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Timestamp: 2020-01-24 23:02:42+00:00

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DELLE DISPOSIZIONI DELL’AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS PER L’EROGAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE, DISTRIBUZIONE E MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA
Periodo di regolazione 2008-2011
Versione modificata dalle deliberazioni: ARG/elt 30/08, ARG/elt 47/08, ARG/elt 63/08, ARG/elt 86/08, ARG/elt 117/08, ARG/elt 138/08, ARG/elt 178/08, ARG/elt 188/08, ARG/elt 191/08
PARTE I DEFINIZIONI
PARTE II REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI
Articolo 2 Ambito oggettivo
Articolo 3 Criteri generali di regolazione dei corrispettivi
Articolo 4 Definizione e pubblicazione delle tariffe
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 PUNTI DI PRELIEVO NELLA TITOLARITÀ DI CLIENTI FINALI
Articolo 5 Tariffa di trasmissione per punti di prelievo nella titolarità di clienti finali18
CORRISPETTIVI PER IL SERVIZIO DI
Articolo 6 Tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione
Articolo 7 Tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione
Articolo 8 Corrispettivo per prelievi di energia reattiva
Articolo 9 Punti di emergenza
Articolo 10 Aggiornamento delle componenti della tariffa di riferimento TV1
Articolo 11 Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di distribuzione
Articolo 12 Componenti UC 3 , UC 4 , UC 6 , UC 7 e MCT
CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E
DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA PER
IMPRESE DISTRIBUTRICI E PER I PRODUTTORI
Articolo 13 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 24
Articolo 14 Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle reti di distribuzione25
Articolo 15 Corrispettivo per prelievi di energia reattiva
Articolo 16 Corrispettivi per il servizio di trasmissione e distribuzione dell’energia
elettrica per i produttori di energia elettrica
Articolo 17 Remunerazione del servizio di trasmissione
Articolo 18 Aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di trasmissione
Articolo 19 Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di trasmissione
TITOLO 3 SERVIZIO DI MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA
Articolo 20 Disposizioni generali Articolo 21 Soggetti responsabili del servizio di misura dell’energia elettrica Articolo 22 Disposizioni relative ai punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione Articolo 23 Disposizioni relative ai punti di prelievo in bassa tensione Articolo 24 Disposizioni relative ai punti di interconnessione Articolo 25 Corrispettivo per l'erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica in punti di prelievo nella titolarità di clienti finali Articolo 26 Remunerazione del servizio di misura dell’energia elettrica nei punti di
interconnessione e di immissione
Articolo 27 Corrispettivi applicati in assenza del misuratore
Articolo 28 Disposizioni inerenti l’installazione dei misuratori di energia elettrica 35
Articolo 29 Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di misura35 Articolo 30 Aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di misura35
TITOLO 4 CORRISPETTIVI APPLICATI ALLE UTENZE DOMESTICHE IN BASSA TENSIONE PER LA REMUNERAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE, DISTRIBUZIONE E MISURA DI ENERGIA ELETTRICA
Articolo 31 Tariffe D1, D2, D3
Articolo 32 Aggiornamento dei corrispettivi applicati alle utenze domestiche in bassa tensione
DISTRUBUZIONE E DI MISURA
SEZIONE 1 REGIME DI PEREQUAZIONE GENERALE
Articolo 34 Perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione
Articolo 35 Perequazione dei ricavi dovuti alla maggior remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati sulle reti di distribuzione 41 Articolo 36 Perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione 41 Articolo 37 Perequazione dei costi di distribuzione relativi alla trasformazione dell’energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione 43 Articolo 38 Perequazione dei costi di distribuzione su reti di media e di bassa tensione 44 Articolo 39 Perequazione dei ricavi ottenuti dall’applicazione delle tariffe D2 e D345
Articolo 40 Perequazione dei ricavi del servizio di misura in bassa tensione
Articolo 41 Perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici
per la clientela in bassa tensione
SEZIONE 2 REGIME DI PEREQUAZIONE SPECIFICO AZIENDALE
Articolo 42 Perequazione specifica aziendale
SEZIONE 3 PROMOZIONE DELLE AGGREGAZIONI
Articolo 43 Promozione delle aggregazioni delle imprese distributrici
SEZIONE 4 INTEGRAZIONE DEI RICAVI A COPERTURA DI ONERI IN CAPO ALLE IMPRESE DI DISTRUBUTRICI E ALLA SOCIETA’ TERNA
Articolo 44 Integrazione dei ricavi a copertura degli oneri per lo sconto ai dipendenti
PARTE IV PRESTAZIONI PATRIMONIALI IMPOSTE
Articolo 45 Fissazione delle componenti tariffarie A
TITOLO 2 ESAZIONE E GESTIONE DEL GETTITO
SEZIONE 1 ESAZIONE
Articolo 46 Disposizioni generali
Articolo 47 Esazione delle componenti tariffarie A 2 , A 3 , A 4 , A 5 , A 6 , A S Articolo 48 Esazione degli importi destinati al conto qualità dei servizi elettrici Articolo 49 Esazione degli importi destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali
Articolo 50 Esazione delle componenti UC 1 , UC 3 , UC 4
Articolo 51 Esazione della componente PPE di cui al comma 7.1 del TIV
Articolo 52 Esazione delle componenti MCT e dell’aliquota di cui all’articolo 4, comma 1-bis della legge n. 368/03
Articolo 53 Esazione degli importi destinati al Fondo per eventi eccezionali
SEZIONE 2 GESTIONE DEL GETTITO
Articolo 54 Istituzione dei conti di gestione
Articolo 55 Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue
Articolo 56 Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate
Articolo 57 Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali
Articolo 58 Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca
Articolo 59 Conto qualità dei servizi elettrici
Articolo 60 Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica
Articolo 61 Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell’energia
elettrica destinata al mercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela nel periodo 1 luglio 2007 – 31 dicembre 2007
Articolo 62 Conto per la perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi
Articolo 63 Conto per le integrazioni tariffarie 66
Articolo 64 Conto oneri per certificati verdi
Articolo 65 Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica
Articolo 66 Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici - distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione 67 Articolo 67 Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al
Articolo 68 Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale
Articolo 69 Fondo per eventi eccezionali 68 Articolo 70 Conto per la perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento
dell’energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela
Articolo 71 Conto oneri per la compensazione dei costi di commercializzazione
Articolo 71bis Conto oneri per la gradualità 69
Articolo 72 Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio
PARTE V REGIMI TARIFFARI SPECIALI AL CONSUMO
Articolo 73 Deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC
Articolo 74 Regimi tariffari speciali
Articolo 75 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
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;
• 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;
• bassa tensione (BT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o inferiore a 1 kV;
• la Cassa è la Cassa conguaglio per il settore elettrico;
• cliente del servizio di maggior tutela è il cliente finale di cui all’articolo 1, comma 2 del decreto legge 18 giugno 2007, convertito, con modifiche, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;
• 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;
• codice di rete è il codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete di cui all’articolo 1, comma 4 del DPCM 11 maggio 2004, ovvero il codice di rete tipo per la distribuzione dell’energia elettrica definito in esito al procedimento avviato con la deliberazione 22 ottobre 2007, n. 268/07, positivamente verificato dall’Autorità;
