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Timestamp: 2018-11-18 06:29:48+00:00

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DELLE DISPOSIZIONI DELL AUTORITÀ PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS PER L EROGAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE E DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA ELETTRICA - PDF
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1 TESTO INTEGRATO DELLE DISPOSIZIONI DELL AUTORITÀ PER L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS PER L EROGAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE E DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA ELETTRICA Periodo di regolazione Versione modificata dalle deliberazioni: 157/2012/R/EEL, 288/2012/R/EEL, 343/2012/R/EFR, 576/2012/R/EEL, 581/2012/R/COM, 40/2013/R/EEL, 304/2013/R/EEL, 467/2013/R/COM e 607/2013/R/EEL, 152/2014/R/EEL. 1
2 SOMMARIO PARTE I DEFINIZIONI... 5 Articolo 1 Definizioni... 5 PARTE II REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI TITOLO 1 DISPOSIZIONI GENERALI 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 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 finali20 Articolo 6 Aggiornamento della tariffa di trasmissione per i punti di prelievo nella titolarità di clienti finali SEZIONE 2 TARIFFA PER IL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA ELETTRICA PER PUNTI DI PRELIEVO NELLA TITOLARITÀ DI CLIENTI FINALI Articolo 7 Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione Articolo 8 Tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione Articolo 9 Corrispettivo per prelievi di energia reattiva Articolo 10 Punti di emergenza Articolo 11 Aggiornamento delle componenti delle tariffe di riferimento e della tariffa obbligatoria Articolo 12 Tasso di remunerazione riconosciuto agli investimenti per il servizio di distribuzione Articolo 13 Modalità di sperimentazione in progetti pilota relativi a sistemi di accumulo per l energia elettrica Articolo 14 Obblighi informativi in capo alle imprese distributrici Articolo 15 Componenti UC 3, UC 4, UC 6, UC 7 e MCT SEZIONE 3 CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E DI DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA ELETTRICA PER LE IMPRESE DISTRIBUTRICI E PER I PRODUTTORI Articolo 16 Corrispettivi per il servizio di trasmissione dell energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione nazionale Articolo 17 Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle reti di distribuzione Articolo 18 Corrispettivo per prelievi di energia reattiva Articolo 19 Corrispettivi per il servizio di trasmissione e distribuzione dell energia elettrica prelevata dai produttori di energia elettrica Articolo 20 Remunerazione dei proprietari di reti di trasmissione diversi dal gestore del sistema di trasmissione
3 Articolo 21 Aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di trasmissione SEZIONE 4 CRITERI DI REMUNERAZIONE DEGLI INVESTIMENTI PER IL SERVIZIO DI TRASMISSIONE Articolo 22 Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di trasmissione Articolo 23 Obblighi informativi in capo al gestore del sistema di trasmissione e ai proprietari di reti di trasmissione diversi dal gestore del sistema di trasmissione Articolo 24 Modalità di sperimentazione in progetti pilota relativi a sistemi di accumulo per l energia elettrica Articolo 25 Incentivazione all accelerazione della realizzazione degli investimenti e meccanismo di penalità Articolo 26 Criteri e modalità di aggiornamento della proposta degli interventi ammessi al meccanismo di incentivazione all accelerazione e al meccanismo di penalità Articolo 27 Applicazione dell incentivazione all accelerazione degli investimenti Articolo 28 Applicazione del meccanismo di penalità Articolo 29 Riconoscimento delle partite economiche TITOLO 3 CORRISPETTIVI APPLICATI ALLE UTENZE DOMESTICHE IN BASSA TENSIONE PER LA REMUNERAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE, DISTRIBUZIONE E MISURA DI ENERGIA ELETTRICA Articolo 30 Tariffa obiettivo D Articolo 31 Tariffe D2 e D PARTE III REGIME DI PEREQUAZIONE Articolo 32 Criteri generali di perequazione Articolo 33 Perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione per le imprese distributrici Articolo 34 Perequazione dei ricavi ottenuti dall applicazione delle tariffe D2 e D3. 43 Articolo 35 Perequazione dei costi di trasmissione Articolo 36 Promozione delle aggregazioni delle imprese distributrici Articolo 37 Integrazione dei ricavi a copertura degli oneri per lo sconto ai dipendenti45 PARTE IV PRESTAZIONI PATRIMONIALI IMPOSTE TITOLO 1 IMPOSIZIONE Articolo 38 Fissazione delle componenti tariffarie A TITOLO 2 ESAZIONE E GESTIONE DEL GETTITO SEZIONE 1 ESAZIONE Articolo 39 Disposizioni generali Articolo 40 Esazione delle componenti tariffarie A 2, A 3, A 4, A 5, A 6, A S Articolo 41 Esazione degli importi destinati al conto qualità dei servizi elettrici Articolo 42 Esazione degli importi destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica e al Conto per lo sviluppo tecnologico e industriale
