendiconto delle partite economiche connesse ai pagamenti relativi alla applicazione della deliberazione n. 151/03.

71.1.4 Entro il 31 marzo di ciascun anno nel triennio 2005-2007, il Gestore della rete versa alla Cassa un importo corrispondente alla differenza, se positiva, tra i ricavi conseguenti dall'applicazione dell'elemento INT relativi all'anno solare precedente, e i costi sostenuti dal Gestore della rete nel medesimo anno per la remunerazione del servizio di interrompibilità ai sensi della deliberazione n. 151/03.

71.1.5 La Cassa registra gli importi di cui al precedente comma sul Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità 2004-2006 (29/i).

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(29/i) Articolo aggiunto dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 29 aprile 2004, n. 63/04.

Parte V - Regimi tariffari speciali al consumo

Articolo 72

Deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC.

72.1 Le aliquote delle componenti tariffarie A dovute da soggetti parti di contratti di cui al 2.2, lettere da d) a f), per i consumi mensili eccedenti gli 8 GWh sono pari a 0.

72.2 Le componenti tariffarie A e UC si applicano nella misura ridotta fissata dall'Autorità all'energia elettrica:

a) ceduta alle utenze sottese di cui all'articolo 45 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 nei limiti della loro spettanza a titolo di sottensione;

b) ceduta dall'Enel Spa alla società Ferrovie dello Stato Spa ai sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730;

c) ceduta dall'Enel Spa alla società Terni Spa e sue aventi causa ai sensi dell'articolo 6 del decreto del Presidente della Repubblica 21 agosto 1963, n. 1165;

d) fornita ai comuni rivieraschi e non destinata ad uso esclusivo di pubblici servizi, a norma dell'articolo 52 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 e degli articoli 1 e 3 della legge 27 dicembre 1953, n. 959;

e) fornita alle produzioni e lavorazioni di cui al decreto 19 dicembre 1995, come integrato dal decreto 6 febbraio 2004 (29/l).

72.3 Per i soggetti per i quali il comma 72.2, lettere da a) a d), prevede l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta, le disposizioni di cui al comma 72.1 si applicano solo ai consumi eccedenti i quantitativi per i quali è prevista l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta.

72.4 Le componenti tariffarie A e UC non si applicano all'energia elettrica fornita dall'Enel Spa, ai sensi e per la durata prevista dall'articolo 4 della legge 7 agosto 1982, n. 529, ai titolari di concessioni idroelettriche i cui impianti sono stati trasferiti all'Enel Spa e sue aventi causa.

72.5 Ai clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettera c), con potenza impegnata inferiore o uguale a 1,5 kW, le componenti tariffarie A2, A3 e A5 sono applicate unicamente con aliquote espresse in centesimi di euro/kWh pari a quelle previste per i clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a).

72.6 Le componenti tariffarie A ed UC non si applicano all'energia elettrica consumata dagli esercenti per gli usi direttamente connessi allo svolgimento dei seguenti servizi, ivi inclusi gli usi di illuminazione:

a) trasmissione;

b) dispacciamento;

c) distribuzione;

d) vendita ai clienti del mercato vincolato.

72.7 La deroga di cui al comma 72.6 si applica anche ai clienti finali nella cui disponibilità si trova una porzione della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 3, comma 7, del decreto legislativo n. 79/99.

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(29/l) Lettera così sostituita dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 9 agosto 2004, n. 148/04.

Articolo 73

Regimi tariffari speciali.

73.1 Le norme previste dal presente articolo si applicano:

a) ai clienti finali a cui, alla data del 31 dicembre 1999, si applicavano aliquote della parte A della tariffa, al netto delle componenti inglobate, ovvero, anche disgiuntamente, aliquote della parte B della tariffa ridotte rispetto a quelle previste per la generalità della clientela ad eccezione delle forniture effettuate dalle imprese elettriche degli enti locali ai comuni per uso esclusivo dei servizi comunali;

b) ai clienti finali beneficiari del regime tariffario agevolato di cui al decreto 19 dicembre 1995, in forza del decreto 6 febbraio 2004.

73.2 La Cassa verifica la sussistenza dei requisiti per l'ammissione dei clienti finali ai regimi tariffari speciali. I clienti finali di cui al comma 73.1 e le imprese distributrici alle cui reti i medesimi sono connessi comunicano alla Cassa, con i tempi e le modalità da questa definiti, le informazioni necessarie per il calcolo della componente tariffaria compensativa di cui al comma 73.3.

73.3 A ciascun cliente finale di cui al comma 73.1, la Cassa versa mensilmente, con le modalità dalla stessa definite, tenuto conto di quanto previsto dal comma 73.2, una componente tariffaria compensativa, espressa in centesimi di euro/kWh, pari alla differenza tra:

a) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione delle condizioni tariffarie agevolate previste per tali clienti dalla normativa vigente, al netto delle imposte e delle componenti inglobate nella parte A della tariffa;

b) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione a tale cliente dei corrispettivi previsti per i servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita, al netto delle componenti tariffarie A e UC.

73.4 Con riferimento al servizio di distribuzione, gli addebiti di cui al comma 73.3, lettera b), per ciascun cliente finale sono pari al minor valore tra:

a) gli addebiti risultanti dall'applicazione dell'opzione tariffaria più conveniente per tale cliente tra le opzioni tariffarie base offerte dall'esercente per il servizio di distribuzione;

b) gli addebiti risultanti dall'applicazione dell'opzione tariffaria TV1.

73.5 Con riferimento al servizio di vendita, gli addebiti di cui al comma 73.3, lettera b), per ciascun cliente finale sono pari al minor valore tra:

a) gli addebiti risultanti dall'applicazione dei corrispettivi per la vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui alla parte II, titolo 3, sezione 1;

b) gli addebiti risultanti dall'approvvigionamento dell'energia elettrica sul mercato libero, ovvero attraverso le procedure concorsuali di cui al comma 73.10, inclusi gli oneri di dispacciamento.

73.6 Ai fini del calcolo della componente tariffaria compensativa di cui al comma 73.3, gli addebiti di cui alla lettera a) del medesimo comma vengono determinati, nel caso in cui l'opzione tariffaria più conveniente non preveda una componente espressa in centesimi di euro/kW impegnato, utilizzando, per la definizione della potenza impegnata, il rapporto tra l'energia elettrica consumata e la potenza impegnata relativo all'ultimo anno di disponibilità di tale informazione.

73.7 Ai fini dell'applicazione di quanto previsto al comma 73.3, il valore di riferimento della parte B della tariffa da utilizzare per determinare le condizioni tariffarie previste per un cliente finale dalla normativa in vigore al 31 dicembre 1999 è pari, per ciascun bimestre, a partire dal primo bimestre dell'anno 2000, e per ciascun trimestre, a partire dal 1° gennaio 2003, all'aliquota della parte B della tariffa applicabile a tale cliente nel bimestre precedente, indicizzata applicando una variazione percentuale uguale a quella registrata dal parametro Ct nello stesso bimestre o trimestre. Nel caso delle forniture alle produzioni e lavorazioni di cui al decreto 19 dicembre 1995 e al decreto 6 febbraio 2004, l'indicizzazione si applica solo qualora la variazione bimestrale o trimestrale del parametro Ct sia risultata positiva.

73.8 Al termine di ciascun periodo di fatturazione l'impresa distributrice accredita al cliente finale ammesso al regime tariffario speciale, in riduzione degli addebiti tariffari relativi a tale periodo, la differenza, se positiva, tra quanto addebitato al cliente nel periodo di fatturazione applicando l'opzione tariffaria base prescelta e quanto sarebbe stato addebitato nello stesso periodo applicando l'opzione tariffaria TV1.

73.9 I clienti finali di cui al comma 73.1 che non intendono approvvigionarsi direttamente sul mercato libero comunicano all'Acquirente unico, entro il 30 settembre di ogni anno, informazioni dettagliate, corredate di ogni idonea documentazione di riscontro, in ordine alle caratteristiche della fornitura e ai previsti consumi di energia elettrica ammessa a regime tariffario agevolato, con riferimento all'anno successivo.

73.10 L'Acquirente unico predispone e avvia procedure concorsuali per l'aggiudicazione dei contratti di fornitura di energia elettrica ai beneficiari dei regimi tariffari speciali che non intendono approvvigionarsi direttamente sul mercato libero, secondo criteri di pubblicità, trasparenza e non discriminazione e nel rispetto dei criteri delineati nel comma 73.11.

73.11 Le procedure concorsuali di cui al comma 73.10 sono configurate come aste al ribasso rispetto ad un prezzo base d'asta pari al prezzo di fornitura dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato. Nell'àmbito di tali procedure, l'Acquirente unico può aggregare la domanda di energia elettrica dei beneficiari dei regimi tariffari speciali. In esito a ciascuna procedura, a parità di prezzo offerto, l'Acquirente unico identifica gli assegnatari e le quantità di riferimento oggetto di ciascun contratto sulla base di un criterio pro-rata. (29/m).

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(29/m) Articolo così sostituito dall'art. 1, Del.Aut.en.el. e gas 9 agosto 2004, n. 148/04. Vedi, anche, l'art. 2, della stessa delibera.

Articolo 74

Energia elettrica ceduta alle province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670.

74.1 Sono a carico dei concessionari di grandi derivazioni a scopo idroelettrico i corrispettivi del servizio di trasporto ed ogni altro onere connesso all'energia elettrica ceduta gratuitamente alle province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670.

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Allegato 1

TABELLE

TABELLE

Tabella 1: fasce orarie

F1: ore di punta

Nei giorni dal lunedì al venerdì:

dalle ore 8.00 alle ore 9.00 e dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dall'1 giugno al 31 luglio;

dalle ore 9.00 alle ore 11.00 dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 19 settembre e dal 13 al 22 dicembre;

dalle ore 11.00 alle ore 12.00 e dalle ore 15.00 alle ore 16.00 dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23 agosto al 19 settembre;

dalle ore 16.00 alle ore 17.00 dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 19 settembre e dal 22 novembre al 22 dicembre;

dalle ore 17.00 alle ore 18.00 dal 22 novembre al 22 dicembre.

F2: ore di alto carico

Nei giorni dal lunedì al venerdì:

dalle ore 7.00 alle ore 8.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23 agosto al 19 settembre;

dalle ore 8.00 alle ore 9.00 dall'8 gennaio al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 23 agosto al 22 dicembre;

dalle ore 9.00 alle ore 11.00 dall'8 gennaio al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 20 settembre al 12 dicembre;

dalle ore 11.00 alle ore 12.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 22 novembre al 22

dicembre;

dalle ore 12.00 alle ore 13.00 dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23 agosto al 19 settembre;

dalle ore 13.00 alle ore 14.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 maggio al 6 agosto e dal 23 agosto al 19 settembre;

dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto, dal 23 agosto al 19 settembre

e dall'22 novembre al 22 dicembre;

dalle ore 15.00 alle ore 16.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 20 settembre al 22

dicembre;

dalle ore 16.00 alle ore 17.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 20 settembre al 21

novembre;

dalle ore 17.00 alle ore 18.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 21 novembre;

dalle ore 18 alle ore 19.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 22 dicembre;

dalle ore 19.00 alle ore 20.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 19 settembre e dal 22

novembre al 22 dicembre;

dalle ore 20.00 alle ore 21.00 dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23 agosto al 19 settembre;

dalle ore 21.00 alle ore 22.00 dall'1 giugno al 31 luglio.

F3: ore di medio carico

Nei giorni dal lunedì al venerdì:

dalle ore 6.00 alle ore 7.00 dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 19 settembre;

dalle ore 7.00 alle ore 8.00 dal 15 marzo al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto, dal 20 settembre al 22 dicembre;

dalle ore 11.00 alle ore 12.00 e dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dal 15 marzo al 30 aprile e dal 20 settembre al 21 novembre;

dalle ore 12.00 alle ore 13.00 e dalle ore 20.00 alle ore 21.00 dall'8 gennaio al 31 maggio; dall'1 agosto al 6 agosto, dal 20

settembre al 22 dicembre;

dalle ore 13.00 alle ore 14.00 dal 15 marzo al 30 aprile e dal 20 settembre al 22 dicembre;

dalle ore 15.00 alle ore 17.00 dal 15 marzo al 30 aprile;

dalle ore 17.00 alle ore 19.00 dal 15 marzo al 31 maggio e dall'1 al 6 agosto;

dalle ore 19.00 alle ore 20.00 dal 15 marzo al 31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 20 settembre al 21 novembre;

dalle ore 21.00 alle ore 22.00 dal 23 agosto al 19 settembre.

F4: ore vuote

Dalle ore 0.00 alle ore 6.00 e dalle ore 22.00 alle ore 24.00, per tutti i giorni dell'anno;

dalle ore 6.00 alle ore 7.00 e dalle ore 21.00 alle ore 22.00 dall'1 gennaio al 31 maggio, dall'1 agosto al 22 agosto, dal 20

settembre al 31 dicembre;

dalle ore 7.00 alle ore 21.00 dall'1 al 7 gennaio, dal 7 al 22 agosto e dal 23 al 31 dicembre.

Sono in ogni caso considerate vuote tutte le ore dei sabati e delle domeniche dell'anno e delle festività infrasettimanali dell'1 e

6 gennaio, del lunedì dell'Angelo, del 25 aprile, dell'1 maggio, del 2 giugno, del 15 agosto, dell'1 novembre, dell'8, 25 e 26

dicembre.