• 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, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale per le imprese distributrici;
• componente MCT è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale di cui all’articolo 4, comma 1-bis, della legge n. 368/03;
• componente MIS 1 è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi al servizio di misura;
• componente MIS 3 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 prelevata in punti di prelievo nella titolarità di clienti finali;
• componenti UC 1 sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh a copertura degli squilibri della perequazione dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica destinata al mercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela nel periodo 1 luglio 2007 – 31 dicembre
• componenti UC 3 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/kWh, a copertura dei meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi;
• componenti UC 4 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 UC 6 sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio;
• componenti UC 7 sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh, a copertura degli oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali;
• componente ρ 1 è la componente tariffaria della tariffa di riferimento 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 ρ 3 è la componente tariffaria della tariffa di riferimento 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 è la componente tariffaria della tariffa di riferimento D1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all’erogazione dei servizi di trasmissione, di distribuzione e di misura dell’energia elettrica;
• componente è la componente tariffaria della tariffa di riferimento 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 è la componente tariffaria della tariffa di riferimento D1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione;
• componente τ 1 (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, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all’erogazione dei medesimi servizi;
• componente τ 2 (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, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all’erogazione dei medesimi servizi;
• componente τ 3 (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, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all’erogazione dei medesimi servizi;
• componente τ 1 (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, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all’erogazione dei medesimi servizi ;
• componente τ 2 (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, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all’erogazione dei medesimi servizi;
• componente τ 3 (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, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all’erogazione dei medesimi servizi;
• corrispettivo GF (gradualità fasce) è il corrispettivo di dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh e differenziato per le fasce orarie F1, F2 e F3, a garanzia della gradualità in ordine all’applicazione di corrispettivi di vendita differenziati per fasce orarie ai clienti non domestici connessi in bassa tensione diversi dall’illuminazione pubblica, di cui all’art. 1, comma 1, del TIV;
• costi ambientali sono i costi ambientali endogeni al servizio conseguenti a normative nazionali e locali;
• costi compensativi sono i costi compensativi esogeni al servizio conseguenti a normative nazionali e locali;
• dispacciamento è il servizio di dispacciamento di cui alla deliberazione n.
111/06;
• 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;
• 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;
• energia reattiva è l’energia reattiva induttiva;
• esercente è l’esercente uno o più servizi di pubblica utilità nel settore dell’energia elettrica che eroga i servizi e regola i rapporti con le parti mediante la stipula di contratti le cui condizioni economiche o tecniche sono disciplinate dal presente Testo Integrato;
• 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;
• gestore della rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non
proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di
connessione di terzi, nonché delle attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi Terna e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo n. 79/99;
• Gestore dei servizi elettrici è la società Gestore dei Servizi Elettrici – GSE S.p.A. di cui al DPCM 11 maggio 2004;
• 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;
• misura dell’energia elettrica è l’attività di misura finalizzata all’ottenimento
di misure dell’energia elettrica e della potenza, attiva e reattiva;
• misuratore di energia elettrica è un dispositivo funzionale alla misura dell’energia elettrica, destinato a misurare l’energia elettrica e la potenza attiva, ed eventualmente reattiva, mediante integrazione della potenza rispetto al tempo;
• misuratore elettronico relativo a punti di prelievo in bassa tensione è un misuratore dell’energia elettrica avente i requisiti minimi di cui alla deliberazione n. 292/06;
• misure dell’energia elettrica sono i valori di energia elettrica e della potenza (attiva e, ove previsto, reattiva) misurati da un misuratore di energia elettrica;
• parte A e parte B sono le parti variabili della tariffa elettrica di cui dell’articolo 1 della deliberazione n. 70/97;
• 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 contrattualmente impegnata è il livello di potenza, indicato nei contratti, reso disponibile dall’esercente ove siano presenti dispositivi atti a limitare la potenza prelevata; per motivi di sicurezza l’esercente può derogare dall’installazione del limitatore di potenza;
• potenza impegnata è:
• 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 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
• punto di emergenza è il 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
• punto di interconnessione è un punto di connessione circuitale tra due reti con obbligo di connessione a terzi; i punti di prelievo nella disponibilità di clienti finali direttamente connessi alla RTN, ai fini della regolazione delle partite tra imprese distributrici, tra imprese distributrici e Terna e ai fini della perequazione generale, sono assimilati a punti di interconnessione tra una rete
di distribuzione e l’RTN;
• 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, di impianti di illuminazione pubblica e di altre utilizzazioni con caratteristiche similari ovvero, in presenza di una linea dedicata ad un impianto
di illuminazione pubblica, il singolo punto coincidente, per connessioni MT,
con lo stallo di cabina primaria su cui si attesta la suddetta linea o, per connessioni BT, con la partenza in cabina secondaria della linea dedicata;
• Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) è la rete elettrica di trasmissione
nazionale come individuata dal decreto 25 giugno 1999 e successive modifiche
e integrazioni ed integrata a seguito dei successivi interventi di sviluppo deliberati da Terna;
• reti con obbligo di connessione di terzi sono:
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;
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
• 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;
• servizio di maggior tutela o maggior tutela è il servizio di vendita di energia elettrica di cui all’articolo 1, comma 2, del decreto legge 18 giugno 2007, convertito, con modifiche, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;
• servizio di misura dell’energia elettrica coincide con l’attività di misura dell’energia elettrica;
• servizio di salvaguardia o salvaguardia è il servizio di vendita di energia elettrica di cui all’articolo 1, comma 4, secondo periodo del decreto legge 18 giugno 2007, convertito, con modifiche, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;
• 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;
• subentro è, in relazione al singolo punto di prelievo, l’attivazione di un contratto di trasporto in maniera non contestuale alla cessazione del contratto di trasporto del cliente precedentemente connesso al medesimo punto con disalimentazione del punto di prelievo stesso;