4 Articolo 43 Esazione delle componenti UC 3 e UC Articolo 44 Esazione delle componenti MCT e dell aliquota di cui all articolo 4, comma 1-bis della legge n. 368/ Articolo 45 Esazione degli importi destinati al Fondo per eventi eccezionali Articolo 46 Esazione degli importi destinati al Fondo utenti MT SEZIONE 2 GESTIONE DEL GETTITO Articolo 47 Istituzione dei conti di gestione Articolo 48 Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue Articolo 49 Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate Articolo 50 Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali Articolo 51 Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca Articolo 52 Conto qualità dei servizi elettrici Articolo 53 Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica Articolo 54 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 55 Conto per le integrazioni tariffarie Articolo 56 Conto oneri per certificati verdi Articolo 57 Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici - distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione Articolo 58 Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità Articolo 59 Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale Articolo 60 Fondo per eventi eccezionali Articolo 61 Conto per la perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela Articolo 62 Conto oneri per la compensazione dei costi di commercializzazione Articolo 63 Conto oneri per la gradualità Articolo 64 Conto oneri del meccanismo di reintegrazione Articolo 65 Conto per il funzionamento del SII Articolo 66 Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio Articolo 67 Conto per il rischio creditizio Articolo 68 Conto per lo sviluppo tecnologico e industriale Articolo 69 Fondo utenti MT PARTE V REGIMI TARIFFARI SPECIALI AL CONSUMO Articolo 70 Deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC Articolo 71 Regimi tariffari speciali Articolo 72 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
5 PARTE I DEFINIZIONI Articolo 1 Definizioni 1.1 Ai fini dell interpretazione e dell applicazione delle disposizioni contenute nel presente Allegato si applicano le seguenti definizioni: 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 inferiore a 220 kv; altissima tensione (AAT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o superiore a 220 kv; bassa tensione (BT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o inferiore a 1 kv; Cassa è la Cassa conguaglio per il settore elettrico; centro storico è il centro storico individuato ai sensi del decreto ministeriale 2 aprile 1968, n (di seguito: decreto n. 1444); 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 decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 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 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 E 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 nei punti di prelievo nella titolarità di clienti finali di cui al comma 2.2, lettere da b) a j); 5
6 componente TRAS P è la componente tariffaria in quota potenza, espressa in centesimi di euro/kw, a copertura dei costi di trasporto dell energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale prelevata nei punti di prelievo nella titolarità di clienti finali di cui al comma 2.2, lettere da h) a j); 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,m è la componente tariffaria della tariffa di riferimento TV1 per l impresa distributrice m, 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 propri di ciascuna impresa distributrice m; componente ρ 3,m è la componente tariffaria della tariffa di riferimento TV1 per l impresa distributrice m, 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 propri di ciascuna impresa distributrice m; componente σ 1 è la componente tariffaria della tariffa obiettivo 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 σ 2 è la componente tariffaria della tariffa obiettivo D1, espressa in centesimi di euro/kw impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione; componente σ 3 è la componente tariffaria della tariffa obiettivo 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 6
7 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; 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; data obiettivo dell intervento è la data (mese e anno) fissata dall Autorità, tenuto conto della proposta del gestore del sistema di trasmissione, per l entrata in esercizio di un intervento di sviluppo della RTN, completo in tutte le sue parti e dotato di tutte le relative funzionalità necessarie al raggiungimento del beneficio elettrico ad esso associato, inteso come messa a disposizione della piena capacità di trasmissione delle opere principali; data di entrata in esercizio dell intervento è la data (mese e anno) in corrispondenza della quale l intervento di sviluppo, completo in tutte le sue parti, entra in esercizio con la definitiva funzionalità necessaria al raggiungimento del beneficio elettrico ad esso associato, inteso come messa a disposizione del sistema elettrico della piena capacità di trasmissione delle opere principali; 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 avendone la proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di 7