	TRAS
Tipologie di contratto di cui comma 2.2
	centesimi di
	euro/kWh

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	0.23
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	0.37
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	0.22
lettera e)	Altre utenze in media tensione	0.35
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	0.29

Tabella 2.2: Componente TRAS per i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4 (29/o)

TRAS
Tipologie di contratto di cui comma 2.2

F1	F2	F3	F4
centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di
euro/kWh	euro/kWh	euro/kWh	euro/kWh

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	0.85	0.55	0.36	0.17
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	0.85	0.55	0.36	0.17
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	0.80	0.51	0.34	0.16
lettera e)	Altre utenze in media tensione	0.80	0.51	0.34	0.16
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	0.79	0.50	0.33	0.15

Componenti dell'opzione tariffaria TV1


Tipologie di contratto di cui comma 2.2	ρ1	ρ3
	centesimi di euro/punto prelievo	centesimi di euro/kWh

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	-	1,35
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	13.219,87	1,05
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	-	0,70
lettera e)	Altre utenze in media tensione	702.628,01	0,10
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	1.862.569,63	0,07

Elementi della componente ρ1


Tipologie di contratto di cui comma 2.2	ρ1 (disMT)	ρ1 (disBT)	ρ1 (cot)
	centesimi di	centesimi di	centesimi di
	euro/punto di	euro/punto di	euro/punto di
	prelievo	prelievo	prelievo

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	-	-	-
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	-	11.481,88	1.737,99
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	-	-	-
lettera e)	Altre utenze in media tensione	664.668,93	-	37.959,08
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	-	-	1.862.569,63

Elementi della componente ρ3


Tipologie di contratto di cui comma 2.2	ρ3 (disAT)	ρ3 (disMT)	ρ3 (disBT)	ρ3 (cot)
	centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di
	euro/kWh	euro/kWh	euro/kWh	euro/kWh

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	0,0900	0,6700	0,5200	0,0700
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	0,1000	0,9500	-	-
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	0,0800	0,5800	-	0,0400
lettera e)	Altre utenze in media tensione	0,1000	-	-	-
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	0,0700	-	-	-

Tabella 4: Valori dei parametri δ1, δ2, δ3 e δ4 delle tariffe TV2


Tipologie di contratto di cui all'articolo 2, comma 2.2	δ1	δ2	δ3	δ4

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	-	-	1,100	4,174
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	1,100	0,168	1,100	1,181
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	-	-	1,100	4,174
lettera e)	Altre utenze in media tensione	1,150	0,005	1,200	-
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	1,300		1,300	-

Tabella 5 : Parametri del profilo tipo di prelievo della potenza


Tipologie di contratto di cui all'articolo 2, comma 2.2	F1	F2	F3	F4

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	100%	100%	100%	100%
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	80%	90%	95%	100%
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	100%	100%	100%	100%
lettera e)	Altre utenze in media tensione	85%	90%	95%	100%
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	80%	85%	90%	100%

Tabella 6: Parametri del profilo tipo di prelievo dell'energia elettrica


Tipologie di contratto di cui all'articolo 2, comma 2.2	F1	F2	F3	F4

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	1%	10%	8%	81%
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	8%	30%	14%	48%
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	1%	10%	8%	81%
lettera e)	Altre utenze in media tensione	8%	31%	14%	47%
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	6%	22%	14%	58%

Tabella 7: Componente CTR per il servizio di trasmissione per le imprese distributrici (29/q)


Fascia oraria	centesimi di euro/kWh



F1	0,77
F2	0,49
F3	0,32
F4	0,14

Tabella 8: Fattori percentuali di perdita di energia elettrica sulle reti di distribuzione per la determinazione dei corrispettivi del servizio di trasporto per clienti finali e per le imprese distributrici

Livello di tensione al quale è effettuata la misura dell'energia elettrica	Per clienti finali e per i punti di	Per imprese
	interconnessione virtuale	distributrici
	% (A)	% (B)

AAT		2,0	-
AT		2,0	0,4
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore AAT/AT		2,0
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore AT/MT		1,2
	- altro
MT		4,2	2,7
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore AT/MT		4,2
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore MT/BT		3,5
	- altro
BT		9,9	6,1
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore MT/BT		8,0
	- altro

Tabella 9: Componenti COV

	COV1	COV3
Tipologie di contratto di cui comma 2.2	centesimi di	centesimi di
	euro/punto di	euro/kWh
	prelievo per anno

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica		0,01
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	282,14	-
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	-	0,01
lettera e)	Altre utenze in media tensione	6.162,17	-
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	302.364,53	-

Tabella 10: Parametro λ


Tipologie di contratto di cui comma 2.2 del Testo integrato	λ

lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione	1,108
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	1,108
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	1,108
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	1,051
lettera e)	Altre utenze in media tensione	1,051
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	1,029

Tabella 11: Elemento PF

Tariffa D2

Fasce di consumo (kWh/anno)

PF (centesimi di euro/kWh)

da	a	2,19
0	900	2,22
	oltre 900

Tariffa D3


	PF (centesimi di
	euro/kWh).

2,22

Tabella 12: Parametri f

Parametri f della tariffa D2

Scaglioni di consumo (kWh per anno)

parametri f

da	a
0	900	0,787
901	1800	0,792
1801	2640	1,182
2641	4440	1,479
	oltre 4440	1,182

Parametro f della tariffa D3

1,182

Tabella 13: Componenti della tariffa D1 (29/r)

Componenti della tariffa D1

componente σ1		componente σ3
	componente σ2

mis	cot	cov	totale		trasm	dis AT	dis MT	totale
centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di	centesimi di
euro/punto	euro/punto	euro/punto	euro/punto	euro/kW per	euro/kWh	euro/kWh	euro/kWh	euro/kWh
di prelievo	di prelievo	di prelievo	di prelievo	anno
per anno	per anno	per anno	per anno

1.651,56

1.156,14

187,68

2.995,38

1.394,87

0,32

0,12

0,85

1,29

Tabella 14 - Componente τ3 della tariffa D2 (30)

Scaglioni di consumo (kWh/anno)	Componente τ3
	(centesimi di euro/kWh)

fino a

0	900	-
901	1800	1,90
1801	2640	4,11
2641	3540	11,09
3541	4440	9,22
oltre 4440		4,11

Tabella 15 - Componenti τ1 e τ2 della tariffa D2 (30/a)

Componente τ1	Componente τ2
(centesimi di	(centesimi di
euro/punto di	euro/kW per
prelievo per anno)	anno)

192

624

Tabella 16 - Componenti τ1, τ2 e τ3 della tariffa D3 (31)

Componente τ1	Componente τ2	Componente τ3
(centesimi di	(centesimi di	(centesimi di
euro/punto di	euro/kW per	euro/kWh)
prelievo per anno)	anno)

2.640

1.584

4,11

Tabella 17: Fattori percentuali di perdita di energia elettrica sulle rete di trasmissione nazionale e sulle reti di distribuzione per la determinazione del prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso per le imprese distributrici

	Per clienti finali e per i punti di	Per imprese
Livello di tensione al quale è effettuata la misura dell'energia elettrica	interconnessione virtuale	distributrici
	%	%
	(A)	(B)

AAT		2,9	0,9
AT		2,9
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore AAT/AT		1,3
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore AT/MT		2,9
	- altro		2,1
MT		5,1
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore AT/MT		3,6
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore MT/BT		5,1
	- altro		4,4
BT		10,8
	- punto di misura in corrispondenza di un traformatore MT/BT		7,0
	- altro		8,9

Tabella 18: Componenti MIS

	MIS1	MIS3
Tipologie di contratto di cui comma 2.2	centesimi di	centesimi di
	euro/punto di	euro/kWh
	prelievo per anno

lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	-	0,10
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	2.482,76	-
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	-	0,06
lettera e)	Altre utenze in media tensione	54.225,40	-
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	2.660.722,67	-

Tabella 19: Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1 e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di distribuzione in alta tensione per tipologia di utenza (ρ3'c(disAT)) (32)

	Anno 2004	Anno 2005
Tipologie	centesimi di euro/kWh	centesimi di euro/kWh

Bassa tensione - usi domestici	0,0399	0,0399
Bassa tensione - illuminazione pubblica	0,0320	0,0311
Bassa tensione - altri usi	0,0403	0,0387
Media tensione - illuminazione pubblica	0,0199	0,0197
Media tensione - altri usi	0,0385	0,0370
Alta tensione	0,0233	0,0220

Tabella 20: Costo unitario standard per componente di rete di alta tensione (p_k)


Componente	Costo unitario standard (euro)

Linee Km 380 kV - singola terna (per km)	11.017,99
Linee 380 kV - doppia terna (per km)	8.814,39
Linee 220 kV - singola terna (per km)	4.006,57
Linee 220 kV - doppia terna (per km)	3.205,26
Linee 150/130 kV - singola terna (per km)	4.006,57
Linee 150/130 kV - doppia terna (per km)	3.205,26
Linee 220 kV - in cavo (per km)	54.746,33
Linee 130 kV - in cavo (per km)	45.522,20
Cavo SACOI (per km)	5.867,60
Linee 200 kV - corrente continua (per km)	1.135,24
Linee 60 kV - singola terna (per km)	3.004,93
Linee 60 kV - doppia terna (per km)	2.403,94
Linee 60 kV- in cavo (per km)	34.141,65

Tabella 21: Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1 e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione per tipologia di utenza (ρ1'c(disMT) , (ρ3'c(disMT)) (33)

Anno 2004

Anno 2005

Tipologie	centesimi di euro/punto	centesimi di	centesimi di	centesimi di
	di prelievo per anno	euro/kWh	euro/punto	euro/kWh
			di prelievo per anno

Bassa tensione - usi domestici	-	0,1287	-	0,1272
Bassa tensione - illuminazione	-
pubblica		0,1001	-	0,1001
Bassa tensione - altri usi	-	0,1437	-	0,1422
Media tensione - illuminazione	-
pubblica		0,1116	-	0,1116
Media tensione - altri usi	109.290,9900	-	108.493,2200	-

Tabella 22: Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1 e della tariffa D1 a copertura dei costi di trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione per tipologia di utenza (34)

Anno 2004

Anno 2005

Tipologie	centesimi di euro/punto	centesimi di	centesimi di	centesimi di
	di prelievo per anno	euro/kWh	euro/punto	euro/kWh
			di prelievo per anno

Bassa tensione - usi domestici	-	0,2386	-	0,2359
Bassa tensione - illuminazione	-
pubblica		0,1856	-	0,1856
Bassa tensione - altri usi	-	0,2664	-	0,2636
Media tensione - illuminazione	-
pubblica		0,2068	-	0.2068
Media tensione - altri usi	202.585,66	-	201.106,88	-

Tabella 23 (34/a)

Componente	Costo unitario standard (euro)

Trasformatori 220/MT (per MVA installato)	3.238,3139
Trasformatori 150-130/MT (per MVA installato)	3.035,3304
Trasformatori AT/AT 150/120-60 (per MVA installato)	3.035,3304
Altri trasformatori AT/MT (per MVA installato)	3.726,4584

Tabella 24: Valori del coefficiente K_j

Tipo di àmbito

Valore di KJ

Bassa concentrazione	1,24
Media concentrazione	0,99
Alta concentrazione	0,78

Tabella 25: Somme da versare sul conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica ⁽³⁵⁾


Tipologie di contratto di cui comma 2.2	centesimi di euro/kWh

lettera a)	Utenza domestica in bassa tensione	0,0213
lettera b)	Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	0,0168
lettera c)	Altre utenze in bassa tensione	0,0188
lettera d)	Utenze in media tensione di illuminazione pubblica	0,0149
lettera e)	Altre utenze in media tensione	0,0188
lettera f)	Utenze in alta e altissima tensione	0,0078

Tabella 26: Corrispettivi per prelievi di energia reattiva di cui al comma 13.4 (36)

	Energia reattiva compresa tra il	Energia reattiva eccedente il
Tipologia contrattuale	50 e il 75% dell'energia attiva	75% dell'energia attiva
	(centesimi di euro/kvarh)	(centesimi di euro/kvarh)

lettera a) Utenza domestica in bassa tensione	3,23	4,21
lettera b) Utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica	3,23	4,21
lettera c) Altre utenze in bassa tensione	3,23	4,21
lettera d) Utenze in media tensione di illuminazione	1,51	1,89
pubblica
lettera e) Altre utenze in media tensione	1,51	1,89
lettera f) Utenze in alta e altissima tensione	0,86	1,10

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(29/n) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 2 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(29/o) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 2 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(29/p) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 2 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(29/q) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 2 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(29/r) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 3 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(30) Tabella prima corretta dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04e poi così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 3 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(30/a) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 3 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(31) Tabella prima corretta dall'art. 3, Del.Aut.en.el. e gas 19 febbraio 2004, n. 17/04 e poi così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 3 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(32) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 4 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(33) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 4 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(34) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 4 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(34/a) Tabella così sostituita ai sensi di quanto disposto dall'art. 2, Del.Aut.en.el. e gas 20 giugno 2005, n. 115/05.

(35) Tabella così sostituita, a decorrere dal 1° gennaio 2005, dall'art. 5 e dalle tabelle allegate alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2004, n. 135/04.

(36) Tabella aggiunta dalla Del.Aut.en.el. e gas 4 marzo 2004, n. 23/04.

Del.Aut.en.el. e gas 23 febbraio 2005, n. 34/05
Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica, di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della L. 23 agosto 2004, n. 239.

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(1) Pubblicata nella Gazz. Uff. 15 marzo 2005, n. 61.

L'AUTORITÀ

PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 23 febbraio 2005;

Visti:

la legge 9 gennaio 1991, n. 10 (di seguito: legge n. 10/1991);

la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/1995);

il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi (di seguito: Cip) 12 luglio 1989, n. 15 (di seguito: provvedimento Cip n. 15/1989);

il provvedimento del Cip 14 novembre 1990, n. 34 (di seguito: provvedimento Cip n. 34/1990);

il provvedimento del Cip 29 aprile 1992, n. 6, come integrato e modificato dal D.M. 4 agosto 1994 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato e dal D.M. 24 gennaio 1997 del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato (di seguito: provvedimento Cip n. 6/1992);

il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto legislativo n. 79/1999);

la direttiva 2001/77/CE del 27 settembre 2001 del Parlamento europeo e del Consiglio (di seguito: direttiva 2001/77/CE);

il D.M. 19 dicembre 2003 del Ministro delle attività produttive in materia di direttive alla società Acquirente Unico S.p.a. (di seguito: decreto ministeriale 19 dicembre 2003;)

il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (di seguito: decreto legislativo n. 387/2003);

la direttiva 2004/8/CE dell'11 febbraio 2004 del Parlamento europeo e del Consiglio (di seguito: direttiva 2004/8/CE);

il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004, recante criteri, modalità e condizioni per l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione;

la legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge n. 239/2004);

la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) 28 ottobre 1997, n. 108/97 (di seguito: deliberazione n. 108/97);

la deliberazione dell'Autorità 19 marzo 2002, n. 42, come successivamente modificata ed integrata dalla deliberazione dell'Autorità 11 novembre 2004, n. 201 (di seguito: deliberazione n. 42/02);

l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità 30 dicembre 2003, n. 168/03, come successivamente modificato ed integrato (di seguito: deliberazione n. 168/03);

il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità 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, allegato alla deliberazione dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04 e sue successive modifiche e integrazioni (di seguito: Testo integrato);

la deliberazione dell'Autorità 22 aprile 2004, n. 60/04 (di seguito: deliberazione n. 60/04);

il documento di consultazione 20 ottobre 2004 recante modalità di ritiro dell'energia elettrica prodotta da impianti di potenza <10 MVA e ≥ 10 MVA se alimentati da fonti rinnovabili non programmabili ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: documento di consultazione);

le osservazioni al documento di consultazione di cui al precedente alinea pervenute all'Autorità.