• tariffa è il prezzo massimo unitario di un servizio di pubblica utilità, al netto delle imposte, ai sensi della legge n. 481/95;
• Terna è la società Terna – Rete elettrica nazionale Spa, di cui al DPCM 11 maggio 2004;
• 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;
• unità di produzione CIP6/92 è un’unità di produzione che cede energia elettrica al Gestore del sistema elettrico ai sensi dell’articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99;
• 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;
• 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 ambito i consumi di energia elettrica
connessi con l’erogazione del servizio di acquisto e vendita dell’energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela;
• utenza è un impianto elettrico connesso ad una rete con obbligo di connessione
di terzi;
• voltura è, in relazione al singolo punto di prelievo, la cessazione del contratto
di trasporto con un cliente e la contestuale stipula del contratto con un nuovo
cliente, senza disalimentazione del punto di prelievo stesso;
• direttiva 96/92/CE è la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996, successivamente abrogata dalla direttiva 2003/54/CE è la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003;
• legge n. 481/95 è la legge 14 novembre 1995, n. 481/95;
• legge n. 83/03 è il decreto legge 18 febbraio 2003, n. 25, convertito, con modificazioni, dalla legge 17 aprile 2003, n. 83;
• legge n. 368/03 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;
• legge n. 239/04 è la legge 23 agosto 2004, n. 239 pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 215 del 13 settembre 2004;
• legge n. 125/07 è la legge 3 agosto 2007, n. 125 pubblicata nella Gazzetta Ufficiale. n. 188 del 14 agosto 2007;
• legge finanziaria 2005 è la legge 30 dicembre 2004, n. 311;
• legge finanziaria 2006 è la legge 23 dicembre 2005, n. 266;
• decreto legislativo n. 79/99 è il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
• decreto legislativo n. 387/03 è il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 25, Supplemento ordinario n. 17, del 31 gennaio 2004;
• 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 decreto del Ministro dell’industria, del commercio
e dell’artigianato 25 giugno 1999, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale,
Supplemento ordinario, n. 151 del 30 giugno 1999;
• decreto 26 gennaio 2000 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 26 gennaio 2000, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 27 del 3 febbraio 2000, come successivamente modificato e integrato dal decreto del Ministro dell’industria del commercio e dell’artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica 17 aprile 2001, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 97 del 27 aprile 2001;
• decreto 22 dicembre 2000 è il decreto del Ministro dell’industria del commercio e dell’artigianato 22 dicembre 2000, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 15 del 19 gennaio 2001;
• decreto 11 maggio 2004 è il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 115 del 18 maggio 2004, recante criteri, modalità e condizioni per l’unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione;
• decreto 20 luglio 2004 è il decreto ministeriale 20 luglio 2004 recante Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per l’incremento dell’efficienza energetica negli usi finali di energia, ai sensi dell’art. 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, come successivamente modificato e integrato;
• decreto 20 aprile 2005 è il decreto del Ministero delle attività produttive 20 aprile 2005, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 98 del 29 aprile 2005 relativo alla Concessione alla società Gestore della rete di trasmissione nazionale S.p.A. delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale.
• decreto 28 luglio 2005 è il decreto del Ministro delle Attività Produttive di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio 28 luglio 2005, recante Criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, come integrato e modificato con il decreto del Ministro delle Attività Produttive di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio 6 febbraio 2006”;
• decreto 6 febbraio 2006 è il decreto del Ministro delle Attività Produttive di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio 6 febbraio
• decreto 19 febbraio 2007 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio 19 febbraio 2007, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 65 del 19 marzo 2007;
• decreto 28 dicembre 2007 è il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Economia e delle Finanze, delle Politiche per la Famiglia e della Solidarietà sociale 28 dicembre 2007, recante Determinazione dei criteri per la definizione delle compensazioni della spesa sostenuta per la fornitura di energia elettrica per i clienti economicamente svantaggiati e per i clienti in gravi condizioni di salute, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 41 del 18 febbraio 2008;
• 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. 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. 223/00 è la deliberazione dell’Autorità 13 dicembre 2000, n. 223/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 296 del 20 dicembre 2000;
• deliberazione n. 42/02 è la deliberazione dell’Autorità 19 marzo 2002, n. 42/02 e successivi aggiornamenti;
• deliberazione n. 151/03, è la deliberazione dell’Autorità 12 dicembre 2003, n. 151/03, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 2 del 3 gennaio 2004, come successivamente modificata e integrata;
• deliberazione n. 5/04, è la deliberazione dell’Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04, come successivamente modificata e integrata;
• deliberazione n. 60/04 è la deliberazione dell’Autorità 22 aprile 2004, n.
60/04;
• deliberazione n. 96/04: è la deliberazione dell’Autorità 22 giugno 2004, n. 96/04, come successivamente modificata e integrata;
• deliberazione n. 250/04: è la deliberazione dell’Autorità 30 dicembre 2004, n. 250/04, come successivamente modificata e integrata;
• deliberazione n. 188/05: è la deliberazione dell’Autorità 14 settembre 2005, n. 188/05, come successivamente modificata e integrata;
• deliberazione n. 235/05: è la deliberazione dell’Autorità 10 novembre 2005, n.
235/05;
• deliberazione n. 281/05 è la deliberazione dell’Autorità 19 dicembre 2005, n. 281/05, come successivamente modificata e integrata;
• deliberazione n. 300/05: è la deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2005, n.
300/05;
• deliberazione n. 4/06: è la deliberazione dell’Autorità 11 gennaio 2006, n. 4/06, come successivamente modificata dalla deliberazione n. 13/07;
• deliberazione n. 28/06 è la deliberazione dell’Autorità 10 febbraio 2006, n.
28/06;
• deliberazione n. 111/06 è la deliberazione dell’Autorità 9 giugno 2006, n.
• deliberazione n. 113/06 è la deliberazione dell’Autorità 16 giugno 2006, n.
113/06;
• deliberazione n. 289/06: è la deliberazione dell’Autorità 15 dicembre 2006, n.
289/06;
• deliberazione n. 292/06 è l’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 18 dicembre 2006, n. 292/06, come successivamente integrato e modificato;
• deliberazione n. 13/07: è la deliberazione dell’Autorità 23 gennaio 2007, n.
• deliberazione n. 36/07: è la deliberazione dell’Autorità 23 febbraio 2007, n.
36/07;
• deliberazione n. 89/07 è la deliberazione dell’Autorità 11 aprile 2007, n.
89/07;
• deliberazione n. 90/07 è la deliberazione dell’Autorità 13 aprile 2007, n.
90/07;
• deliberazione n. 122/07 è la deliberazione dell’Autorità 30 maggio 2007, n.
122/07;
• deliberazione n. 280/07 è la deliberazione dell’Autorità 6 novembre 2007, n.
280/07;
• deliberazione n. 312/07 è la deliberazione dell’Autorità 11 dicembre 2007, n.
312/07;
• deliberazione n. 341/07: è la deliberazione dell’Autorità 27 dicembre 2007, n. 341/07 recante regolazione della qualità del servizio di trasmissione, per il periodo di regolazione 2008-2011;
• TIC è l’Allegato B alla deliberazione dell’Autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07 recante Condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione;