8 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 del sistema di trasmissione è il gestore del sistema di trasmissione elettrica individuato dall articolo 36, comma 1, del D.lgs. n. 93/11; Gestore dei servizi energetici è la società Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A. di cui al decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004; impresa distributrice è l impresa esercente l attività di distribuzione ai sensi dell articolo 9 del decreto legislativo n. 79/99; impresa a forte consumo di energia elettrica: è un impresa che soddisfa la condizione di cui all articolo 3, comma 1, del decreto 5 aprile 2013 e il cui codice ATECO prevalente è relativo ad attività manifatturiere (codici da 10.xx.xx a 33.xx.xx); indice di efficacia dell investimento (IE) è l indice di efficacia degli investimenti che sarà definito in esito al procedimento avviato ai sensi dell articolo 6 della deliberazione 29 dicembre 2007, n. 348/07; incentivazione all accelerazione è la maggiorazione del tasso di remunerazione di cui al comma 22.5, lettera c), riconosciuta alle immobilizzazioni in corso afferenti gli investimenti riconducibili alla tipologia I=3 di cui al medesimo comma; infrastruttura di ricarica pubblica è il complesso degli apparati, tra di loro interconnessi, che si estendono dal punto di connessione con una rete con obbligo di connessione di terzi fino al punto predisposto per la connessione dei veicoli elettrici ai fini della ricarica, realizzati in aree e luoghi aperti al pubblico; intervento è il singolo progetto in cui è articolato il Piano di sviluppo, articolato in opere principali, intese come l insieme delle opere che permettono il raggiungimento del principale beneficio elettrico, e in opere accessorie, intese come opere di completamento delle opere principali; 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; meccanismo di penalità è il meccanismo finalizzato al rispetto della data obiettivo dell intervento; media tensione (MT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 1 kv e uguale o inferiore a 35 kv; milestone sono le date (anno) di un obiettivo intermedio di un intervento di sviluppo, fissate dall Autorità e rappresentative del raggiungimento e/o entrata in esercizio di elementi significativi o rilevanti dell intervento medesimo e le milestone autorizzative; milestone autorizzative sono le date (anno), fissate dall Autorità, rappresentative del conseguimento di obiettivi intermedi afferenti l iter autorizzativo per la realizzazione di un intervento di sviluppo della RTN; tali obiettivi intermedi identificano esclusivamente: - l avvio del procedimento di autorizzazione dell intervento; - l ottenimento del decreto VIA relativo all intervento; 8
9 - la pubblicazione del decreto autorizzativo alla realizzazione dell intervento; 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; 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 dell Autorità 26 giugno 2007, 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; Piano di sviluppo è il Piano di sviluppo della RTN che il gestore del sistema di trasmissione è tenuto a predisporre ai sensi dell articolo 36, comma 12, del decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93; potenza disponibile nei punti di interconnessione è la massima potenza transitabile in un punto di interconnessione; 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, ovvero la potenza richiesta dal titolare del punto di prelievo, ridotta rispetto a quella per la quale è stato corrisposto il contributo di allacciamento, a condizione che la riduzione di potenza sia stata richiesta dal titolare del punto di prelievo e fissata contrattualmente; 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: i) la potenza contrattualmente impegnata ove consentito; ii) il valore massimo della potenza prelevata nel mese, per tutti gli altri casi; 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 istantanea; 9
10 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 elettrica; 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 RTN è un punto di connessione di un impianto di produzione di energia elettrica ad una rete di distribuzione in alta tensione; 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; punto di prelievo per la ricarica dei veicoli elettrici è il singolo punto in cui l energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi esclusivamente per l alimentazione di infrastrutture di ricarica di veicoli elettrici in luoghi accessibili al pubblico; responsabile di attività è il soggetto che risponde per l esecuzione dell attività in tutte le sue fasi, dalla pianificazione e sviluppo fino all attuazione, nel rispetto delle specifiche e delle norme esistenti; Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) è la rete elettrica di trasmissione nazionale come individuata dal decreto del Ministro dell industria, del commercio e dell artigianato 25 giugno 1999 e successive modifiche e integrazioni ed integrata a seguito dei successivi interventi di sviluppo deliberati da Terna; 10