Considerato che:

l'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede che l'Autorità definisca, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato, le modalità di ritiro, da parte del gestore di rete alla quale l'impianto è collegato, dell'energia elettrica prodotta da:

a) impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della rete di trasmissione nazionale (di seguito: GRTN) nell'àmbito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip n. 15/1989, n. 34/1990, n. 6/1992, nonché della deliberazione n. 108/1997, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti, come definiti dagli articoli 1 e 4 della medesima deliberazione, fino alla loro scadenza;

b) impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, ad eccezione di quella ceduta nell'àmbito dei provvedimenti con convenzioni di cessione pluriennali già richiamate alla precedente lettera a), fino alla loro scadenza;

il comma 41 della legge n. 239/2004 prevede che l'Autorità determini, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato, le modalità di ritiro, da parte del gestore di rete alla quale l'impianto è collegato, dell'energia elettrica prodotta:

a) da impianti di potenza inferiore a 10 MVA;

b) ai sensi dell'art. 3, comma 12, secondo periodo, del decreto legislativo n. 79/1999;

c) da impianti di potenza qualsiasi, entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 e alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, ad eccezione dell'energia elettrica di cui al primo e al terzo periodo del comma 12 dell'art. 3 del decreto legislativo n. 79/1999, che continua ad essere ritirata dal GRTN fino a scadenza delle convenzioni in essere;

il comma 41 della legge n. 239/2004, nel consentire una modalità di ritiro alternativa al mercato agli impianti di potenza inferiore a 10 MVA e agli impianti di potenza qualsiasi alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999, conferma, in materia di fonti rinnovabili, il disposto dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003, visto che la tipologia di impianto e la sua eventuale partecipazione al mercato non possono dipendere dalla data di entrata in esercizio;

l'art. 17, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede l'inclusione dei rifiuti tra le fonti energetiche ammesse a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili;

l'art. 17, comma 2, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede che siano escluse dal regime riservato alle fonti rinnovabili, tra le altre, le fonti assimilate alle fonti rinnovabili, di cui all'art. 1, comma 3, della legge n. 10/1991;

l'art. 13, comma 4, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede che, dopo la scadenza delle convenzioni di cessione destinata, la relativa energia elettrica venga destinata al mercato, con l'unica eccezione delle fonti rinnovabili non in grado di partecipare al sistema delle offerte (impianti di potenza fino a 10 MVA e impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili di potenza qualsiasi), per le quali l'Autorità deve definire le modalità di ritiro tenendo conto di condizioni economiche di mercato;

il comma 41, ultimo periodo, della legge n. 239/2004, nel consentire una modalità di ritiro alternativa al mercato agli impianti di potenza fino a 10 MVA, agli impianti di cui al secondo periodo del comma 12 dell'art. 3 del decreto legislativo n. 79/1999 e agli impianti alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999, intende garantire il ritiro dell'energia elettrica prodotta da impianti non in grado di partecipare al sistema delle offerte;

l'art. 20, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede che fino alla data di entrata a regime del mercato elettrico, come verrà fissata con proprio decreto dal Ministro delle attività produttive, al produttore che cede l'energia elettrica di cui all'art. 13, comma 3, del decreto legislativo n. 387/2003, è riconosciuto il prezzo fissato dall'Autorità all'ingrosso alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato vincolato;

la data di entrata a regime del mercato elettrico verrà fissata con decreto dal Ministro delle attività produttive e che, pertanto, le disposizioni del presente provvedimento per quanto riguarda le fonti rinnovabili si applicano a decorrere da tale data;

rispetto allo schema proposto nel documento di consultazione, in cui tutti i rapporti commerciali delle imprese distributrici e della società Acquirente Unico S.p.a. (di seguito: Acquirente unico) confluivano nel GRTN, la quasi totalità delle osservazioni pervenute ha richiesto che l'Acquirente unico rappresenti l'interfaccia unica e finale delle imprese distributrici e del GRTN, al fine di semplificare i rapporti contrattuali e le compensazioni economiche a carico del conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera b), del Testo integrato;

il ruolo dell'Acquirente unico quale interfaccia unica e finale delle imprese distributrici e del GRTN consente di ampliare la base di acquisto dell'Acquirente unico, con conseguente diminuzione del fattore di rischio connesso alla quota di energia acquistata sul mercato, e di ottenere una riduzione dei prezzi di acquisto per effetto della quota di energia da fonti non rinnovabili ritirata a prezzi inferiori a quelli delle fonti rinnovabili;

il ruolo dell'Acquirente unico come interfaccia unica e finale delle imprese distributrici e del GRTN consente anche di scomputare dagli acquisti di energia elettrica effettuati dalle imprese distributrici medesime presso l'Acquirente unico il controvalore dell'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004;

le ragioni, esposte nel documento di consultazione, che hanno portato a proporre il GRTN come interfaccia unica e finale si porranno solo a medio-lungo termine in quanto:

l'Acquirente unico è destinato a svolgere un ruolo significativo ancora per diversi anni, continuando a garantire le forniture di energia elettrica ai clienti che, pur avendo le caratteristiche di idoneità, preferiscono rimanere vincolati, come previsto dal comma 30 della legge n. 239/2004, che integra l'art. 14 del decreto legislativo n. 79/1999;

il controllo, anche a fini statistici, delle quantità di energia elettrica ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004 da parte del GRTN può essere comunque garantito prevedendo adeguati scambi informativi tra le imprese distributrici e il GRTN;

i commi 85, 86, 87, 88 e 89 della legge n. 239/2004 prevedono semplificazioni negli iter autorizzativi per impianti di microgenerazione, definiti come gli impianti di potenza fino a 1 MW;

gli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW alimentati da fonti rinnovabili presentano, congiuntamente ad elevate potenzialità di sviluppo delle fonti marginali o residuali, elevati costi di produzione, come anche evidenziato dalle Associazioni dei piccoli produttori nelle osservazioni al documento di consultazione.

Ritenuto opportuno:

prevedere che l'Acquirente unico svolga un ruolo di interfaccia unica e finale per:

le imprese distributrici che destinano direttamente ai propri clienti vincolati l'energia elettrica ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003, cedendo all'Acquirente unico l'eventuale quantità di energia elettrica eccedente il fabbisogno dei propri clienti vincolati;

il GRTN, che cede all'Acquirente unico l'energia elettrica ritirata dagli impianti collegati alla rete di trasmissione nazionale;

prevedere che il ritiro dell'energia elettrica eccedente le quantità ritirate nell'àmbito delle convenzioni di cessione destinata di cui all'art. 13, commi 2 e 3, del decreto legislativo n. 387/2003, e fino alla loro scadenza, sia svolto dal GRTN, anziché dal gestore di rete, in modo da continuare ad avere una unica controparte contrattuale per il ritiro dell'intera quantità di energia prodotta e immessa in rete, semplificandone di conseguenza la gestione amministrativa;

escludere il prezzo zonale orario che si forma nel sistema delle offerte come prezzo riconosciuto per il ritiro dell'energia elettrica ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003, poiché tale prezzo:

viene comunque riconosciuto ai produttori che scelgono di partecipare al sistema delle offerte;

è soggetto ai rischi e alle imprevedibilità del sistema delle offerte;

non è un parametro in grado di influire sulla localizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, che dipende invece da fattori localizzativi legati alla disponibilità locale di risorse rinnovabili;

introduce l'esigenza di compensazioni a carico del conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera b), del Testo integrato;

prevedere che il gestore di rete riconosca ai produttori il prezzo di cui all'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato per l'energia elettrica ritirata da impianti alimentati da fonti rinnovabili ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003, essendo tale prezzo riferito a condizioni economiche di mercato, già riconosciuto nel periodo transitorio di cui all'art. 20, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003;

prevedere, in alternativa al prezzo di cui al precedente alinea e su richiesta del produttore, un prezzo di cessione unico e indifferenziato per fasce orarie, al fine di tener conto delle peculiarità di alcuni impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili;

prevedere, in considerazione delle peculiarità e dei vantaggi che gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e degli impianti di cogenerazione presentano rispetto agli altri impianti, che il gestore di rete riconosca ai produttori per l'energia elettrica da fonti non rinnovabili ritirata ai sensi del comma 41 della legge n. 239/2004:

il prezzo di cui all'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato nel caso di impianti di cogenerazione di potenza inferiore a 10 MVA che soddisfano la deliberazione n. 42/2002;

il parametro Ct per gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA che non soddisfano la deliberazione n. 42/2002;

prevedere per gli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW l'esclusione dall'obbligo di stipula del contratto di dispacciamento in immissione, al fine di semplificare le condizioni di accesso alla rete per detti impianti non collegati alla rete di trasmissione nazionale, per i quali sia la direttiva 2001/77/CE, che la direttiva 2004/8/CE, nonché la legge n. 239/2004, prevedono procedure di accesso alla rete e autorizzative semplificate;

riconoscere agli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW alimentati da fonti rinnovabili, ad eccezione delle centrali ibride, limitatamente ai primi due milioni di kWh ritirati annualmente da ciascun impianto, prezzi minimi garantiti tali da assicurare la copertura dei costi di produzione in condizioni di economicità e redditività;

orientare al mercato la cessione di rilevanti quantitativi di energia elettrica prodotta da impianti di rilevanti dimensioni, garantendo invece il ritiro delle eccedenze rispetto ai fabbisogni dell'autoproduzione;

prevedere che alle eccedenze di energia elettrica prodotte dagli impianti di potenza uguale o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti assimilate o da fonti rinnovabili diverse dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, purché nella titolarità di un autoproduttore, come definito dall'art. 2, comma 2, del decreto legislativo n. 79/1999, il gestore di rete riconosca il parametro Ct;

prevedere, al fine di evitare comportamenti opportunistici, che il produttore che si avvale delle modalità di ritiro ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004 debba:

richiedere il ritiro dell'intera quantità di energia elettrica prodotta e immessa in rete, ad eccezione di quella ceduta nell'àmbito delle convenzioni di cessione pluriennali di cui all'art. 13, commi 2 e 3, del decreto legislativo n. 387/2003;

sottoscrivere con il gestore di rete una convenzione di durata annuale e rinnovabile, secondo lo schema allegato al presente provvedimento (Allegato A);

prevedere l'esenzione dall'applicazione dei corrispettivi per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto di cui all'art. 35, comma 35.2, della deliberazione n. 168/2003 per gli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW e un'applicazione graduale di detti corrispettivi per gli impianti di potenza superiore a 1 MW e fino a 5 MW alimentati da fonti rinnovabili o dai rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili ai sensi dell'art. 17 del decreto legislativo n. 387/2003, escluse le centrali ibride;

prevedere corrispettivi volti a riconoscere ai gestori di rete i costi amministrativi sostenuti, secondo criteri di semplificazione amministrativa ed equità; prevedere che i corrispettivi di cui al precedente alinea siano a carico dei produttori, al fine di evitare ulteriori aggravi al conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera b), del Testo integrato;

Delibera:

1. Definizioni.

1.1. Ai fini dell'applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento si applicano le definizioni di cui all'art. 2 del decreto legislativo n. 387/2003, le definizioni di cui all'art. 1 dell'Allegato A alla deliberazione n. 168/2003, le definizioni di cui all'art. 1 del Testo integrato, nonché le ulteriori definizioni formulate come segue:

a) energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 è l'energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, ivi compresa la produzione imputabile delle centrali ibride, nonché dagli impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, ad eccezione di quella ceduta al GRTN nell'àmbito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip n. 15/1989, n. 34/1990, n. 6/1992, nonché della deliberazione n. 108/97, limitatamente alle unità di produzione nuove, potenziate o rifatte, come definite dagli articoli 1 e 4 della medesima deliberazione. L'energia elettrica prodotta dagli impianti di potenza inferiore a 10 MVA alimentati dai rifiuti di cui all'art. 17, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003 rientra nell'àmbito di applicazione dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003;

b) energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/2004 è l'energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da fonti non rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, ivi compresa la produzione non imputabile delle centrali ibride, e l'energia elettrica prodotta, come eccedenze, dagli impianti, di potenza uguale o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti assimilate o da fonti rinnovabili diverse dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, purché nella titolarità di un autoproduttore, come definito dall'art. 2, comma 2, del decreto legislativo n. 79/99, ad eccezione di quella ceduta al GRTN nell'àmbito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip n. 15/1989, n. 34/1990, n. 6/1992, nonché della deliberazione n. 108/97, limitatamente alle unità di produzione nuove, potenziate o rifatte, come definite dagli articoli 1 e 4 della medesima deliberazione;

c) GRTN è il Gestore della rete di trasmissione nazionale di cui all'art. 3 del decreto legislativo n. 79/1999;

d) gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di connessione di terzi, nonché delle attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi il GRTN e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo n. 79/1999.

2. Oggetto e finalità.

2.1. Il presente provvedimento disciplina le modalità per il ritiro dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.

3. Modalità per il ritiro dell'energia elettrica.

3.1. L'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 è ritirata, su richiesta del produttore, dal gestore di rete alla quale l'impianto è collegato. Il produttore che si avvale di detta facoltà, presenta istanza al gestore di rete alla quale l'impianto è collegato, fornendo tutte le informazioni atte a dimostrare l'esistenza dei requisiti previsti dall'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 o dal comma 41 della legge n. 239/2004.

3.2. Il produttore che intende avvalersi dei benefìci di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 richiede al gestore di rete alla quale l'impianto è collegato il ritiro dell'intera quantità di energia elettrica prodotta e immessa in rete, ad eccezione di quella ceduta nell'àmbito delle convenzioni di cessione pluriennali di cui all'art. 13, commi 2 e 3, del decreto legislativo n. 387/2003.

3.3. Il gestore di rete riconosce ai produttori, per l'energia elettrica ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, i prezzi di cui all'art. 4.