• TILP è il testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas in ordine alla determinazione convenzionale per fasce orarie dei profili di prelievo dell’energia elettrica corrispondente ai clienti finali con prelievi non trattati su base oraria, di cui all’allegato A alla deliberazione dell’Autorità 31 ottobre 2007, n. 278/07, come successivamente modificato e integrato;
• TIQE (Testo integrato della qualità dei servizi elettrici 2008-2011): è il Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011, approvato con deliberazione dell’Autorità 19 dicembre 2007, n. 333/07, come successivamente modificato e integrato;
• TIU (Testo integrato unbundling) è il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità in merito agli obblighi di separazione amministrativa e contabile (unbundling) per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica e del gas e relativi obblighi di pubblicazione e comunicazione, come successivamente integrato e modificato, approvato con deliberazione dell’Autorità 18 gennaio 2007, n. 11/07;
• TIV (Testo integrato vendita) è il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per l’erogazione dei servizi di vendita dell’energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007 n. 73/07, approvato con deliberazione 27 giugno 2007, n. 156/07, come successivamente modificato e integrato;
REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI
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) misura dell’energia elettrica, articolato nelle seguenti attività:
i) installazione e manutenzione dei misuratori;
ii) raccolta delle misure dell’energia elettrica;
iii) validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica.
2.2 I contratti aventi ad oggetto i servizi di cui al comma 2.1 relativi a punti di prelievo nella titolarità di clienti finali devono corrispondere alle seguenti tipologie:
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 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, ivi incluse le utenze relative a pompe di calore, anche di tipo reversibile, per il riscaldamento degli ambienti nelle abitazioni, quando l’alimentazione sia effettuata in punti di prelievo distinti rispetto a quelli relativi alle utenze di cui alla precedente lettera a);
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 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 tensione e altissima tensione diverse da quelle di cui alla successiva lettera g), con una tensione nominale tra le fasi fino a 220 kV;
g) per utenze in altissima tensione con una tensione nominale tra le fasi superiore a 220 kV.
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 dai codici di rete.
Le tariffe per i servizi di cui al comma 2.1, come disciplinate dal presente provvedimento, sono applicate dall'esercente in maniera non discriminatoria a tutte le attuali e potenziali controparti appartenenti alla medesima tipologia contrattuale.
L’esercente rende disponibili livelli di potenza contrattualmente impegnata pari a 1,5; 3,0; 4,5; 6,0; 10; 15; 20; 25 e 30 kW. Entro il limite di 30 kW, l’esercente può rendere disponibili ulteriori livelli di potenza contrattualmente impegnata.
Nei casi di cui al comma 3.2, il dispositivo atto a limitare la potenza prelevata è tarato al livello della potenza contrattualmente impegnata, incrementato almeno del
Gli importi 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 importi ed arrotondate con criterio commerciale alla seconda cifra decimale, se espresse in centesimi di euro, o alla quarta cifra decimale, se espresse in euro.
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, voltura 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 degli importi dovuti per il medesimo mese, per un coefficiente pari al rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto nel medesimo mese e 365 (trecentosessantacinque).
4.1 A decorrere dall’anno 2008, l’Autorità definisce e pubblica, entro il 31 ottobre di ciascun anno, le tariffe di riferimento e le tariffe obbligatorie che devono essere applicate dagli esercenti nell’anno successivo alle attuali o potenziali controparti di contratti aventi ad oggetto l’erogazione dei servizi di cui al comma 2.1.
4.2 Entro 30 (trenta) giorni dalla data di pubblicazione delle tariffe di riferimento e delle tariffe obbligatorie da parte dell’Autorità, gli esercenti pubblicano a loro volta, sul proprio sito internet, le tariffe relative ai servizi erogati. La medesime devono essere altresì rese disponibili presso i propri uffici aperti al pubblico.
CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA SULLE RETI CON OBBLIGO DI CONNESSIONE DI TERZI
TARIFFA PER IL SERVIZIO DI TRASMISSIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA PER PUNTI DI PRELIEVO NELLA TITOLARITÀ DI CLIENTI FINALI
Articolo 5 Tariffa di trasmissione per punti di prelievo nella titolarità di 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 g), una tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di trasmissione, composta dalla componente tariffaria TRAS.
5.2 La componente tariffaria TRAS è pari alla componente CTR di cui al comma 13.1 corretta tenendo conto delle perdite di rete, ed assume i valori di cui alla tabella 1 dell’allegato n. 1 .
5.3 La componente tariffaria TRAS è aggiornata annualmente tenuto conto di quanto disposto al precedente comma 5.2 e di quanto disposto all’Articolo 18.
CORRISPETTIVI PER IL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA PER PUNTI DI PRELIEVO NELLA TITOLARITÀ DI CLIENTI FINALI
La tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione per le attuali e potenziali controparti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), è denominata tariffa TV1 ed è composta dalle seguenti componenti, i cui valori sono fissati nella tabella 2 di cui all’allegato n. 1:
ρ , composta dagli elementi
, composta dagli elementi
(disMT )
(disAT )
(disBT )
Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g) una tariffa obbligatoria fissata dall’Autorità a copertura dei costi relativi al servizio di distribuzione.
I valori delle componenti tariffarie per il servizio di distribuzione, obbligatoriamente applicate alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g) sono fissati nella tabella 3, di cui all’allegato 1.
Ciascuna impresa distributrice, nel caso di punti di prelievo nella disponibilità di clienti finali con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, per prelievi con insufficiente fattore di potenza, applica le componenti fissate nella tabella 4 di cui all’allegato n. 1.
Con riferimento ai punti di prelievo dotati di misuratore atto a rilevare l’energia elettrica per fasce orarie, per l’energia reattiva prelevata nella fascia F3 le componenti tariffarie di cui al comma 8.1 sono poste pari a zero.
Ai fini dell’applicazione delle tariffe obbligatorie di cui all’Articolo 7, 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.
10.1 Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ 1 e ρ 3 a copertura dei costi operativi 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.
10.2 Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 10.1, lettera b), è pari al 1,9%.
10.3 Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ 1 e ρ 3 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 dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;
c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati;
d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti sulle reti di distribuzione incentivati ai sensi di quanto disposto dal successivo Articolo 11 ed entrati in esercizio.
10.4 Ai fini di quanto previsto al comma 10.3, lettera c) e d), sono portati in detrazione dal valore lordo dell’investimento anche gli eventuali contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.
10.5 Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ 1 e ρ 3 a copertura degli ammortamenti, applicando:
c) il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni effettuate a qualsiasi titolo e completamento della vita utile standard dei cespiti;
d) il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio.