11 reti con obbligo di connessione di terzi sono: - 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 decreto 25 giugno 1999; - le piccole reti isolate di cui all articolo 7 del decreto legislativo n.79/99; - 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; - 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 (RIU) sono le reti interne d utenza di cui all Articolo 33 della legge n. 99/09; 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 ricarica è il servizio di ricarica a pagamento di veicoli elettrici, fornito tramite infrastrutture di ricarica pubblica; 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; SII è il Sistema Informativo Integrato basato su una banca dati dei punti di prelievo di energia elettrica e di gas naturale e dei dati identificativi dei clienti finali di cui all articolo 1bis della legge n. 129/10, ovvero l insieme di strutture organizzative, infrastrutture tecnologiche e regole tecniche, per la condivisione, l integrazione e lo scambio dei flussi di dati funzionali ai processi necessari per il funzionamento dei mercati dell energia elettrica e il gas; 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 di riferimento è la tariffa unitaria di ogni singola impresa che applicata virtualmente agli utenti della rete gestita dall impresa stessa ne determina i ricavi ammessi; tariffa è il prezzo massimo unitario del servizio, al netto delle imposte, ai sensi della legge n. 481/95; 11
12 tariffa obiettivo è la tariffa unica nazionale che determina la quota parte di costo a carico della totalità degli utenti domestici; Terna è la società Terna Rete elettrica nazionale Spa, di cui al decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 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 CIP 6/92 è un unità di produzione che cede energia elettrica al Gestore dei servizi energetici ai sensi dell articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99; 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; usi propri della trasmissione sono i consumi di energia elettrica dei proprietari di rete di trasmissione e del gestore di trasmissione inerenti 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 e quantificati dal gestore di trasmissione; utenza è un impianto elettrico connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi; valore convenzionale dell intervento è il prodotto tra la somma del valore economico di tutte le milestone afferenti l intervento, ad esclusione delle milestone autorizzative, ed il valore assunto dall indice di efficacia dell intervento in oggetto; valore convenzionale di ogni milestone è il prodotto tra il valore economico della milestone ed il valore assunto dall indice di efficacia dell intervento in oggetto; 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; direttiva 2003/87/CE è la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio dell'unione europea 13 ottobre 2003, e sue successive modifiche e integrazioni; legge n. 529/82 è la legge 7 agosto 1982, n. 529; legge n. 10/91 è la legge 9 gennaio 1991, n.10; 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; 12
13 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; legge n. 290/03 è la legge 27 ottobre 2003, n. 290; legge n. 125/07 è la legge 3 agosto 2007, n. 125; legge n. 99/09 è la legge 23 luglio 2009, n. 99; legge n. 129/10 è la legge 13 agosto 2010, n. 129; legge finanziaria 2005 è la legge 30 dicembre 2004, n. 311; legge finanziaria 2006 è la legge 23 dicembre 2005, n. 266; legge finanziaria 2008 è la legge 24 dicembre 2007, n. 244; decreto n è il decreto ministeriale 2 aprile 1968, n. 1444; 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; il decreto legislativo n. 28/11 è il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28; il decreto legislativo n. 93/11 è il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93; il DPR n. 730/63 è il decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730; il DPR n. 670/72 è il decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670; 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, 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; decreto 22 dicembre 2000 è il decreto del Ministro dell industria del commercio e dell artigianato 22 dicembre 2000; decreti 20 luglio 2004 sono i decreti del Ministro per le attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 20 luglio 2004; 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, come successivamente integrato e modificato; 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 2006; decreto 8 marzo 2006 è il decreto del Ministro delle attività produttive 8 marzo 2006; decreto 22 dicembre 2006 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 22 dicembre 2006; 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; decreto 21 dicembre 2007 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 21 dicembre 2007; 13