3.4. Se il gestore di rete alla quale l'impianto è collegato è un'impresa distributrice, il controvalore dell'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004 viene scomputato dagli acquisti di energia elettrica effettuati dall'impresa distributrice medesima presso l'Acquirente unico. Se il gestore di rete alla quale l'impianto è collegato è il GRTN o un gestore di rete diverso dalle imprese distributrici, l'Acquirente unico riconosce a tali soggetti i prezzi di cui all'art. 4. Se il ritiro dell'energia di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 avviene in porzioni del territorio nazionale servite da reti con obbligo di connessione di terzi non interconnesse con la rete di trasmissione nazionale, neppure indirettamente attraverso reti di distribuzione o attraverso collegamenti in corrente continua, il controvalore dell'energia ritirata viene remunerato secondo le modalità previste dall'art. 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

3.5. Se il gestore di rete alla quale l'impianto è collegato è un'impresa distributrice che non dispone di un bacino di clienti vincolati nel proprio àmbito territoriale sufficiente ad assorbire l'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, la medesima impresa distributrice cede la parte eccedente i propri fabbisogni all'Acquirente unico, che la destina ad altre imprese distributrici per i clienti del mercato vincolato. Per detta energia l'Acquirente unico riconosce all'impresa distributrice i prezzi di cui all'art. 4.

3.6. Il produttore che richiede al gestore di rete il ritiro dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 conclude con il medesimo una convenzione di durata annuale e rinnovabile, secondo lo schema riportato nell'Allegato A al presente provvedimento.

3.7. Il produttore che richiede al gestore di rete il ritiro dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 conclude con il GRTN, direttamente o attraverso l'interposizione del medesimo gestore di rete:

a) il contratto per il servizio di trasmissione di cui all'art. 19 del Testo integrato per l'energia elettrica prodotta e immessa in rete, ai sensi di quanto previsto dall'art. 5, comma 2, della deliberazione n. 168/2003;

b) il contratto per il servizio di dispacciamento in immissione, ai sensi dall'art. 5, comma 2, della deliberazione n. 168/2003, solo se l'impianto è di potenza nominale elettrica superiore a 1 MW, in deroga alla medesima deliberazione.

3.8. Il produttore che richiede l'interposizione del gestore di rete per la stipula dei contratti di cui al comma 3.7, è tenuto a fornire al gestore di rete tutte le informazioni necessarie alla stipula e gestione dei medesimi.

3.9. Il produttore che richiede al gestore di rete il ritiro dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 non è tenuto alla comunicazione dei programmi di immissione di cui all'art. 17, comma 17.1, della deliberazione n. 168/2003.

3.10. Agli utenti del dispacciamento responsabili di punti di dispacciamento per le unità di produzione che cedono la propria energia ai sensi del comma 3.2, con riferimento ai predetti punti e limitatamente all'energia elettrica immessa, non si applica la disciplina dei corrispettivi di sbilanciamento di cui all'art. 32 della deliberazione n. 168/03.

3.11. In deroga a quanto previsto dal comma 3.2, i produttori che cedono parte dell'energia elettrica prodotta nell'àmbito delle convenzioni di cessione pluriennali di cui all'art. 13, commi 2 e 3, del decreto legislativo n. 387/03 richiedono al GRTN, anziché al gestore di rete, il ritiro dell'energia elettrica eccedente dette convenzioni, fino alla loro scadenza.

4. Prezzi dell'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004.

4.1. Il gestore di rete che ritira l'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 riconosce ai produttori un prezzo pari a quello di cessione dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato.

4.2. Il prezzo di cui al comma 4.1, su richiesta del produttore all'atto della stipula della convenzione di cui al comma 3.6, viene riconosciuto come prezzo unico indifferenziato per fasce orarie e viene determinato dall'Acquirente unico, seguendo le stesse modalità di cui all'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato.

4.3. Il gestore di rete che ritira l'energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/2004 riconosce ai produttori un prezzo pari al:

a) prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato nel caso di impianti di cogenerazione di potenza inferiore a 10 MVA che soddisfano la definizione di cogenerazione di cui alla deliberazione n. 42/02;

b) parametro Ct nel caso di impianti diversi da quelli di cui alla lettera a).

4.4. Per l'energia elettrica prodotta da centrali ibride di potenza inferiore a 10 MVA, il gestore di rete che la ritira riconosce ai produttori un prezzo pari al:

a) prezzo di cui al comma 4.1, limitatamente alla produzione imputabile;

b) prezzo di cui al comma 4.3, lettera a), per la rimanente quantità di energia elettrica nel caso in cui l'impianto soddisfa la definizione di cogenerazione di cui alla deliberazione n. 42/02, o al prezzo di cui al comma 4.3, lettera b), nel caso in cui tale definizione non viene soddisfatta.

5. Prezzi minimi garantiti per gli impianti idroelettrici di potenza nominale media annua fino a 1 MW e per gli impianti alimentati dalle altre fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW (1/a).

5.1. Per gli impianti idroelettrici di potenza nominale media annua fino a 1 MW e per gli impianti alimentati dalle altre fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, ad eccezione delle centrali ibride, ai primi due (2) milioni di kWh ritirati annualmente da ciascun impianto dal gestore di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003, vengono riconosciuti, per scaglioni progressivi, i seguenti prezzi minimi garantiti:

a) fino a 500.000 kWh annui, 95 euro/MWh; da oltre 500.000 fino a 1.000.000 di kWh annui, 80 euro/MWh; da oltre 1.000.000 fino a 2.000.000 di kWh annui, 70 euro/MWh;

b) il prezzo di cui al comma 4.1 per l'energia elettrica ritirata annualmente eccedente i primi due (2) milioni di kWh (1/b).

5.2. I prezzi minimi garantiti di cui al comma 5.1 si applicano, con le stesse modalità, anche agli impianti alimentati dai rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili ai sensi dell'art. 17 del decreto legislativo n. 387/2003.

5.3. Il comma 5.1 si applica per l'intero anno di durata della convenzione di cui all'art. 3, comma 3.6, su richiesta del produttore presentata al gestore di rete in occasione dell'emissione della prima fatturazione mensile in applicazione del presente provvedimento e, successivamente, all'inizio di ciascun anno solare.

5.4. I prezzi minimi garantiti di cui al comma 5.1, lettera a), sono aggiornati, su base annuale, applicando ai valori in vigore nell'anno solare precedente il quaranta percento (40%) del tasso di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall'Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il criterio commerciale (2).

5.5. La differenza tra quanto riconosciuto dai gestori di rete ai produttori, ai sensi del comma 5.1, e il prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato, è posta a carico del conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera b), del Testo integrato.

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(1/a) Rubrica così modificata dalla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2005, n. 165/05 con la decorrenza indicata nel punto 5 della stessa delibera.

(1/b) Comma così modificato dalla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2005, n. 165/05 con la decorrenza indicata nel punto 5 della stessa delibera.

(2) Comma così modificato, a decorrere dalle medesime date di cui al comma 10.1 dell'art. 10 della presente delibera, dalla Del.Aut.en.el. e gas 24 marzo 2005, n. 49/05 (Gazz. Uff. 22 aprile 2005, n. 93), entrata in vigore il giorno stesso della sua pubblicazione.

6. Costi riconosciuti al gestore di rete.

6.1. Per l'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004 i produttori riconoscono al gestore di rete cui l'impianto è connesso:

a) un corrispettivo fisso pari a 120 euro all'anno per ciascun impianto ed un corrispettivo proporzionale all'energia ritirata pari allo 0,5% del controvalore dell'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, a copertura dei costi amministrativi;

b) un ulteriore corrispettivo fisso pari a 120 euro all'anno per ciascun impianto ed un ulteriore corrispettivo proporzionale all'energia ritirata pari allo 0,5% del controvalore dell'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, a copertura dei costi gestionali nel caso in cui il gestore di rete gestisce, per conto del produttore, i contratti di cui al comma 3.7.

6.2. Il corrispettivo annuo di cui al comma 6.1, lettera a), per la parte proporzionale al controvalore dell'energia ritirata, non può comunque superare il valore totale annuo pari a 3.500 euro (3).

6.3.Il corrispettivo annuo di cui al comma 6.1, lettera b), per la parte proporzionale al controvalore dell'energia ritirata, non può comunque superare il valore totale annuo pari a 3.500 euro (4).

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(3) Comma aggiunto, a decorrere dalle medesime date di cui al comma 10.1 dell'art. 10 della presente delibera, dalla Del.Aut.en.el. e gas 24 marzo 2005, n. 49/05 (Gazz. Uff. 22 aprile 2005, n. 93), entrata in vigore il giorno stesso della sua pubblicazione.

(4) Comma aggiunto, a decorrere dalle medesime date di cui al comma 10.1 dell'art. 10 della presente delibera, dalla Del.Aut.en.el. e gas 24 marzo 2005, n. 49/05 (Gazz. Uff. 22 aprile 2005, n. 93), entrata in vigore il giorno stesso della sua pubblicazione.

7. Corrispettivi per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto per l'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004.

7.1. All'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004 prodotta da impianti di potenza uguale o superiore a 10 MVA si applicano i corrispettivi per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto di cui all'art. 35, comma 35.2, della deliberazione n. 168/03.

All'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004 prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, in deroga a quanto previsto dall'art. 35, comma 35.2, della deliberazione n. 168/03, i corrispettivi unitari per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto sono pari alla differenza tra la media aritmetica mensile del prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima nella zona in cui è ubicato l'impianto e la media aritmetica mensile del prezzo di valorizzazione dell'energia elettrica acquistata nel mercato del giorno prima, ad eccezione:

a) degli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, per i quali detti corrispettivi sono nulli;

b) degli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 1 MW e fino a 5 MW alimentati da fonti rinnovabili o dai rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili ai sensi dell'art. 17 del decreto legislativo n. 387/2003, escluse le centrali ibride, per i quali detti corrispettivi vengono moltiplicati per il fattore R pari a:

R = (P-1) / 4

arrotondato, con criterio commerciale alla terza cifra decimale, dove P è la potenza nominale elettrica dell'impianto, espressa in MW, con tre decimali (4/a).

7.2. Ai fini della quantificazione dei corrispettivi per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto di cui al comma 7.1, il programma di immissione di cui all'art. 35, comma 35.2, della deliberazione n. 168/03 è assunto pari all'energia elettrica effettivamente immessa nella rete con obbligo di connessione di terzi.

7.3. Ai fini di quanto previsto dai commi 5.1 e 7.1, per impianto si intende, di norma, l'insieme delle unità di produzione di energia elettrica poste a monte del punto di connessione con la rete con obbligo di connessione di terzi.

7.4. Entro il giorno dieci (10) del secondo mese successivo a quello di competenza, i produttori pagano al gestore di rete se negativo, ovvero ricevono dal gestore di rete se positivo, il corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (5).

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(4/a) Comma così sostituito dalla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2005, n. 165/05 con la decorrenza indicata nel punto 5 della stessa delibera.

(5) Comma aggiunto dalla Del.Aut.en.el. e gas 6 aprile 2005, n. 64/05 (Gazz. Uff. 16 maggio 2005, n. 112), entrata in vigore il giorno della sua pubblicazione.

8. Obblighi informativi.

8.1. Il prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato, pubblicato dall'Acquirente unico nel proprio sito Internet ai sensi dell'art. 33, comma 2, del Testo integrato, viene anche pubblicato nel sito internet dell'Autorità.

8.2. Il prezzo di cui al comma 4.2 viene comunicato dall'acquirente unico all'Autorità e viene pubblicato nel sito internet dell'acquirente unico e dell'Autorità (6).

8.3. Entro il 31 marzo di ogni anno, a partire dall'anno 2006, le imprese di distribuzione e i gestori di rete diversi dalle imprese distributrici che ritirano energia elettrica ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, trasmettono al GRTN un elenco contenente denominazione, tipologia, dimensione, ragione sociale dei soggetti titolari degli impianti e quantità annuali di energia elettrica ritirata.

8.4. Il GRTN integra le informazioni di cui al comma 8.3 con quelle relative agli impianti la cui energia elettrica è ritirata dal GRTN ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, trasmettendo, entro il 31 maggio di ogni anno, a partire dall'anno 2006, all'Autorità e alla Cassa conguaglio per il settore elettrico l'elenco completo degli impianti, contenente le informazioni di cui al comma 8.3.

8.5. L'Acquirente unico definisce, entro trenta (30) giorni dall'entrata in vigore del presente provvedimento, una procedura per le compensazioni di cui al comma 3.4, che viene pubblicata nel proprio sito internet.

8.6. I prezzi di cui ai commi 4.1 e 4.2 vengono riconosciuti dai gestori di rete ai produttori, anche in acconto, rispetto alla data di pubblicazione ai sensi dell'art. 33, comma 2, lettera a), del Testo integrato, secondo valori e modalità stabiliti dall'Acquirente unico.

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(6) Comma così sostituito dalla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2005, n. 165/05 con la decorrenza indicata nel punto 5 della stessa delibera.

9. Verifiche.

9.1. Le verifiche sugli impianti che si avvalgono delle modalità di ritiro ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, svolte, ove necessario, attraverso sopralluoghi al fine di accertare la veridicità delle informazioni e dei dati trasmessi sono effettuate dall'Autorità, anche avvalendosi della Cassa Conguaglio per il settore elettrico ai sensi della deliberazione n. 60/04.

10. Disposizioni finali

10.1. Il presente provvedimento si applica a decorrere:

dalla data di entrata a regime del mercato elettrico, come verrà individuata dal decreto del Ministro delle attività produttive di cui all'art. 20, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003, per l'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003;

dalla data di entrata in vigore della legge n. 239/2004, per l'energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/2004.

10.2. Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e nel sito internet dell'Autorità (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore dalla data della sua pubblicazione.

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Schema di convenzione per il ritiro dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004

Con la presente convenzione

tra

la società

, rappresentata da

, nella


qualità di		, nel seguito denominata brevemente «Gestore».

la società

nel seguito denominata brevemente «Produttore» rappresentata da

;

nel seguito singolarmente o congiuntamente anche denominati la Parte o le Parti.