10.6 Ai fini di quanto previsto al comma 10.5, lettera d), sono riconosciute ai fini tariffari quote di ammortamento, per un periodo pari alla durata convenzionale stabilita nella tabella 5 dell’Allegato 1, anche in relazione a cespiti il cui valore lordo risulti in tutto o in parte compensato da contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.
10.7 Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, entro il 31 ottobre di ciascun anno, a partire dall’anno 2009, l’Autorità determina una quota correttiva degli elementi ρ 1 (cot), ρ 3 (cot) della tariffa di riferimento TV1 da applicare nell’anno successivo t, alle tipologie contrattuali di cui al comma 2.2 lettere b) e c) sulla base di quanto disposto al comma 10.8.
10.8 La quota correttiva degli elementi ρ 1 (cot), ρ 3 (cot) della tariffa di riferimento TV1 di cui al comma 10.7 è determinata con l’obiettivo di compensare lo squilibrio ΔCOT tenendo conto della variazione attesa dei volumi del servizio erogato. Detto squilibrio, rilevato a consuntivo relativamente all’anno t-2 secondo la formula di seguito riportata, è corretto in relazione ai tassi di variazione di cui al comma 10.1, lettere a) e b).
COT m , t −
COT , AT m , t
COT BT
− m indica l’impresa distributrice che ha costituito separata società di vendita per l’erogazione del servizio di maggior tutela;
è il livello dei costi effettivi ammissibili per l’attività di
commercializzazione del servizio di distribuzione, di competenza dell’anno t-2, rilevati contabilmente a consuntivo, come desumibili dai conti annuali separati redatti in applicazione delle disposizioni della deliberazione n. 11/07, relativamente al comparto di cui al comma 6.4, lettera f); in relazione all’ammissibilità dei costi, l’Autorità opera in coerenza con i criteri utilizzati per la fissazione dei costi riconosciuti per l’attività di distribuzione dell’energia elettrica per il periodo regolatorio 2008-2011;
è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia
contrattuale connessa in altissima, alta e media tensione, di competenza dell’anno t-2, derivante dall’applicazione degli elementi ρ 1 (cot), ρ 3 (cot) della tariffa di riferimento TV1 a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e dall’applicazione dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla tabella 2 del TIC, per ciascuna impresa distributrice m;
è la somma dei ricavi ammessi, per ciascuna tipologia
contrattuale connessa in bassa tensione, di competenza dell’anno t-2, derivante dall’applicazione degli elementi ρ 1 (cot), ρ 3 (cot) e σ 1 (cot) delle
m , t −2
COT AT
tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e dall’applicazione dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla tabella 2 del TIC, per ciascuna impresa distributrice m.
11.1 La remunerazione degli investimenti per il servizio di distribuzione avviene in applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a condizione che detti investimenti siano compatibili con l’efficienza e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di economicità.
11.2 Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di remunerazione del capitale investito netto per il servizio di distribuzione è fissato pari al 7,0%, salvo quanto disposto dai seguenti commi.
11.3 Entro il 31 luglio di ciascun anno t, a partire dall’anno 2008, ciascuna impresa concessionaria del servizio di distribuzione comunica all’Autorità, utilizzando la modulistica predisposta dalla Direzione tariffe dell’Autorità:
a) gli investimenti entrati in esercizio nel corso dell’anno t-1, riportati sui bilanci sottoposti a revisione contabile, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 11.4;
b) le dismissioni effettuate nel corso dell’anno t-1 per le tipologie di investimento individuate al comma 11.4 lettera b), indicando l’anno di messa in esercizio del cespite dimesso, precisando altresì se il cespite dismesso è stato oggetto di successiva alienazione;
c) la documentazione comprovante il rispetto dei requisiti di cui ai commi 11.5 e
d) gli investimenti e le dismissioni programmate per i tre anni successivi mediante un prospetto riportante l’illustrazione degli obiettivi, dei costi e dei tempi di realizzazione delle opere, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 11.4.
11.4 Alle tipologie di seguito elencate di nuovi investimenti, entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007, è riconosciuta la maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito specificata, per le relative durate:
a) D=1 investimenti relativi alla realizzazione di nuove stazioni di trasformazione AT/MT: 2% per 8 anni;
b) D=2 investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT con nuovi trasformatori a basse perdite: 2% per 8 anni;
c) D=3 investimenti di cui alla precedente lettera a) la cui realizzazione determini almeno due nuovi lati di maglia sul lato AT delle medesime stazioni: 2% per 12 anni;
d) D=4 investimenti in sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (smart grids): 2% per 12 anni;
e) D=5 investimenti diversi da quelli di cui alle precedenti lettere, ivi comprese le variazioni di lavori in corso: 0%.
11.5 L’incremento del tasso di remunerazione e la durata di cui al comma 11.4 lettere a) e c) sono riconosciuti nel caso in cui gli investimenti realizzati si riferiscono a:
a) regioni con meno di 10 trasformatori AT/MT ogni 100.000 punti di prelievo oppure aree comunali con almeno 100.000 punti di prelievo che hanno registrato un incremento di potenza massima prelevata negli ultimi 5 anni maggiore del 15%;
b) cabine con entra-esci sul lato AT.
11.6 L’incremento del tasso di remunerazione e la durata di cui al comma 11.4 lettera b) sono riconosciuti nel caso in cui gli investimenti realizzati si riferiscono a trasformatori MT/BT conformi alla classe di perdite a carico ridottissime “Ak” secondo la classificazione della norma EN 50464-1 e almeno alla classe “B0” per le perdite a vuoto secondo la medesima norma.
11.7 La procedura e i criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) sono determinati con specifico provvedimento dell’Autorità.
11.8 L’ammissibilità degli investimenti di cui al comma 11.4 lettera d) è demandata ad un’apposita commissione di esperti nominata dall’Autorità che esamina i progetti in relazione alle potenzialità di sviluppo della generazione distribuita e ai benefici attesi in termini di miglioramento della qualità della tensione; l’onere della commissione sarà posto a carico dei soggetti i cui progetti saranno selezionati.
11.9 Dall’anno 2010, con riferimento agli investimenti di cui al comma 11.4, entrati in esercizio nell’anno t-2, la maggiore remunerazione di cui al comma 10.3, lettera d), è calcolata come somma delle maggiori remunerazioni riconducibili a ciascuna delle tipologie di investimento di cui al comma 11.4, determinate come prodotto tra il valore netto dell’investimento, al netto anche di eventuali contributi in conto capitale percepiti, e il tasso di maggiore remunerazione riconosciuto ai sensi del medesimo comma 11.4.
11.10 La maggior remunerazione riconosciuta ai sensi del presente articolo è attribuita alle imprese distributrici che hanno realizzato gli investimenti oggetto di incentivazione, tramite la perequazione di cui all’Articolo 35.
11.11 L’Autorità verifica, anche mediante controlli a campione:
a) l’effettiva realizzazione degli investimenti di cui al presente articolo e la corrispondenza degli investimenti comunicati ai sensi del comma 11.3, lettera a), con i costi effettivamente sostenuti;
b) la corrispondenza del valore degli incrementi patrimoniali di cui al comma 11.3, con quelli risultanti dai bilanci certificati;
c) la pertinenza e la corretta imputazione degli incrementi patrimoniali di cui alla precedente lettera b) rispetto alle attività svolte.
12.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), le componenti UC 3 , UC 4 , UC 6 , UC 7 e MCT.
CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E DI DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA PER LE IMPRESE DISTRIBUTRICI E PER I PRODUTTORI
Articolo 13 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
13.1 Ciascuna
e trasmissione nazionale riconosce:
a Terna un corrispettivo determinato applicando la componente CTR, fissata nella tabella 6 di cui all’allegato n. 1, alla somma:
dell’energia elettrica netta prelevata dall’impresa medesima dalla rete di trasmissione nazionale;
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 7, colonna A, di cui all’allegato n. 1;
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 7, colonna A, di cui all’allegato n. 1.
GSE un corrispettivo determinato applicando la componente CTR di cui alla
lettera a) del presente comma all’energia elettrica immessa nella rete
dell’impresa medesima da unità di produzione CIP 6/92 connessa ad un punto
di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionali in media e bassa
tensione, limitatamente alla quota di energia elettrica ritirata dal GSE.
Articolo 14 Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle reti di distribuzione
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 13.1, 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 7, 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.
La componente CDF di cui al comma 14.1, lettera b), è pari:
a) alla componente
b) alla componente
c) alla componente
1 della tariffa 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;
contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;
contratto di cui al comma 2.2, lettera f), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.
La componente CDE di cui al comma 14.1, lettera c) è pari alla:
contratto di cui al comma 2.2, lettera c) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;
della tariffa 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.
Il corrispettivo di cui al comma 14.1, lettera b), non si applica ai punti di interconnessione di emergenza.
Terna e le imprese distributrici nei punti di interconnessione tra reti di distribuzione e rete di trasmissione nazionale, per prelievi con insufficiente fattore
di potenza, applicano i corrispettivi previsti alla tabella 4 di cui all’allegato n. 1 per
il corrispondente livello di tensione.
15.2 Ciascuna impresa distributrice applica ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, per prelievi con insufficiente fattore di potenza, i corrispettivi previsti alla tabella 4 di cui all’allegato n. 1, per il corrispondente livello di tensione.
15.3 Terna destina le partite economiche derivanti dall'applicazione dei corrispettivi di cui al comma 15.1, evidenziati con separata contabilità, alla determinazione del corrispettivo di cui all'articolo 44 della deliberazione n. 111/06.
Articolo 16 Corrispettivi per il servizio di trasmissione e distribuzione 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 a Terna, 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 0,0256 centesimi di euro/kWh.
16.2 Il corrispettivo di cui al precedente comma è fatturato da Terna con cadenza mensile.
16.3 Il GSE riconosce a Terna il corrispettivo di cui al comma 16.1, relativo all’energia elettrica prodotta e immessa in rete da unità di produzione CIP 6/92, limitatamente
al quantitativo ritirato dal GSE.
16.4 Con riferimento ai prelievi di energia elettrica destinati ad alimentare i servizi ausiliari di generazione, ivi compresi i prelievi degli impianti di pompaggio, in relazione all’erogazione dei servizi di trasmissione e di distribuzione, non sono dovuti corrispettivi ulteriori rispetto a quanto previsto dal precedente comma 16.1.
16.5 Le condizioni di cui al precedente comma 16.4 si applicano nei limiti della potenza destinata al funzionamento dei servizi ausiliari di generazione, ivi compresi i prelievi degli impianti di pompaggio, come dichiarata dal soggetto che ha nella disponibilità l’impianto di produzione con certificazione asseverata da perizia
indipendente. Ove la potenza prelevata superi la potenza dichiarata di oltre il 10%,
ai prelievi vengono applicate le condizioni previste per i clienti finali per tutto
l’anno solare nel quale si è verificato il supero. A tal fine, per gli impianti connessi alla rete di trasmissione nazionale, Terna trasmette mensilmente alle imprese distributrici competenti i dati delle potenze prelevate.
16.6 Le condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kW, ai sensi dell’articolo 6 del decreto legislativo n. 387/03, sono regolate dalla deliberazione n. 28/06.
16.7 Le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dedicato dell’energia elettrica
di cui all’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 e dell’energia
elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/04 sono regolate dalla deliberazione n. 280/07.
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, Terna determina l’esborso complessivo di cui al comma 1 dell’articolo 18 della medesima convenzione tipo come differenza tra:
a) i corrispettivi percepiti dalla stessa Terna ai sensi del comma 13.1, lettera a), e del comma 16.1; b) il corrispettivo destinato alla copertura dei costi riconosciuti per la remunerazione del Piano di difesa di cui all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03, determinato applicando una componente pari a 0,008 centesimi di euro/kWh, all’energia di cui al comma 13.1, lettera a).
Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR di cui al comma 13.1, della componente tariffaria di cui al comma 16.1 e della componente di cui al comma 17.1, lettera b) a copertura dei costi operativi, applicando:
Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 18.1, lettera b), è pari al 2,3%.
Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR di cui al comma 13.1, della componente tariffaria di cui al comma 16.1 e della componente di cui al comma 17.1, lettera b) a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:
d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti netti di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione,
incentivati ai sensi di quanto disposto dal successivo Articolo 19, entrati in esercizio, salvo quanto disposto al comma 19.8.
Ai fini di quanto previsto al comma 18.3, lettera d), sono portati in detrazione dal valore lordo dell’investimento anche gli eventuali contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.
Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR di cui al comma 13.1, della componente tariffaria di cui al comma 16.1 e della componente di cui al comma 17.1, lettera b) a copertura degli ammortamenti, applicando:
d) il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi realizzati entrati in
Ai fini di quanto previsto al comma 18.5, lettera d), sono riconosciute quote di ammortamento, per un periodo pari alla durata convenzionale stabilità nella tabella 5 dell’Allegato 1, anche in relazione a cespiti il cui valore lordo risulti in tutto o in parte compensato da contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.
La remunerazione degli investimenti in reti di trasmissione dell’energia elettrica avviene in applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a condizione che detti investimenti siano compatibili con l’efficienza e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di economicità.
Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di remunerazione del capitale investito netto in reti di trasmissione è fissato pari al 6,9%, salvo quanto disposto dai seguenti commi.
Agli interventi di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007 ed incentivati ai sensi della deliberazione n. 5/04, è riconosciuta una maggiorazione del tasso di remunerazione pari al 2%, fino al 31 dicembre 2019.
Entro il 31 luglio di ciascun anno t, a partire dall’anno 2008, l’impresa concessionaria del servizio di trasmissione comunica all’Autorità, utilizzando la modulistica predisposta dalla Direzione tariffe dell’Autorità:
a) gli investimenti e le dismissioni effettuate nel corso dell’anno t-1, riportati nei bilanci sottoposti a revisione contabile, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 19.6, salvo quanto previsto dalle successive lettere in
relazione al Piano di difesa di cui all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03;
la documentazione comprovante i costi compensativi e i costi ambientali sostenuti nel corso dell’esercizio t-1 per la realizzazione di ciascun investimento, unitamente agli atti autorizzativi e ai provvedimenti derivanti dalla normativa nazionale o locale o, qualora presenti, agli accordi sottoscritti con gli enti locali per la realizzazione delle opere compensative e ambientali;