14 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; decreto 11 aprile 2008 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 11 aprile 2008; decreto ministeriale 18 dicembre 2008 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 18 dicembre 2008; decreto 6 agosto 2010 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 6 agosto 2010; decreto 5 maggio 2011 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare 5 maggio 2011; decreto 5 luglio 2012 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare, 5 luglio 2012; decreto 6 luglio 2012 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il Ministro delle politiche agricole alimentari e forestali, 6 luglio 2012; decreto 5 aprile 2013: è il decreto del Ministro dell economia e delle finanze di concerto con il Ministro dello sviluppo economico del 5 aprile 2013; provvedimento CIP n. 34/74 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 6 luglio 1974, n. 34; provvedimento CIP n. 6/92 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6; deliberazione n. 42/02 è la deliberazione dell Autorità 19 marzo 2002, n. 42/02, come successivamente modificata e integrata; deliberazione n. 83/03 è la deliberazione dell Autorità 17 luglio 2003, n. 83/03; deliberazione n. 151/03 è la deliberazione dell Autorità 12 dicembre 2003, n. 151/03, 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. 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 e integrata; 14
15 deliberazione n. 111/06 è la deliberazione dell Autorità 9 giugno 2006, n. 111/06; 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. 11/07 è la deliberazione dell Autorità 18 gennaio 2007, n. 11/07, come successivamente modificata e integrata; 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. 156/07 è la deliberazione dell Autorità 27 giugno 2007, n. 156/07; deliberazione n. 278/07 è la deliberazione dell Autorità 31 ottobre 2007, n. 278/07; 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. 333/07 è la deliberazione dell Autorità 19 dicembre 2007, n. 333/07 deliberazione n. 341/07 è la deliberazione dell Autorità 27 dicembre 2007, n. 341/07; deliberazione n. 348/07 è la deliberazione dell Autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07, come successivamente modificata e integrata; deliberazione ARG/elt 24/08 è la deliberazione dell Autorità 26 febbraio 2008, ARG/elt 24/08; deliberazione ARG/elt 47/08 è la deliberazione dell Autorità 21 aprile 2008, ARG/elt 47/08; deliberazione ARG/elt 74/08 è la deliberazione dell Autorità 3 giugno 2008, ARG/elt 74/08; deliberazione ARG/elt 77/08 è la deliberazione dell Autorità 11 giugno 2008, ARG/elt 77/08, come successivamente modificata e integrata; deliberazione ARG/elt 95/08 è la deliberazione dell Autorità 14 luglio 2008, ARG/elt 95/08, come successivamente modificata e integrata; deliberazione ARG/elt 99/08 è la deliberazione dell Autorità 23 luglio 2008, ARG/elt 99/08; deliberazione ARG/elt 188/08 è la deliberazione dell Autorità 19 dicembre 2008, ARG/elt 188/08; deliberazione ARG/elt 1/09 è la deliberazione dell Autorità 9 gennaio 2009, ARG/elt 1/09; deliberazione ARG/elt 191/09 è la deliberazione dell Autorità 11 dicembre 2009, ARG/elt 191/09; 15
16 deliberazione GOP 71/09 è la deliberazione dell Autorità 28 dicembre 2009, GOP 71/09; deliberazione ARG/elt 107/09 è la deliberazione dell Autorità 30 luglio 2009, ARG/elt 107/09; deliberazione ARG/elt 201/09 è la deliberazione dell Autorità 28 dicembre 2009, ARG/elt 201/09; deliberazione ARG/elt 5/10 è la deliberazione dell Autorità 25 gennaio 2010, ARG/elt 5/10, come successivamente modificata ed integrata; deliberazione ARG/elt 15/10 è la deliberazione dell Autorità 9 febbraio 2010, ARG/elt 15/10, come successivamente modificata ed integrata; deliberazione ARG/elt 33/10 è la deliberazione dell Autorità 19 marzo 2010, ARG/elt 33/10; deliberazione ARG/elt 181/10 è la deliberazione dell Autorità 20 ottobre 2010, ARG/elt 181/10; deliberazione ARG/elt 12/11 è la deliberazione dell Autorità 8 febbraio 2011, ARG/elt 12/11; deliberazione ARG/elt 104/11 è la deliberazione dell Autorità 28 luglio 2011, ARG/elt 104/11; deliberazione ARG/elt 197/11 è la deliberazione dell Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 197/11; deliberazione ARG/elt 198/11 è la deliberazione dell Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 198/11; deliberazione 343/2012/R/EFR è la deliberazione dell Autorità 2 agosto 2012, 343/2012/R/EFR; deliberazione 437/2013/R/EEL: è la deliberazione dell Autorità 3 ottobre 2013, 437/2013/R/EEL; RTDG è la Parte II del Testo Unico di regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione , approvato con deliberazione 6 novembre 2008, ARG/gas 159/08; RTTG è la Parte II del Testo unico della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il periodo di regolazione , approvato con deliberazione 1 dicembre 2009, ARG/gas 184/09; TIU 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 n. 11/07; TIV 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, come successivamente modificato e integrato; TIQE è il Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell energia elettrica per il periodo di regolazione , approvato con deliberazione n. 333/07, come successivamente modificato e integrato; 16
17 TIBEG è il testo integrato delle modalità applicative dei regimi di compensazione della spesa sostenuta dai clienti domestici disagiati per le forniture di energia elettrica e gas naturale, approvato con deliberazione 402/2013/R/COM; TISP è il Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico economiche per lo scambio sul posto, approvato con deliberazione ARG/elt 74/08, come successivamente modificato e integrato; TICA è il Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (Testo integrato delle connessioni attive TICA), approvato con deliberazione ARG/elt 99/08, come successivamente modificato e integrato; TIS è il Testo integrato delle disposizioni dell Autorità per l energia elettrica e il gas in ordine alla regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento approvato con deliberazione ARG/elt 107/09, come successivamente modificato e integrato; Regolazione qualità trasmissione è l allegato A alla deliberazione ARG/elt 197/11, recante Regolazione della qualità del servizio di trasmissione dell energia elettrica per il periodo di regolazione ; TIQE è il Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell energia elettrica per il periodo di regolazione , approvato con deliberazione ARG/elt 198/11, come successivamente modificato e integrato. 17