Premesso

che il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, all'art. 3, comma 12 ha stabilito che il «Ministro dell'industria, con proprio provvedimento ai sensi del comma 3 dell'art. 1, determina la cessione dei diritti e delle obbligazioni relative all'acquisto di energia elettrica comunque prodotta da altri operatori nazionali da parte dell'Enel S.p.a. al Gestore della rete di trasmissione nazionale»;

che il decreto ministeriale 21 novembre 2000, ha determinato, con validità ed efficacia giuridica ed economica a far data dal 1° gennaio 2001, la cessione dei diritti e delle obbligazioni relative all'acquisto di energia elettrica comunque prodotta da altri operatori nazionali, da parte dell'Enel S.p.a. al Gestore della rete di trasmissione nazionale;

che il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, all'art. 13, commi 3 e 4, prevede che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) determini le modalità di ritiro, da parte del gestore di rete alla quale l'impianto è collegato, e previa richiesta del produttore, dell'energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, nonché da impianti di potenza qualsiasi alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima, agli impianti ad acqua fluente, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della rete di trasmissione nazionale nell'àmbito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip n. 15/89, n. 34/90 e n. 6/92, nonché ai sensi della deliberazione dell'Autorità n. 108/97, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti;

che il comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239, stabilisce che venga ritirata dal Gestore della rete di trasmissione nazionale o dall'impresa distributrice, rispettivamente se prodotta da impianti collegati alla rete di trasmissione nazionale o alla rete di distribuzione, e previa richiesta del produttore, l'energia prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, da impianti di potenza qualsiasi entrati in esercizio dopo l'1 aprile 1999 e alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima, agli impianti ad acqua fluente, nonché l'energia prodotta ai sensi dell'art. 3, comma 12, secondo periodo, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;


che l'Autorità, con deliberazione n.		, definisce le modalità di ritiro

dell'energia elettrica ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e del comma 41


della legge 23 agosto 2004, n. 239;

che il Produttore esercisce l'impianto		;

che il Produttore dichiara che l'impianto è soggetto al regime giuridico di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2004 e del comma 41 della legge n. 239/2004;


che il Produttore ha richiesto al Gestore, con comunicazione in data		, prot. n.		, il

ritiro dell'energia elettrica prodotta dal suddetto impianto ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239;

che il Produttore si impegna a comunicare, tempestivamente, ogni modifica relativa all'allacciamento alla rete del Gestore del proprio impianto di produzione;

che il ritiro dell'energia sarà effettuato nel punto di consegna convenuto tra le Parti;

si stipula quanto segue:

Le premesse formano parte integrante e sostanziale della presente convenzione.

Art. 1.

Oggetto della convenzione

La presente convenzione ha per oggetto il ritiro, da parte del Gestore e su richiesta del Produttore, dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239.

Art. 2.

Consegna dell'energia al Gestore di rete

Il Produttore cederà l'energia prodotta di cui al precedente art. 1 definendo la potenza massima di consegna pari a


	kW.

La consegna dal Produttore al Gestore dell'energia, nei limiti della potenza suddetta, viene effettuata nel punto


di collegamento	nel comune di	alla tensione

nominale di	kV e alla frequenza nominale di	Hz.

L'energia oggetto del presente accordo è la totale energia immessa nella rete elettrica del Gestore, pari all'energia prodotta al netto dell'energia assorbita dai servizi ausiliari, dall'eventuale officina, dell'energia elettrica autoprodotta e autoconsumata, delle perdite di trasformazione e di linea fino al punto di consegna alla rete del Gestore, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della rete di trasmissione nazionale nell'àmbito delle convenzioni in essere previste dall'art. 13, comma 3, del decreto legislativo n. 387/2003.

Eventuali quantitativi di energia consegnati dal Gestore al Produttore sono oggetto di separati accordi commerciali di fornitura.

La consegna dell'energia al Gestore dovrà essere effettuata come previsto nel regolamento di esercizio, e dovrà essere conforme alle prescrizioni contenute nelle regole tecniche di connessione del Gestore di rete competente.

Il Gestore si riserva la facoltà di effettuare, per esigenze di esercizio e di manutenzione dei propri impianti, sospensioni o riduzioni del ritiro dell'energia, da comunicare preventivamente, salvo i casi di emergenza, al Produttore.

Le apparecchiature di misura (AdM), di cui all'art. 8, necessarie per misurare l'energia elettrica consegnata alla rete, da installarsi a cura e spese del Produttore, devono essere conformi alle prescrizioni dell'Autorità in materia di misura dell'energia elettrica e alle prescrizioni contenute nelle regole tecniche di connessione del Gestore di rete.

Art. 3.

Norme generali di esercizio e responsabilità

Il Produttore sottoscrive il «Regolamento di esercizio» che sarà stipulato con il gestore di rete a cui l'impianto è collegato.

In conformità a detto regolamento e, in generale, alle regole tecniche di connessione, il Produttore si impegna a munire le proprie installazioni, a sua cura e spese, di idonei apparecchi di connessione e protezione e regolazione, concordati con il Gestore e rispondenti alle norme tecniche ed antinfortunistiche, necessari per evitare ogni effetto dannoso al regolare esercizio della rete elettrica, nonché a fornire la relativa documentazione al Gestore. Il Produttore si assume ogni responsabilità per danno a persone o cose derivanti dall'esercizio delle proprie installazioni. Il Produttore si impegna altresì a mantenere in efficienza gli impianti di sua proprietà in modo che rispondano alle norme tecniche in vigore, alle disposizioni di legge in materia antinfortunistica e alle norme di esercizio del Gestore.

(L'articolo dovrà essere oggetto di interazione, magari anche solo come rimando ad altra convenzione, se il Gestore gestisce per conto del Produttore i contratti di trasmissione e di dispacciamento).

Art. 4.

Corrispettivi

I corrispettivi che saranno riconosciuti dal Gestore al Produttore sono quelli definiti dall'art.		della

deliberazione dell'Autorità n.

Qualora successivamente alla data di sottoscrizione della presente convenzione, intervengano nuovi provvedimenti in materia di prezzi di cessione dell'energia, i corrispettivi riconosciuti al Produttore verranno conseguentemente adeguati.

Art. 5.

Fasce orarie

Le fasce orarie sono quelle previste dall'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità n. 5/2004, in vigore dal 1° aprile 2004 fino al 31 dicembre 2004, dalla deliberazione dell'Autorità n. 235/2004, per l'anno 2005, e subiranno le variazioni stabilite dagli organismi competenti con successivi provvedimenti.

Art. 6.

Fattore di potenza ed energia reattiva

Il Produttore è tenuto a rispettare le seguenti prescrizioni relative al fattore di potenza e all'energia reattiva.

1. Impianti di generazione sincroni che immettono in rete una potenza attiva minore o uguale a 1 MW, se idroelettrici, e minore o uguale a 3 MW, se termoelettrici.

Per tali impianti il fattore di potenza deve essere pari a 1. Tale valore potrà essere modificato a seguito dell'avviamento dell'impianto, nel caso in cui il Gestore lo ritenga necessario, sulla base dei dati di esercizio della rete.

2. Impianti di generazione sincroni che immettono in rete una potenza attiva maggiore di 1 MW e minore o uguale a 10 MW, se idroelettrici, e maggiore di 3 MW e minore o uguale a 10 MW, se termoelettrici.

Per tali impianti, in fase di immissione di energia attiva, l'immissione in rete di energia reattiva induttiva deve avvenire, nelle ore di fascia F1, F2 e F3, con fattore di potenza minore o uguale a 0,9. Nelle ore di fascia F4 (ore vuote) il fattore di potenza deve essere pari a 1.

3. Impianti di generazione sincroni che immettono in rete una potenza attiva maggiore di 10 MW.

Per tali impianti, in fase di immissione di potenza attiva, l'immissione in rete di energia reattiva deve avvenire con fattore di potenza minore o uguale a 0,9 induttivo, nelle ore di fascia F1, F2 e F3, e minore o uguale a 0,95 capacitivo, nelle ore di fascia F4 (ore vuote).

4. Impianti di generazione asincroni.

Per tali impianti, in fase di immissione in rete di energia attiva, l'assorbimento di energia reattiva induttiva deve avvenire con fattore di potenza medio mensile maggiore o uguale a 0,9, nelle ore di fascia F1, F2 e F3. Nessuna condizione specifica è prescritta per le ore di fascia F4 (ore vuote).

Qualora l'impianto di produzione si interfacci con la rete mediante un sistema di conversione statico, in funzione dalle caratteristiche di quest'ultimo, potrà essere assimilato dal Gestore ad un impianto di generazione di tipo sincrono oppure asincrono ai fini dell'oggetto del presente articolo, e pertanto assoggettato ai relativi vincoli.

Il Produttore è tenuto ad adottare idonei provvedimenti per contenere il fattore di potenza alle prescrizioni di cui sopra.

In caso di mancato rispetto da parte del Produttore delle prescrizioni sul fattore di potenza il Gestore applicherà, a titolo di penalità, le seguenti riduzioni del corrispettivo di cui all'art. 4. 1. Impianti di generazione sincroni.

In ciascuna fascia oraria, riduzione del corrispettivo di cui all'art. 4 nella misura del:

	1,016% se AT;
	1,038% se MT;
	1,095% se BT;

per ogni centesimo di valore del fattore di potenza medio mensile che si discosti dai limiti fissati per il produttore per le rispettive fasce orarie.

2. Impianti di generazione asincroni.

Per i quantitativi di energia reattiva induttiva prelevati per ciascuna delle fasce orarie, espressi in kVarh, numericamente eccedenti il 50% del corrispondente prelievo di energia attiva, espresso in kWh, riduzione del corrispettivo di cui all'art. 4 in misura pari al corrispettivo per la fornitura di energia induttiva stabilito dal Gestore in caso di mancato rispetto del fattore di potenza per le forniture multiorarie corrispondenti per livello di tensione.

È facoltà del Gestore stabilire, per qualunque impianto, prescrizioni diverse da quelle sopra riportate, qualora l'assetto della rete lo richieda, previo accordo con il produttore (per impianti con potenza > 10 MW il valore fissato va notificato al Gestore della rete di trasmissione nazionale). In detta eventualità le penalità suddette verranno applicate con riferimento ai diversi limiti imposti.

Art. 7.

Cambio Tensione

Il Gestore ha la facoltà di variare, anche in corso di convenzione, il valore della tensione nominale della propria rete nei punti di collegamento per la consegna dell'energia, dandone preavviso con almeno un anno di anticipo al Produttore. Gli oneri conseguenti agli adattamenti da attuare sugli impianti sono a carico di ciascun contraente per le parti di rispettiva proprietà.

Art. 8.

Misura dell'energia

1. Titolarità.

	La misura e la registrazione dell'energia attiva e dell'energia reattiva vengono eseguite mediante apparecchiature di misura (AdM) installate nei punti di consegna dell'energia di cui all'art. 2 della presente convenzione.
	Il responsabile dell'installazione e della manutenzione delle AdM («responsabile delle AdM») e il responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure nei punti di misura («responsabile della misura») sono definiti dalle disposizioni dell'Autorità in materia di misura della energia elettrica.

2. Prescrizioni delle AdM.

	Le AdM devono essere conformi alle disposizioni in materia emanate dall'Autorità nonché, per quanto non espressamente normato dalla stessa AUTORITÀ, ai regolamenti definiti dal Gestore in materia di installazione e attivazione delle apparecchiature di misura dell'energia elettrica.
	In particolare, al fine di garantirne una omogenea gestione nel territorio nazionale:
	le AdM dovranno essere costituite da apparecchiature conformi alle Norme CEI di prodotto, i cui riferimenti sono riportati nella «Guida all'applicazione delle norme sulla misura dell'energia elettrica» edita dal CEI;
	le AdM devono consentire la rilevazione e la registrazione, per ciascun quarto d'ora, dell'energia attiva e reattiva misurata;
	i componenti delle AdM dovranno riportare il Marchio IMQ, ove applicabile;
	la composizione e le caratteristiche delle AdM dovranno essere dichiarate dal Produttore al Gestore;
	le AdM dovranno essere nuove, oppure con caratteristiche certificate da un laboratorio accreditato EA (European cooperation of Accreditation);
	con riferimento alle Norme CEI di prodotto, le AdM dovranno utilizzare contatori avente precisione minima corrispondente all'indice di classe 1 per la misura di energia attiva ed all'indice di classe 2 per la misura dell'energia reattiva; i trasformatori di misura, ove presenti, dovranno avere una precisione minima corrispondente all'indice di classe 0,5;
	la sincronizzazione oraria deve avvenire mediante una sorgente interna o esterna, in modo da contenere l'errore temporale rispetto all'UTC (Universal Time Coordinated); il comando di sincronizzazione dovrà essere inviato con una frequenza preferibilmente settimanale, conformemente alle indicazioni della guida CEI R013-00;
	l'orologio interno delle AdM dovrà avere precisione non inferiore a quella richiesta dalla Norma CEI EN 61038 per i commutatori orari;
	le AdM devono essere predisposte per la lettura anche da remoto, su base giornaliera, dei dati di misura e dei loro principali parametri di configurazione; a tale scopo, il Produttore deve mettere a disposizione del Gestore la documentazione e l'informazione utile ad integrare il driver di lettura remota presso il proprio centro di telelettura. Il Produttore deve inoltre fornire l'assistenza tecnica necessaria per consentire la suddetta integrazione. La documentazione e la relativa informazione a supporto dovrà essere consegnata al Gestore almeno 4 mesi prima della data prevista per l'impiego in campo delle AdM; il Produttore dovrà inoltre rendere disponibili le proprie AdM, o campioni delle medesime caratteristiche, per l'esecuzione delle prove di lettura remota, necessarie alla predisposizione del centro di telelettura del Gestore;
	i dati di misura di energia (attiva e reattiva) registrati devono essere memorizzati nelle AdM per un periodo temporale di almeno 40 giorni, e, comunque, per un periodo tale da consentire il rilievo e la registrazione dei dati misurati mensilmente;
	le caratteristiche di targa delle AdM non devono essere alterabili ed i dati di misura registrati dalle AdM medesime non devono essere modificati; in ogni caso, i totalizzatori di energia elettrica (sia attiva che reattiva) non devono essere di tipo azzerabile;
	tutti i componenti delle AdM, inclusi i cablaggi e le morsettiere, devono essere dotati di sistemi meccanici di sigillatura (piombatura o similari) che garantiscano da manomissioni o alterazione dei dati di misura;
	le AdM devono essere in grado di rilevare anomalie interne o relative al sistema di alimentazione.