documentazione necessaria ai fini della valutazione di ammissibilità di cui al
comma 19.7
gli investimenti e le dismissioni programmate per i tre anni successivi, mediante un prospetto riportante l’illustrazione degli obiettivi, dei costi e dei tempi di realizzazione delle opere, distinti per le tipologie di investimento
individuate al comma 19.6;
stima dei nuovi investimenti relativi al Piano di difesa di cui all’articolo 1
quinquies, comma 9, della legge n. 290/03 che entreranno in esercizio entro il termine dell’anno t+1;
la stima aggiornata dei nuovi investimenti relativi al Piano di difesa di cui all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03 che entreranno in esercizio entro il termine dell’anno t;
gli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03 entrati in esercizio entro l’anno t-1.
19.5 Il concessionario del servizio di trasmissione fornisce evidenza della coerenza degli investimenti programmati, comunicati annualmente ai sensi del comma 19.4, lettera d), con il Piano di Sviluppo predisposto ai sensi del decreto 20 aprile 2005.
19.6 Alle tipologie di seguito elencate di nuovi investimenti entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007 è riconosciuta la maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito specificata, per le relative durate:
a) I=1: investimenti di rinnovo, investimenti derivanti da obblighi normativi, incrementi di immobilizzazioni in corso ed altri investimenti diversi da quelli
di cui alle successive lettere b) e c): 0%;
b) I=2: investimenti di sviluppo della capacità di trasporto non riconducibili alla successiva tipologia I=3 e investimenti relativi al Piano di difesa di cui
all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03: 2% per 12 anni;
c) I=3 investimenti di sviluppo della capacità di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato, le congestioni intrazonali e gli investimenti volti ad incrementare la Net Transfer Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche:
3% per 12 anni.
19.7 L’attribuzione dei nuovi investimenti alla tipologia di cui al comma 19.6 avviene su proposta dell’impresa concessionaria del servizio e mediante approvazione preventiva da parte dell’Autorità.
19.8 Il capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari in ciascun anno t a partire dall’anno 2008, in relazione agli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03 include le stime comunicate da Terna di entrata in esercizio di nuovi investimenti destinati a tale
scopo entro il termine dell’anno t. Su base annuale l’Autorità verifica eventuali differenze tra le entrate in esercizio stimate e le effettive entrate in esercizio.
19.9 L’inclusione nel capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari di investimenti relativi al Piano di difesa di cui all’articolo 1 quinquies, comma 9, della legge n. 290/03 previsti per gli anni successivi al 2008 è subordinato all’entrata in esercizio degli investimenti netti inclusi nella base di capitale utilizzata ai fini della definizione dei livelli tariffari applicati nell’anno precedente.
19.10 Dall’anno 2010, con riferimento agli investimenti di cui al comma 19.4, lettera a), entrati in esercizio nell’anno t-2, la maggiore remunerazione di cui al comma 18.3 lettera d) è calcolata come somma delle maggiori remunerazioni riconducibili a ciascuna delle tipologie di investimento di cui al comma 19.6 lettere b) e c), determinate come prodotto tra il valore netto dell’investimento, al netto anche di eventuali contributi in conto capitale percepiti e il tasso di maggiore remunerazione riconosciuto ai sensi del medesimo comma 19.6 lettere b) e c).
19.11 In deroga a quanto disposto dal comma 19.10, nel caso in cui il valore di investimenti rientranti nelle categorie I=2 e I=3 includa costi ambientali e/o compensativi superiori al 6% dei costi infrastrutturali pertinenti all’investimento specifico, la maggiore remunerazione (MR) sul capitale investito relativa allo specifico investimento è calcolata secondo la seguente formula:
MR = r ridotto – r base
r base il tasso di remunerazione di cui al comma 19.2; r ridotto è il tasso calcolato come segue
- r premium è la maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti di sviluppo in coerenza con le disposizioni di cui al comma 19.6.
- la componente C amb rappresenta i costi compensativi e/o i costi ambientali;
- la componente C eff rappresenta i costi infrastrutturali pertinenti all’investimento specifico, al netto dei costi compensativi e/o i costi ambientali;
- α è fissato ad un valore pari a 0,06;
- Κ D rappresenta il tasso nominale di rendimento del capitale di debito riconosciuto ai fini tariffari, pari al 4,90%;
19.12 L’Autorità verifica, anche mediante controlli a campione:
a) l’effettiva realizzazione degli investimenti di cui al presente articolo e la corrispondenza degli investimenti comunicati ai sensi del comma 19.4, lettera a), con i costi effettivamente sostenuti;
b) la corrispondenza del valore degli incrementi patrimoniali di cui al comma 19.4, con quelli risultanti dai bilanci certificati;
SERVIZIO DI MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA
Articolo 20 Disposizioni generali
Ciascun misuratore che consenta la rilevazione oraria o per fascia oraria delle grandezze elettriche è sincronizzato con un unico riferimento nazionale messo a disposizione dall'Istituto Nazionale di Ricerca Metrologica e a cura del soggetto responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure dell’energia elettrica.
Ai fini del calcolo dei corrispettivi per il servizio di cui al comma 2.1, lettera c), le misure rilevanti sono esclusivamente quelle effettuate dai misuratori di cui al presente titolo.
Per gli impianti di produzione per i quali la misura dell’energia elettrica prodotta coincide con la misura dell’energia elettrica immessa in rete, i misuratori installati ai sensi della normativa vigente sono utilizzati anche per la misura dell’energia elettrica prodotta.
Articolo 21 Soggetti responsabili del servizio di misura dell’energia elettrica
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.
Il soggetto responsabile della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica è:
b) con riferimento ai punti di immissione situati su una rete con obbligo di connessione di terzi, il soggetto che gestisce la medesima rete;
21.3 Ai soli fini della definizione della responsabilità dell’installazione e della manutenzione dei misuratori oltre che della responsabilità della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica, in presenza di un unico punto di connessione utilizzato sia per prelievi che per immissioni di energia elettrica:
a) se il punto di connessione è asservito ad un impianto di produzione di energia elettrica e se i prelievi che avvengono attraverso tale punto sono finalizzati esclusivamente all’attività di produzione di energia elettrica, il punto di connessione medesimo è considerato punto di immissione. In tale caso il soggetto titolare dell’impianto è tenuto ad installare un solo misuratore in grado di rilevare sia la misura dell’energia elettrica immessa che la misura dell’energia elettrica prelevata;
b) nei casi diversi da quelli di cui al precedente alinea, il punto di connessione viene considerato punto di prelievo.
21.4 Il soggetto responsabile della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica di cui al comma 21.2 trasmette a Terna la registrazione delle misure dell’energia elettrica rilevate, per quanto necessario ai fini del compimento, da parte della medesima Terna, degli adempimenti amministrativi di competenza.
21.5 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.
21.6 Il responsabile dell’attività di raccolta e registrazione archivia e custodisce, per un periodo minimo di 5 anni, le misure dell’energia elettrica, sia quelle orarie corrispondenti ai punti di immissione e di prelievo trattati su base oraria, sia quelle corrispondenti ai punti di immissione e prelievo non trattati su base oraria, in modalità tale per cui questi possano essere disponibili e riutilizzati a scopi di verifica e controllo dell’applicazione dei meccanismi vigenti e con finalità legate ai servizi regolati.