18 PARTE II REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI TITOLO 1 DISPOSIZIONI GENERALI Articolo 2 Ambito 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. 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: 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; ii) le applicazioni relative a servizi generali in edifici di al massimo due unità immobiliari, le applicazioni relative all alimentazione di infrastrutture di ricarica private per veicoli elettrici, 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 per alimentazione delle infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici; d) per utenze in bassa tensione diverse da quelle di cui alle lettere a), b) e c) del presente comma, ivi incluse le utenze relative a pompe di calore, anche di tipo reversibile, per il riscaldamento degli ambienti nelle abitazioni, e le utenze per la ricarica privata dei veicoli elettrici, quando l alimentazione sia effettuata in punti di prelievo distinti rispetto a quelli relativi alle utenze di cui alla precedente lettera a); 18
19 e) 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; f) per utenze in media tensione per alimentazione delle infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici; g) per utenze in media tensione diverse da quelle di cui alla lettere e) e f) del presente comma; h) per utenze in alta tensione; i) per utenze in altissima tensione, con tensione inferiore a 380 kv; j) per utenze in altissima tensione, con tensione uguale o superiore a 380 kv. 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 dai codici di rete. 2.4 Ai fini del calcolo dei corrispettivi per i servizi di cui al comma 2.1, lettere a) e b), le misure rilevanti sono esclusivamente quelle di cui al comma 3.1 dell Allegato B al presente provvedimento. Articolo 3 Criteri generali di regolazione dei corrispettivi 3.1 Le tariffe per i servizi di cui al comma 2.1, come disciplinate dal presente Allegato, sono applicate dall esercente in maniera non discriminatoria a tutte le attuali e potenziali controparti appartenenti alla medesima tipologia contrattuale. 3.2 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. 3.3 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 10%. 3.4 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. 3.5 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 19
20 pari al rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto nel medesimo mese e 365 (trecentosessantacinque). Articolo 4 Definizione e pubblicazione delle tariffe 4.1 A decorrere dall anno 2012, l Autorità definisce e pubblica, entro il 30 novembre di ciascun anno, le tariffe obbligatorie che devono essere applicate dagli esercenti nell anno successivo alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, aventi ad oggetto l erogazione dei servizi di cui al comma A decorrere dall anno 2012, l Autorità definisce e pubblica: a) entro il 30 novembre di ciascun anno, le tariffe per l erogazione del servizio di cui al comma 2.1, lettera a), nell anno successivo; b) entro il 31 marzo di ciascun anno, le tariffe di riferimento degli esercenti aventi ad oggetto l erogazione del servizio di cui al comma 2.1, lettera b) nel medesimo anno. 4.3 Entro 30 (trenta) giorni dalla data di pubblicazione delle tariffe da parte dell Autorità, gli esercenti pubblicano a loro volta, sul proprio sito internet, le tariffe obbligatorie relative ai servizi erogati. La medesime devono essere altresì rese disponibili presso i propri uffici aperti al pubblico. TITOLO 2 CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E DI DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA ELETTRICA 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 finali 5.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), una tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di trasmissione. 5.2 La tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di trasmissione di cui al precedente comma, è composta da: 20

References: Articolo 1
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 Articolo 7
 Articolo 8
 Articolo 9
 Articolo 10
 Articolo 11
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 Articolo 1
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 articolo 36
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 articolo 3
 articolo 6
 articolo 1
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 articolo 3
 articolo 9
 articolo 3
 articolo 7
 articolo 3
 Articolo 33
 articolo 1
 articolo 1
 articolo 1
 articolo 5
 articolo 3
 articolo 3
 Articolo 2
 Articolo 3
 Articolo 4
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