3. Verifiche e tarature.

	La conformità delle AdM alle prescrizioni deve essere autocertificata dal Produttore, nel caso di apparecchiature nuove, o certificata da un laboratorio accreditato EA, nel caso contrario.
	L'impiego delle AdM è subordinato al superamento delle prove di lettura da remoto da parte del Gestore.
	Le AdM dovranno essere verificate al momento della messa in servizio (verifica di primo impianto), previa comunicazione al Gestore, e successivamente almeno una volta ogni 3 anni (verifiche periodiche), il Produttore dovrà comunicare al Gestore il programma delle verifiche periodiche, con congruo preavviso.
	È prevista l'esecuzione di verifiche straordinarie o a richiesta, su iniziativa del Gestore o dei soggetti interessati alla misura; in tal caso la richiesta viene inoltrata dal Gestore stesso al Produttore. Qualora le verifiche straordinarie accertino un funzionamento anomalo delle AdM, l'onere della verifica è a carico del Produttore, mentre è a carico del richiedente in caso di funzionamento regolare.
	Il Produttore può sempre eseguire verifiche di sua iniziativa, purché siano comunicate preventivamente al Gestore.
	La verifica di primo impianto, le verifiche periodiche e quelle di iniziativa del produttore sono sempre a carico del Produttore medesimo.
	In caso di anomalia accertata, è a carico del Produttore l'onere di ripristino della misura.
	Il Gestore si riserva la possibilità di presenziare direttamente o con propri delegati alle verifiche, a qualunque titolo eseguite.
	Tutte le verifiche dovranno essere effettuate conformemente alle prescrizioni della Norma CEI 13-4 e degli eventuali successivi aggiornamenti.
	Per ogni verifica dovrà essere prodotta una relazione, che dovrà essere trasmessa al Gestore e resa disponibile a tutti i soggetti interessati.
	Durante l'esecuzione delle verifiche, ove si ricorra al metodo del «carico fittizio» o del «carico reale realizzato e regolato con adatti artifici», come descritto nella Norma CEI 13-4, deve essere conteggiata la mancata misurazione dell'energia elettrica immessa nella rete del Gestore. A tale scopo possono essere utilizzate eventuali AdM utilizzate come riserva e/o come riscontro. In caso di mancanza di queste ultime, l'energia immessa sarà calcolata ricorrendo a misurazioni locali, effettuate nel corso della verifica; di tali misurazioni si lascerà traccia nella relazione di verifica.
	L'esecuzione della verifica e l'eventuale ripristino della misura devono rispondere anche alle ulteriori prescrizioni dell'Autorità in materia.

4. Ricostruzione delle misure.

In caso di anomalia delle AdM o di indisponibilità del dato di misura, la ricostruzione delle misure dovrà avvenire conformemente alle indicazioni dell'Autorità in materia.

Art. 9.

Documentazione

Il Produttore si impegna a procurare a propria cura e spese ed a consegnare al Gestore, su semplice richiesta e con le scadenze e/o cadenze fissate, ogni documentazione relativa agli impianti di cui alla presente convenzione, alle loro caratteristiche di funzionamento ed alle operazioni di manutenzione e verifica effettuate.

Art. 10.

Modalità amministrative e fiscali

Le fatture per tutti i corrispettivi di cui alla presente convenzione sono soggette ad IVA per cui, in caso d'uso, la convenzione stessa è soggetta a registrazione a tassa fissa.

Le fatture per il corrispettivo inerente alla cessione, al netto delle eventuali penalità per mancato rispetto delle prescrizioni in materia di fattore di potenza di cui all'art. 6, sono emesse dal Produttore mensilmente e devono prevedere la scadenza al terzultimo giorno lavorativo del secondo mese successivo il mese cui le immissioni si riferiscono. Qualora fra la data di emissione della fattura e la suddetta scadenza intercorrono meno di 15 giorni, la scadenza sarà posticipata al mese successivo.

In caso di ritardo del Gestore nei pagamenti oltre il termine previsto, ove tale ritardo sia imputabile allo stesso Gestore, sono riconosciuti interessi di mora, qualora superiori a € 5,00 (cinque/00), nella misura del tasso legale di interesse, fissato ex art. 1284 c.c., per i primi sessanta giorni di ritardo, e dal sessantunesimo giorno in poi, della media aritmetica delle quotazioni dell'Euribor a un mese calcolata sul mese solare precedente a quello in cui cade il sessantesimo giorno dalla scadenza della fattura, aumentata di due punti percentuali.

Qualora l'interesse di mora come sopra determinato, superasse il limite massimo stabilito ai sensi della legge 7 marzo 1996, n. 108 («Disposizione in materia di usura») e successive modifiche ed integrazioni, l'interesse di mora sarà calcolato al tasso corrispondente a tale limite massimo.

Il Produttore dichiara di aver provveduto all'ottenimento della licenza e di ogni altra autorizzazione occorrente per l'esercizio del proprio impianto di produzione e si impegna a provvedere alla denuncia dell'energia prodotta al competente Ufficio tecnico di Finanza.

Art. 11.

Decorrenza e durata della convenzione

La presente convenzione ha decorrenza dal .../.../... ed avrà scadenza al .../.../...

Dopo tale data si intenderà tacitamente rinnovata di anno in anno in mancanza di disdetta da darsi da una delle due Parti a mezzo lettera raccomandata almeno tre mesi prima della scadenza originaria o dei successivi termini di proroga.

Il presente atto si intende risolto di diritto e cessa di produrre effetti tra le Parti qualora il Produttore incorra nei divieti e nelle decadenze previsti dall'art. 10 della legge n. 575/1965 e successive modificazioni e integrazioni.

Art. 12.

Giurisdizione

Per qualsiasi controversia derivante o comunque connessa all'interpretazione della presente Convenzione definitiva


e degli atti dalla stessa richiamati, le Parti convengono la competenza esclusiva del Foro di

Letto, approvato e sottoscritto.

Data,

Produttore

Gestore

------------------------

(7) Vedi, ora, lo schema di convenzione allegato alla Del.Aut.en.el. e gas 29 luglio 2005, n. 165/05 approvato in sostituzione del presente schema.

[1] Crf., in particolare, le sentenze n.303 del 2003 e n.6 del 2004.

[2] A questo riguardo, la Corte - con la sentenza n. 6 del 2004, relativa al contenzioso costituzionale sorto tra Stato e Regioni relativamente alle disposizioni contenute nel decreto legge n. 7 del 2002 - convertito dalla legge n. 55 del 2002, recante "Misure urgenti per garantire la sicurezza del settore elettrico nazionale", ha sciolto alcuni fondamentali dubbi interpretativi relativi al rapporto fra le competenze legislative e le funzioni amministrative dello Stato, delle Regioni e degli Enti locali in materia di energia. In particolare la Corte, nel dichiarare infondati i ricorsi delle Regioni Umbria, Basilicata e Toscana avverso il citato decreto legge n. 7 del 2002, ha prospettato una linea interpretativa che, spostando il baricentro della questione dall’art. 117 all’art.118 Cost., rinviene nel principio di sussidiarietà un criterio flessibile - operante sia sul versante amministrativo, sia su quello legislativo - in grado di regolare, sulla base di procedure decisionali partecipate e ispirate al principio di leale collaborazione, il riparto delle competenze tra i diversi livelli di governo.

Nella sentenza citata – riprendendo, nella sostanza, l’orientamento della sentenza n.303 del 2003 - la Corte, oltre a confermare, almeno in parte, la tendenza ad una interpretazione restrittiva delle materie “trasversali” di competenza esclusiva statale, ha chiarito come nelle materie di competenza statale esclusiva o concorrente, in virtù dell'art. 118, primo comma, Cost. la legge possa attribuire allo Stato funzioni amministrative, nonché organizzarle e regolarle, al fine di renderne l'esercizio raffrontabile a un parametro legale. In tale prospettiva, i principî di sussidiarietà e di adeguatezza convivono con il normale riparto di competenze legislative contenuto nel nuovo Titolo V e possono giustificarne una deroga solo se la valutazione dell'interesse pubblico sottostante all'assunzione di funzioni regionali da parte dello Stato sia: a) proporzionata; b) non risulti affetta da irragionevolezza alla stregua di uno scrutinio stretto di costituzionalità; c) sia oggetto di un accordo stipulato con la Regione interessata. Secondo tale indirizzo giurisprudenziale, nell’identificazione di un preciso fondamento costituzionale per l’attribuzione delle competenze nel settore energetico al livello statale, assumono una peculiare valenza gli accordi, le intese e le altre forme di concertazione e di coordinamento orizzontale delle rispettive competenze, che assicurino la partecipazione dei livelli di governo coinvolti attraverso strumenti di leale collaborazione.

[3] La disciplina comunitaria per gli aiuti di Stato alla ricerca e sviluppo è rinvenibile in una Comunicazione della Commissione del 1996 [Gazzetta ufficiale C 45 del 17.2.1996], successivamente modificata, da ultimo, da una ulteriore comunicazione della Commissione concernente la proroga di tale disciplina sino al 31 dicembre 2005 (Gazzetta ufficiale C 111 dell'8.5.2002). (Per un approfondimento sulla disciplina in oggetto si rinvia alla nota n.29 contenuta nelle schede di lettura del presente dossier).

[4] La disciplina comunitaria inerente gli aiuti di Stato per la tutela dell'ambiente è contenuta nella Comunicazione della Commissione 2001/C37/03 e nella successiva n. 2003/C 58/06. (Per un approfondimento sulla disciplina in oggetto si rinvia alla nota n.30 contenuta nelle schede di lettura del presente dossier).

[5] Il Consiglio europeo del 16-17 giugno 2005 non è riuscito a pervenire ad un accordo sulle prospettive finanziarie 2007-2013, ed ha invitato la Presidenza britannica dell’UE (1° luglio-31 dicembre 2005) a proseguire il negoziato sul nuovo quadro finanziario per giungere quanto prima ad un accordo globale (vedi dossier “Lo stato dei negoziati sulle prospettive finanziarie” del 15 luglio 2005 a cura dell’Ufficio rapporti con l’Unione europea).

[6] Nella comunicazione “Politica di coesione a sostegno della crescita e dell’occupazione: linee guida della strategia comunitaria per il periodo 2007-2013” (COM(2005)299) la Commissione sottolinea, fra l’altro, la necessità di ridurre la dipendenza dalle fonti tradizionali di energia, migliorando l’efficienza energetica e promuovendo le energie rinnovabili. A tale proposito la Commissione ribadisce l’importanza delle energie rinnovabili e alternative, anche al fine di rafforzare la posizione concorrenziale dell’UE e di contribuire al raggiungimento di uno degli obiettivi di Lisbona, ovvero fare in modo che entro il 2010 il 21% dell’elettricità provenga da fonti energetiche rinnovabili.

[7] Il programma è stato istituito dalla decisione n. 1230/2003/CE del 9 aprile 2002.

[8] Recante “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità” ( GU del 31-01-2004 n. S.O. n. 17 al n. 25).

[9] In attuazione di quanto disposto dall’art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 e dal comma 41 della legge n. 239/04, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, con la delibera del 23 febbraio 2005, n. 34, ha definito le “Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239” (GU n. 61 del 15 marzo 200). Modifiche e integrazioni alla delibera sono state apportate, successivamente, con le delibere nn. 49/05, 64/05 e 165/05.

[10] Il temine per l’esercizio della delega è fissato, ai sensi del citato articolo 15, comma 1, entro un anno dalla data di entrata in vigore della legge.

[11] Ciò appare peraltro coerente con quanto previsto dall’articolo 17, comma 2, del D.Lgs n. 387/03, che prevede che siano escluse dal regime riservato alle fonti rinnovabili, tra le altre, le fonti assimilate alle fonti rinnovabili, di cui all’articolo 1, comma 3, della legge n. 10/91. Il concetto di assimilabilità introdotto dalla legge n. 10/91, la cui definizione tecnica è stata introdotta dal titolo I del provvedimento Cip n. 6/92, consisteva nel considerare talune fonti di energia assimilate alle fonti rinnovabili di energia, sicché ne derivava una ammissione di tali fonti al medesimo regime riservato alle rinnovabili. Tale ammissione è venuta a cessare con l’entrata in vigore del decreto legislativo n.387/03.

[12] In relazione alla disposizione in oggetto, si segnala che l’Autorità, per l’energia elettrica e il gas, con la delibera n. 34/05 del 23 febbraio 2005, recante “Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239” , ha già previsto, per la fattispecie in esame, oltre al prezzo differenziato per fasce, anche il prezzo di cessione unico e indifferenziato per fasce orarie di cui al citato comma 4, a scelta del produttore, ciò verosimilmente al fine di conformarsi al criterio delle condizioni economiche di mercato tenendo conto delle peculiarità di alcuni impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili.

La disposizione richiamata innova pertanto, attraverso norme di rango legislativo, quanto disposto in tale delibera dell’Autorità, prevedendo, come accennato, quale parametro di remunerazione esclusivamente una “tariffa unica determinata dalla media ponderata delle fasce orarie”, del prezzo definito come sopra. Si ricorda, inoltre, che l'art. 10, punto 10.1, della citata deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 23 febbraio 2005, n. 34/05, stabilisce che il provvedimento si applica, per quanto riguarda l'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, a decorrere dalla data di entrata a regime del mercato elettrico, come verrà individuata dal decreto del Ministro delle attività produttive di cui all'art. 20, comma 1, del medesimo decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387; come sopra accennato, tale ultimo decreto del Ministro delle attività produttive, adottato in data 20 aprile 2005, ha disposto che, ai soli fini del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, la data di entrata a regime del mercato elettrico di cui all'art. 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, è stata fissata al 30 giugno 2005.

[13] Il consorzio è composto dagli istituti Nomura, Lehman Brothers, e Banca IMI.

Fonte: Comunicato stampa GRTN, disponibile al seguente indirizzo internet: www.grtn.it/news/.