21.7 Qualora l’ambito di competenza del responsabile dell’attività di rilevazione e registrazione delle misure risulti variato a seguito di cessioni e incorporazioni di attività, il soggetto cedente ha l’obbligo di trasferire gli archivi delle misure di energia elettrica integralmente al soggetto cessionario, contestualmente al perfezionamento della cessione.
Articolo 22 Disposizioni relative ai punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione
22.1 Il presente articolo si applica al servizio di misura dell’energia elettrica con riferimento ai punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione.
22.2 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 21.2;
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.
In alternativa a quanto previsto al comma 22.2, lettera c), il soggetto di cui al comma 21.2 rende disponibili al cliente finale, per via informatica, i dati registrati nel corso del mese, entro il quinto giorno lavorativo del mese successivo a quello in cui i dati sono stati registrati.
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 21.1 che ne dà tempestiva informazione al titolare del punto di immissione o di prelievo o al soggetto di cui al comma 21.2.
Per il periodo in cui si è verificata l’irregolarità di funzionamento di cui al comma 22.4, la ricostruzione delle misure dell’energia elettrica è effettuata dal soggetto di cui al comma 21.2, 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.
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 21.1 assume a proprio carico le spese di verifica e provvede al ripristino della funzionalità del medesimo misuratore.
Articolo 23 Disposizioni relative ai punti di prelievo in bassa tensione
I misuratori relativi ai punti di bassa tensione devono soddisfare le caratteristiche minime di cui alla deliberazione n. 292/06, fermo restando quanto disposto al successivo Articolo 28.
Articolo 24 Disposizioni relative ai punti di interconnessione
24.1 I misuratori relativi ai punti di interconnessione 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.
24.2 Il servizio di misura dell’energia elettrica prelevata e/o immessa in un punto di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale è svolto conformemente alle prescrizioni tecniche, ai criteri e alle modalità definite dal codice di rete sulla base delle direttive emanate dell’Autorità con la deliberazione n. 250/04.
Articolo 25 Corrispettivo per l'erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica in punti di prelievo nella titolarità di clienti finali
25.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), una tariffa composta dalle componenti tariffarie MIS1 e MIS3, fissate pari ai valori di cui alla tabella 8.1 dell’allegato n. 1.
Articolo 26 Remunerazione del servizio di misura dell’energia elettrica nei punti di interconnessione e di immissione
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 il corrispettivo di cui alla tabella 8.2 dell’Allegato 1.
Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione ovvero in punti di immissione, al soggetto che provvede alla raccolta delle misure viene riconosciuto dalla controparte il corrispettivo di cui alla tabella 8.3 dell’Allegato 1.
Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione ovvero in punti di immissione, al soggetto che provvede alla validazione e registrazione delle misure viene riconosciuto dalla controparte il corrispettivo di cui alla tabella 8.4 dell’Allegato 1.
Nei punti di prelievo, di immissione e di interconnessione ove, compatibilmente con la normativa vigente, non risulti installato un misuratore, l’applicazione dei corrispettivi di cui ai precedenti articoli 25 e 26 è effettuata al netto del corrispettivo di cui al comma 26.1.
Articolo 28 Disposizioni inerenti l’installazione dei misuratori di energia elettrica
In tutti i punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione di cui al comma 22.1 devono essere installati misuratori di energia elettrica conformi con quanto specificato al comma 22.2.
Con riferimento alle tempistiche di installazione dei misuratori elettronici relativi ai punti di prelievo e di immissione in bassa tensione si applicano le disposizioni di cui alla deliberazione n. 292/06.
Articolo 29 Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di misura
La remunerazione degli investimenti per il servizio di misura dell’energia elettrica avviene in applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a condizione che detti investimenti siano compatibili con l’efficienza e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di economicità.
Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di remunerazione del capitale investito netto nel servizio di misura è fissato pari al
Articolo 30 Aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di misura
Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti MIS 1, e MIS 3 di cui al comma 25.1, a copertura dei costi operativi, applicando:
Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 30.1, lettera b), è pari al 5,0%.
Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti MIS 1, e MIS 3 di cui di cui al comma 25.1 a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:
c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati.
30.4 Nel corso del periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011 l’Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell’anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti MIS 1, e MIS 3 di cui di cui al comma 25.1 a copertura degli ammortamenti, applicando:
c) il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni effettuate a qualsiasi titolo e completamento della vita utile standard dei cespiti, con l’esclusione delle dismissioni di misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici ai sensi della deliberazione n. 292/06;
30.5 In relazione all’aggiornamento previsto ai commi 30.3 e 30.4, relativamente al riconoscimento della remunerazione degli investimenti netti e degli ammortamenti in misuratori elettronici e sistemi di telegestione per i punti di prelievo di bassa tensione, salvo quanto disposto al comma 40.4, qualora il costo lordo di investimento dichiarato dalla singola impresa distributrice, medio per punto di prelievo, ecceda di oltre l’80% il costo medio lordo rivalutato di settore, la quota di costo eccedente detta soglia è esclusa dalla base di capitale riconosciuta ai fini tariffari.
CORRISPETTIVI APPLICATI ALLE UTENZE DOMESTICHE IN BASSA TENSIONE PER LA REMUNERAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE, DISTRIBUZIONE E MISURA DI ENERGIA ELETTRICA
31.1 La tariffa di riferimento per i clienti potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), a remunerazione dei servizi di cui al comma 2.1, è denominata D1. La tariffa D1, i cui valori sono fissati nella tabella 9, è composta dalle seguenti componenti tariffarie:
b) componente ;
d) componenti UC 3 , UC 4 , UC 6 , UC 7 e MCT di cui di cui all’Articolo 12.
componente σ
, costituita dagli elementi
(mis) e
(tras) ,
(disAT)
(disMT)
31.2 Ciascuna impresa distributrice applica 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 τ 1 (D2);
b) componente τ 2 (D2 );
c) componente τ 3 (D2 );
d) componenti UC 3 , UC 4 , UC 7 e MCT di cui all’Articolo 12.
31.3 Ciascuna impresa distributrice applica una tariffa denominata D3 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), diverse da quelli di cui al comma 31.2. La tariffa D3 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:
a) componente τ 1 (D3);
b) componente τ 2 (D3);
c) componente τ 3 (D3);
I valori delle componenti ,

References: Articolo 2

Articolo 3

Articolo 4

Articolo 5

Articolo 6

Articolo 7

Articolo 8

Articolo 9

Articolo 10

Articolo 11

Articolo 12

Articolo 13

Articolo 14

Articolo 15

Articolo 16

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Articolo 18

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Articolo 63

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Articolo 71

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Articolo 24

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Articolo 26

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