[14] Si ricorda, brevemente, che il nuovo strumento di incentivazione dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili (c.d. certificati verdi) è stato definito dall’art. 11 del decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999, di recepimento della direttiva 96/92/CE sul mercato interno dell’energia elettrica, e perfezionato con successivi decreti ministeriali (11 novembre 1999 e 18 marzo 2002). Il nuovo criterio adottato per l’incentivazione delle fonti rinnovabili consiste nell’obbligo, a carico dei produttori ed importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili, di immettere nella rete elettrica, a decorrere dal 2002, una quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati a fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il primo aprile 1999. La quota, inizialmente fissata nel 2%, è applicata sulla produzione e sulle importazioni dell’anno precedente, decurtate dell’elettricità prodotta in cogenerazione, degli autoconsumi di centrale, delle esportazioni, con una “franchigia” di 100 GWh. L’elettricità prodotta da fonti rinnovabili viene immessa in rete, godendo della precedenza nel dispacciamento. In aggiunta, il GRTN rilascia al produttore, su richiesta e previo riconoscimento all’impianto della qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili (qualifica IAFR), i certificati verdi (CV), titoli comprovanti la produzione di elettricità da fonti rinnovabili, che costituiscono lo strumento con il quale i soggetti sottoposti all’obbligo della quota minima devono dimostrare di avervi adempiuto. Per i soggetti che non rispettano all’obbligo, la cui verifica di adempienza è affidata al GRTN, il decreto ministeriale 11 novembre 1999 stabilisce sanzioni consistenti nella limitazione dell’accesso al mercato complessivo dell’energia elettrica. I certificati verdi sono commerciabili in un mercato parallelo svincolato da quello dell’elettricità, attraverso la piattaforma di negoziazione (borsa dei CV) organizzata presso la società Gestore del Mercato (GME), oppure mediante contratti bilaterali. L’avvio della borsa dei CV è stato sancito dal decreto ministeriale 14 marzo 2003 . Nel mercato dei certificati verdi la domanda è formulata dai produttori ed importatori soggetti all’obbligo della quota minima; l’offerta è effettuata dai soggetti che producono elettricità da fonti rinnovabili. Nella fase di avvio del nuovo meccanismo, si è stabilito che gli impianti Cip 6/92 entrati in esercizio dopo il 1 aprile1999 abbiano diritto ai certificati verdi: la proprietà di tali certificati è però attribuita al GRTN, che li immette sul mercato, esclusivamente attraverso la piattaforma del GME, ad un prezzo di offerta fisso, determinato in base alla differenza tra la l’onere di acquisto della relativa elettricità (limitatamente a quella che gode ancora della tariffa incentivante), ed i proventi della vendita della medesima elettricità. Con questo meccanismo, il valore dell’incentivo, cioè il prezzo del certificato verde, si forma sul mercato. Poiché i certificati verdi non sono differenziati per tecnologia e fonte, vi è competizione non solo tra gli operatori, ma anche tra le diverse tecnologie di sfruttamento delle fonti rinnovabili, per cui ne risultano avvantaggiate le tecnologie a minor costo di produzione dell’energia, Da ultimo, si ricorda che il decreto legislativo 387/03 ha disposto che, a partire dall'anno 2004 e fino al 2006, la quota d'obbligo è incrementata annualmente di 0,35 punti percentuali; gli ulteriori incrementi della quota minima d'obbligo per il triennio 2007-2009 e 2010-2012 saranno stabiliti con decreti del Ministero delle attività Produttive. L’art. 20 del medesimo D.Lgs. n. 387/2003, conferma in otto anni il periodo di riconoscimento dei certificati verdi , al netto dei periodi di fermo degli impianti, a causa di eventi calamitosi dichiarati tali dalle autorità competenti.

[15] Il CIP 6 ha determinato i prezzi di cessione da corrispondere ai produttori di energia elettrica seguendo i due criteri fissati dalla legge n. 9/91: da un lato, quello dei "costi evitati", per cui il ritiro dell'energia elettrica non doveva comportare per l'Enel costi superiori a quelli che essa avrebbe sostenuto se avesse prodotto direttamente lo stesso ammontare di energia; dall'altro lato, il criterio dei "prezzi incentivanti", differenziati per tipologia di impianto, che devono essere assicurati alla "nuova energia" prodotta da fonti rinnovabili ed assimilate.

[16] Si ricorda che ai sensi dell’art. 1, comma 3, della legge 9 gennaio 1991, n. 10, per fonti energetiche assimilate si intendono le risorse energetiche di origine fossile che, vengono assimilate alle fonti rinnovabili in virtù degli elevati rendimenti energetici.

[17] L’energia elettrica prodotta da impianti di generazione alimentati da fonti rinnovabili e assimilate, che gode di forme di remunerazione incentivata, viene dunque ritirata dal GRTN, subentrato all’Enel ai sensi dell’art. 3, co. 12, del D.Lgs 79/99, che, a partire dal 2005, la rivende in borsa. (cfr. Decreto Map 24 dicembre 2004, recante “Determinazione delle modalità per la vendita sul mercato, per l'anno 2005, dell'energia elettrica di cui all'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, da parte del Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.a” ).

[18] Più specificamente, le convenzioni CIP6 hanno una durata variabile per quanto riguarda la cessione di energia elettrica (remunerata in base al costo evitato) e una durata limitata ad otto anni per la corresponsione della quota incentivante specifica per tecnologia.

[19] Ai sensi dell’art.3, comma 12, secondo periodo del D.Lgs.79/99, il Gestore ritira le cosiddette “eccedenze” di energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate di cui al comma 3, dell'art.22, della legge 9 gennaio 1991 n. 9, offerta dai produttori ai prezzi determinati dall'Autorità in applicazione del criterio del costo evitato. I produttori terzi, in pratica, cedono l’energia generata da propri impianti in eccesso ai propri fabbisogni ad un prezzo fissato amministrativamente sulla base dei criteri stabiliti con provvedimento dell’Autorità.

[20] L’articolo art. 1 comma 41, della legge n.239/04, dispone, in particolare, che previa richiesta del produttore, l'energia elettrica prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, l'energia elettrica di cui al secondo periodo del comma 12 dell'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (ossia le eccedenze di produzione da fonti rinnovabili e assimilate) , nonché quella prodotta da impianti entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 alimentati dalle fonti rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice e idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, è ritirata dal Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa o dall'impresa distributrice rispettivamente se prodotta da impianti collegati alla rete di trasmissione nazionale o alla rete di distribuzione. L'energia elettrica di cui al primo e al terzo periodo (energia Cip 6) del comma 12 dell'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, continua ad essere ritirata dal Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas determina le modalità per il ritiro dell'energia elettrica di cui al primo periodo del presente comma, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.

Dopo la scadenza delle convenzioni in essere, l'energia elettrica di cui al primo e al terzo periodo (energia Cip 6) del comma 12 dell'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, esclusa quella di cui al primo periodo del comma in esame, (impianti di potenza inferiore a 10 MVA ed eccedenze di produzione), viene ceduta al mercato”.

Si ricorda, inoltre, che in attuazione di quanto disposto dall’art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 e dal comma 41 della legge n. 239/04, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, con la delibera del 23 febbraio 2005, n. 34, ha definito le “Modalità e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239” (GU n. 61 del 15 marzo 200). Modifiche e integrazioni alla delibera sono state apportate, successivamente, con le delibere nn. 49/05, 64/05 e 165/05.

[21] Compresa dunque l’energia elettrica prodotta da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, nonché le eccedenze di produzione da fonti assimilate di cui al secondo periodo del comma 12 dell’articolo 3 del D.lgs.n79/99.

[22] Ciò appare peraltro coerente con quanto previsto dall’articolo 17, comma 2, del D.Lgs n. 387/03, che prevede che siano escluse dal regime riservato alle fonti rinnovabili, tra le altre, le fonti assimilate alle fonti rinnovabili, di cui all’articolo 1, comma 3, della legge n. 10/91. Il concetto di assimilabilità introdotto dalla legge n. 10/91, la cui definizione tecnica è stata introdotta dal titolo I del provvedimento Cip n. 6/92, consisteva nel considerare talune fonti di energia assimilate alle fonti rinnovabili di energia, sicché ne derivava una ammissione di tali fonti al medesimo regime riservato alle rinnovabili. Tale ammissione è venuta a cessare con l’entrata in vigore del decreto legislativo n.387/03.

[23] Il prezzo medio del petrolio in Euro nel trimestre luglio-settembre è aumentato del 23% rispetto al precedente trimestre aprile-giugno: la componente a copertura dei costi di produzione pesa per il 65% sulla tariffa elettrica complessiva al lordo delle imposte, quella a copertura del costo della materia prima gas per il 30% sempre al lordo delle imposte. Fonte. Autorità per l’energia elettrica e il gas

[24] Legge 18 aprile 2005, n. 62, la quale prevede, come accennato, un criterio di delega ai fini dell'attuazione della nuova direttiva 2003/54/CE relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica in base al quale alla scadenza delle convenzioni in essere si deve prevedere la “cessazione, senza possibilità di proroghe, di ogni incentivazione per gli impianti funzionanti con fonti assimilate alle rinnovabili” (c.1, lett.f) ).

[25] Il consorzio è composto dagli istituti Nomura, Lehman Brothers, e Banca IMI.

Fonte: Comunicato stampa GRTN, disponibile al seguente indirizzo internet: www.grtn.it/news/.

[26] Al riguardo, si segnala il Decreto 28 luglio 2005 (G. U. n. 181 del 5 agosto 2005), adottato dal Ministero delle attività produttive, di concerto con il Ministero dell’ambiente, che definisce il cosiddetto “conto energia” per il fotovoltaico, un mecanismo di incentivazione tariffaria previsto dall'art. 7 del D.Lgs. 387 del 2003.

Soggetti destinatari dell’incentivazione per la produzione elettrica da fotovoltaico disciplinata dal decreto, che sarà garantita per 20 anni, sono le persone fisiche e giuridiche, compresi i soggetti pubblici e i condomini di edifici, responsabili della realizzazione e dell’esercizio degli impianti che inoltrano domanda di scambio sul posto dell’energia prodotta dai medesimi impianti.

Alle tariffe incentivanti possono accedere gli impianti di potenza nominale non inferiore a 1 kW e non superiore a 1000 kW collegati alla rete elettrica, incluse le piccole reti isolate di cui all'art. 2, comma 17 del D.Lgs 79/99, entrati in esercizio dopo il 30 settembre 2005 a seguito di nuova costruzione o rifacimento totale o di potenziamento. La relativa domanda – con allegato il progetto preliminare dell’impianto - viene presentata a un soggetto attuatore - individuato dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas ai sensi dell’art. 9, co. 2 - entro le date stabilite (art. 7, co. 1). L’entità dell’incentivazione (tariffe per kWh), di cui si prevede l’aggiornamento annuo a decorrere dal 1° gennaio, sono definite in base alla taglia dell’impianto; per gli impianti la cui domanda saranno inoltrate a partire dal 2007 la tariffa decrescerà del 2%. Il DM stabilisce criteri di priorità per l’accesso all’incentivazione, prevedendo un inoltro trimestrale della domande per tutte le tipologie di impianti (entro il 31 marzo, 30 giugno, 30 settembre e 31 dicembre di ciascun anno). Per gli impianti con potenza superiore ai 50 kW è previsto un meccanismo di gara della tariffa, mentre per le altre due taglie (1-20 e 20-50 kW) l’elenco degli impianti aventi diritto alla tariffa incentivante è ordinato secondo la data di presentazione della domanda; nel caso degli impianti sopra i 50 kW la graduatoria viene stabilita in base al valore della tariffa incentivante richiesta: la priorità è data a quelle domande con il valore più basso di tariffa richiesta. Inoltre, per gli impianti con taglia da 50 a 1000 kW il soggetto responsabile dell’impianto deve costituire una cauzione (pari a 1500 € per kW da installare) a titolo di penale in caso di mancata realizzazione dell’impianto nei termini previsti dal decreto. Specifiche condizioni per la cumulabilità del conto energia con altri incentivi sono fissate dall’art.10 del provvedimento che, in particolare, prevede una riduzione del 30% delle tariffe incentivanti nel caso che il soggetto responsabile usufruisca di agevolazioni fiscali per la realizzazione degli impianti, nonché la mancata erogazione delle tariffe per gli impianti che godano di incentivi pubblici in conto capitale superiori al 20% del costo di investimento o se usufruiscono dei certificati verdi. Le tariffe incentivanti sono riconosciute fino al raggiungimento da parte di tutti gli impianti che le ottengono di una potenza cumulativa di 100 MW, 60 MW per gli impianti fino a 50 kW e 40 MW per gli impianti da 50 kW a 1 MW.

I costi dell’incentivazione degli impianti fotovoltaici non sono a carico dello Stato, ma saranno coperti con un prelievo sulle tariffe elettriche a carico degli utenti, in particolare a valere sulla componente tariffaria A3. Il decreto indica un obiettivo nazionale di potenza cumulata da installare pari a 300 MW entro il 2015.

[27] Si ricorda, brevemente, che l'ENEA (Ente per le Nuove tecnologie, l’Energia e l’Ambiente) è un ente pubblico operante nei settori dell'energia, dell'ambiente e delle nuove tecnologie, con compiti di promozione ed effettuazione di attività di ricerca (di base e applicata), innovazione tecnologica, diffusione e trasferimento dei risultati e prestazione di servizi ad alto livello tecnologico, anche in collaborazione con il sistema produttivo. La nuova e più precisa missione per l’ENEA è stata indicata dal D.Lgs 3 settembre 2003, n. 257, che ha provveduto ad un nuovo riordino dell’Ente dopo l’ultima riforma risalente al 1999. L’Ente, infatti, costituito in sostituzione del CNEN (Comitato nazionale per l'energia nucleare) con la legge 5 marzo 1982, n. 84 che ne aveva esteso i compiti al settore delle fonti energetiche rinnovabili e al risparmio energetico, è stato riformato, dapprima, con la legge 25 agosto 1991, n. 282 ("Riforma dell'ENEA") e successivamente con il D.Lgs. n. 36 del 1999. Attualmente l’Ente è sottoposto a commissariamento disposto dal Governo il 16 luglio 2005 a seguito della revoca dell’incarico al Presidente, Prof. Carlo Rubbia. Commissario Straordinario è stato nominato il Prof. Luigi Paganetto (Preside della Facoltà di Economia dell’Università di Roma-Torvergata, nonché Presidente del CEIS e della Commissione Energie Rinnovabili dell’Autorità per l’Energia e già vice Presidente del CNR nel 1996). Vice-commissari sono stati nominati due membri del CdA uscente (Corrado Clini, direttore generale del Ministero dell’Ambiente e Claudio Regis). L’ing. Giovanni Lelli ricopre la carica di direttore generale facente funzioni.

[28] DL 14 marzo 2005, n. 35, recante “Piano di azione per lo sviluppo economico, sociale e territoriale “ (c.d. DL competitività) convertito, con modificazioni, dalla legge 14 maggio 2005, n. 80.

[29] La disciplina comunitaria per gli aiuti di Stato alla ricerca e sviluppo è rinvenibile in una Comunicazione della Commissione del 1996 [GUCE C 45 del 17.2.1996], successivamente modificata, da ultimo, dalla una ulteriore comunicazione della Commissione concernente la proroga di tale disciplina sino al 31 dicembre 2005 (GUCE C 111 dell'8.5.2002).

In proposito, si ricorda che fatti salvi i finanziamenti pubblici per la ricerca fondamentale, qualsiasi aiuto di Stato alle R&S è generalmente soggetto alla disciplina richiamata, dalla quale esulano tuttavia gli aiuti alle attività di R&S da parte degli istituti di istruzione superiore e degli enti pubblici di ricerca senza scopo di lucro, quando: i risultati sono messi a disposizione delle imprese comunitarie secondo criteri non discriminatori; i lavori di ricerca sono effettuati per conto di imprese o in collaborazione con esse, a condizione che l'istituto di ricerca o le imprese che effettuano la ricerca ottengano per i loro servizi una retribuzione conforme al prezzo di mercato. Inoltre i risultati devono essere resi pubblici.

Considerando il contributo che la ricerca e lo sviluppo (R&S) possono dare ad un rinnovato slancio dell'economia, alla crescita dell'occupazione ed al rafforzamento della competitività dell'industria europea, l'articolo 157 del trattato CE invita la Comunità e gli Stati membri a condurre azioni atte a promuovere l'innovazione, la ricerca e lo sviluppo tecnologico. In questo contesto, la disciplina comunitaria in oggetto si basa sull'articolo 87, paragrafo 3, che considera compatibili con il mercato comune gli aiuti di Stato destinati "a promuovere la realizzazione di un importante progetto di comune interesse europeo" (cfr. lettera b)) ed "ad agevolare lo sviluppo di talune attività o di talune regioni economiche" (cfr. lettera c)).

Considerando i diversi effetti che gli aiuti di Stato alla R&S producono sul mercato, la Commissione distingue tra :

§ ricerca fondamentale: un'attività che mira all'ampliamento delle conoscenze scientifiche e tecniche non connesse ad obiettivi industriali o commerciali;

§ ricerca industriale: la ricerca mirante ad acquisire nuove conoscenze, utili per mettere a punto nuovi prodotti, processi produttivi o servizi o migliorare prodotti, processi produttivi o servizi esistenti;

§ attività di sviluppo precompetitiva: la concretizzazione dei risultati della ricerca industriale in un piano, un progetto o un disegno per prodotti, processi produttivi o servizi (ad esempio: creazione di un primo prototipo, progetti di dimostrazione iniziale o progetti pilota, ecc.).

La ricerca fondamentale, sempre compatibile con le regole di concorrenza, non è oggetto della disciplina richiamata, la quale riguarda tutti gli aiuti che possono comportare effetti anticoncorrenziali nel mercato, in particolare gli aiuti destinati alla ricerca industriale ed all'attività di sviluppo precompetitiva.

La Commissione effettua una valutazione caso per caso per tenere conto della natura del progetto, dei rischi di distorsione della concorrenza e delle ripercussioni sugli scambi tra Stati membri. Le percentuali di finanziamento ammissibili rispetto ai costi complessivi del progetto, variano a seconda che si tratti di progetti di ricerca industriale o di progetti di sviluppo precompetitivi, e, in tali ambiti, se si tratti di finanziamenti per studi di fattibilità, progetti specifici o d'interesse comunitario .

Per le attività di ricerca e sviluppo che interessano al contempo la ricerca industriale e le attività di sviluppo precompetitive, l'intensità consentita non supererà di norma la media ponderata delle intensità d'aiuto autorizzate per questi due tipi di ricerca.

L'intensità dell'aiuto può tuttavia essere maggiorata ad alcune condizioni ("c.d. massimale condizionale"), ed in particolare quando il finanziamento è destinato: alle piccole e medie imprese; ad alcune regioni economicamente più svantaggiate; ad un progetto o programma che rientra negli obiettivi di un programma quadro di R&S, se il progetto comporta una collaborazione transfrontaliera; ad un progetto che, nel quadro del coordinamento delle politiche nazionali in materia di RST, prevede una collaborazione transfrontaliera, che si accompagna ad un'ampia diffusione dei risultati e alla concessione di licenze e di brevetti. Nei casi citati, il massimale non può comunque superare il 75% per gli aiuti alla ricerca industriale ed il 50% per gli aiuti allo sviluppo precompetitivo. Le stesse soglie si applicano per gli aiuti destinati a promuovere la realizzazione di un importante progetto di comune interesse europeo ed ai progetti che beneficiano del cumulo di aiuti di Stato e di finanziamenti comunitari.

Qualsiasi regime di aiuti che non soddisfa le condizioni della disciplina in oggetto o della regola "de minimis" deve essere notificato alla Commissione e tale notifica deve sempre dimostrare che l'aiuto in questione incentiva le imprese ad intraprendere attività supplementari di ricerca, nel presupposto che senza la sovvenzione la ricerca non avrebbe avuto luogo o sarebbe stata meno ambiziosa.

[30] Si ricorda, al riguardo che la Commissione europea ha più volte ribadito, nella comunicazione 2001/C37/03 e nella successiva n. 2003/C 58/06, che gli aiuti di Stato per la tutela dell'ambiente possono coprire solo i "costi di investimento supplementari necessari per conseguire gli obiettivi di tutela ambientale", cioè quelle azioni che mirano a prevenire o ridurre lesioni all'ambiente fisico o alle risorse naturali o a promuovere una razionale utilizzazione di tale risorse. Per quanto riguarda gli aiuti agli investimenti nello specifico settore dell’energia, la Commissione ha sottolineato che uno Stato può stanziare aiuti agli investimenti solo in quanto essi consentano alle imprese di risparmiare energia e/o consentano l'utilizzo di fonti di energia rinnovabili (In questo caso la sovvenzione può coprire al massimo il 40% lordo degli investimenti ammissibili). Sono altresì ammessi gli investimenti nel settore della cogenerazione di elettricità e di calore, a patto che siano a vantaggio della tutela ambientale (anche in questo caso la sovvenzione può coprire al massimo il 40% lordo degli investimenti ammissibili). In relazione ai costi ammissibili, in generale secondo la Commissione, essi sono quelli "d'investimento supplementari (sovraccosti) necessari per conseguire gli obiettivi di tutela ambientale", calcolati "al netto dei vantaggi apportati dall'eventuale aumento di capacità, risparmi di spesa ottenuti nei primi cinque anni di vita dell'impianto e delle produzioni accessorie aggiuntive realizzate nell'arco dello stesso periodo quinquennale". Diversa è la situazione nel campo delle energie rinnovabili: in questo caso "i costi d'investimento ammissibili corrispondono di regola ai sovraccosti sostenuti dall'impresa rispetto a quelli inerenti ad un impianto di produzione di energia tradizionale avente la stessa capacità in termini di produzione effettiva di energia". Sono altresì previsti aiuti al funzionamento stanziati per aiutare le aziende a gestire i rifiuti o a risparmiare energia, e devono limitarsi rigorosamente alla compensazione dei sovraccosti di produzione rispetto ai prezzi di mercato dei prodotti o servizi in questione.

La Commissione riconosce, infine, quattro tipi di aiuti specifici per la produzione di energia da fonti rinnovabili: a) la compensazione tra i costi di produzione delle energie rinnovabili ed i relativi costi di mercato; l'aiuto assumerebbe così le vesti della copertura del mancato introito che l'azienda accusa, provocato dalle maggiori spese che affronta per produrre energia da fonti rinnovabili (salvo il caso della biomassa, il cui uso può essere ulteriormente incentivato); b) l'utilizzo di meccanismi che portino ad una "domanda garantita di energia", quali i certificati verdi; c) lo stanziamento di fondi ai nuovi impianti di produzione, calcolati sulla base dei costi esterni evitati (cioè dei costi ambientali che la società nel suo complesso dovrebbe sostenere se la stessa quantità di energia fosse prodotta da un impianto funzionante con energie convenzionali); d) aiuti al funzionamento sulla falsariga di quanto sopra citato.

*Numero del progetto di legge*	A.C. 5999
*Titolo*	Istituzione del Fondo nazionale per il sostegno della ricerca e dell'innovazione tecnologica nel settore della generazione di energia elettrica tramite fonti rinnovabili
*Iniziativa*	Parlamentare (on. Quartiani ed altri)
*Settore d’intervento*	Energia
Iter al Senato	No
*Numero di articoli*	1
*Date*
§ presentazione o trasmissione alla Camera	15 luglio 2005
§ annuncio	18 luglio 2005
§ assegnazione	12 settembre 2005
*Commissione competente*	X Commissione (Attività produttive)
*Sede*	Referente
*Pareri previsti*	I Commissione (Affari costituzionali); V Commissione (Bilancio); VIII Commissione (Ambiente); XIV Commissione (Politiche dell’Unione europea); Commissione parlamentare per le questioni regionali

1. Tariffa base	All'interno della TARIFFA complessiva, la tariffa base rappresenta la componente posta a copertura dei costi (inclusa remunerazione) che si determinano in ciascuno dei 4 segmenti di cui si compone il sistema elettrico: 1) - Generazione (produzione di energia elettrica nelle centrali) 2) - Trasmissione (trasporto sulle reti di altissima tensione e dispacciamento) 3) - Distribuzione (tramite cabine e reti di alta, media e bassa tensione) 4) - Misura (Installazione dei contatori e rilevazione dei consumi) 5 ) - Vendita (commercializzazione) In particolare, le componenti a copertura dei costi: Generazione, Trasmissione, Misura e Vendita, sono amministrate
2. Componenti A	Si tratta dei cosiddetti “oneri generali di sistema”. In gran parte traggono origine dalle specificità del sistema elettrico nazionale: Componente A2: decommissioning nucleare; Componente A3: finanziamento degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate (ex CIP 6); Componente A4: finanziamento dei prezzi agevolati in base a leggi dello Stato (Ferrovie dello Stato, Società Terni, Alluminio primario, etc.); Componente A5: Finanziamento dell'attività di ricerca; - Componente A6: Finanziamento dei costi non-recuperabili (stranded cost) a seguito dell'apertura del mercato elettrico alla concorrenza. Tali componenti sono definite direttamente dall'AEEG. I ricavi affluiscono alla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE).
3. Componenti UC	UC1 - Perequazione costi di acquisto per il mercato vincolato UC3 - Perequazione costi di trasporto UC4 - Perequazione imprese minori (no illuminaz. pubblica) UC5 - Coperture squilibri tra perdite standard e perdite effettive UC6 - Copertura oneri qualità del servizio
4 Componente MCT	MCT - Finanziamento misure di compensazione territoriale di cui all'Art. 4 della Legge 368/03 (per i siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare)

1. Tariffa di trasporto	All'interno della TARIFFA complessiva, la tariffa di trasporto, per questa tipologia di clienti, rappresenta la componente posta a copertura dei costi (inclusa remunerazione) che si determinano in ciascuno dei segmenti seguenti in cui si compone il sistema elettrico: 1) - Trasmissione (trasporto sulle reti di altissima tensione e dispacciamento) 2) - Distribuzione (tramite cabine e reti di alta, media e bassa tensione) 3) - Misura (Installazione dei contatori e rilevazione dei consumi)
2. Componenti A	Si tratta, come sopra, dei cosiddetti “oneri generali di sistema”. Componente A2: decommissioning nucleare; - Componente A3: finanziamento degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate (ex CIP 6); - Componente A4: finanziamento dei prezzi agevolati in base a leggi dello Stato (Ferrovie dello Stato, Società Terni, Alluminio primario, etc.); - Componente A5: Finanziamento dell'attività di ricerca; - Componente A6: Finanziamento dei costi non-recuperabili (stranded cost) a seguito dell'apertura del mercato elettrico alla concorrenza. Tali componenti sono definite direttamente dall'AEEG. I ricavi affluiscono alla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE).
3. Componenti UC	UC3 - Perequazione costi di trasporto UC6 - Copertura oneri qualità del servizio
4 Componente MCT	MCT - Finanziamento misure di compensazione territoriale di cui all'Art. 4 della Legge 368/03 (per i siti che ospitano centrali nucleari e impianti del ciclo del combustibile nucleare)

COMPONENTI TARIFFA	IMPOSTE
Generazione + vendita Trasmissione Trasporto (Opzione base o speciale) Misura Componenti A e UC e MCT Energia reattiva	Erariale Addizionale Comunale Addizionale Provinciale IVA

OPZIONE BASE O SPECIALE	IMPOSTE
Trasmissione Trasporto (Opzione base o speciale) Misura Componenti A e UC e MCT Energia reattiva (eventuale)	IVA

Contenuto

Relazioni allegate

Necessità dell’intervento con legge

Rispetto delle competenze legislative costituzionalmente definite

Compatibilità comunitaria

Esame del provvedimento in relazione alla normativa comunitaria

Documenti all’esame delle Istituzioni dell’UE
(a cura dell'Ufficio rapporti con l'Unione Europea)

Incidenza sull’ordinamento giuridico

Attribuzione di poteri normativi

Coordinamento con la normativa vigente

Collegamento con lavori legislativi in corso

Impatto sui destinatari delle norme

Formulazione del testo

La proposta di legge (AC n. 5999) “Istituzione del Fondo nazionale per il sostegno della ricerca e dell'innovazione tecnologica nel settore della generazione di energia elettrica tramite fonti rinnovabili”

	2001	2002	2003	**2004^(A)**
CIP6	47.153	49751	50.351	52.382
di cui assimilata	38.789	41.177	40.722	42.227
di cui rinnovabile	8.365	8.574	9.629	10.155
Minidro delibera n. 62/02	2.769	2.899	2.395	3.064
Eccedenze delibera n. 108/97	3.603	1.450	1.136 1.136	1.218
Totale ritiri	53.525	54. 100	53.882	56.664

		Totale ricavi da cessione
	Totale remunerazione Agli impianti	Energia	Certificati verdi		Totale costo da recuperare in tariffa

Impianti assimilati	3.511,4 (3.281,4)	2.145,1(2.248,3)			1.366,3(1.033,1)
Impianti rinnovabili	1.510,9(1.341,9)	515,9(531,6)		90,3 (163,6)	904,7(614,0)
Totale CIP6	5.022,3(4.623,2)	2.661,0(2.779,9)		90,3(163,6)	2.271,0(1.647,0)
Miniidro	194,7	155,6			39,1
Eccedenze	86,3	61,9			24,4
Totale costi/ricavi	5.303,3	2.878,5		90,3	2.334,5

Contenuto

Relazioni allegate

Necessità dell’intervento con legge

Rispetto delle competenze legislative costituzionalmente definite

Compatibilità comunitaria

Esame del provvedimento in relazione alla normativa comunitaria

Documenti all’esame delle Istituzioni dell’UE(a cura dell'Ufficio rapporti con l'Unione Europea)

Incidenza sull’ordinamento giuridico

Attribuzione di poteri normativi

Coordinamento con la normativa vigente

Collegamento con lavori legislativi in corso

Impatto sui destinatari delle norme

Formulazione del testo

La proposta di legge (AC n. 5999) “Istituzione del Fondo nazionale per il sostegno della ricerca e dell'innovazione tecnologica nel settore della generazione di energia elettrica tramite fonti rinnovabili”

Documenti all’esame delle Istituzioni dell’UE
(a cura dell'Ufficio rapporti con l'Unione Europea)