Source: http://www.slideshare.net/mauriziosarchi/ssp-regole-tecniche-iii-edizione
Timestamp: 2014-12-21 15:26:25+00:00
Document Index: 184914630

Matched Legal Cases: ['art. 5', 'art. 37', 'art. 14', 'art. 2', 'art. 37', 'art. 14', 'art. 31', 'art. 31', 'art.31', 'art. 7', 'art. 2', 'art. 7', 'art. 7', 'art. 7', 'art.5', 'art. 44', 'art. 44', 'art. 45', 'art. 46', 'art. 47', 'art. 48', 'art. 73', 'art. 2', 'art.2', 'art.2', 'art.2', 'art.2', 'art.2', 'art.2', 'art.2', 'art. 27', 'art.6', 'art. 10', 'art. 6']

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1DISCIPLINA DELLO SCAMBIO SUL POSTORegole tecnicheDeterminazione del contributo in conto scambioai sensi dell’articolo 10 del TISP- EDIZIONE n. 3 -Gennaio 2011 2.
2Indice1. Premessa2. Flussi informativi2.1 Gestori di rete2.2 Imprese di vendita3. Struttura dei corrispettivi regolati3.1 Corrispettivi per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura di energia elettricaCDTM3.2 Corrispettivi per i servizi di dispacciamento Cdisp3.3 Oneri generali di sistema: componenti A, UC ed MCT3.4 Introduzione alle tariffe3.5 Tariffa A: Clienti finali domestici in regime di maggior tutela [con Tariffa D3, D3] inregime di maggior tutela3.6 Tariffa B: altri clienti finali in regime di maggior tutela3.7 Tariffa C: Clienti finali domestici [con Tariffa D2, D3] sul mercato libero3.8 Tariffa D: altri clienti finali sul mercato libero o in regime di salvaguardia4. Modelli di calcolo per la determinazione del contributo in conto scambio (Cs ) ai sensidell’articolo 10 del TISP4.1 Definizioni4.2 Contributo in conto scambio (Cs ) su base annuale 4.3 Determinazione dell’onere EO4.4 Determinazione del controvalore dell’energia elettrica immessa EIC4.5 Determinazione della parte unitaria variabile dell’onere sostenuto dall’USSP per ilpagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento USC4.6 Determinazione e regolazione del contributo in conto scambio (Cs ) a conguaglio subase annuale solare4.7 Modello utilizzato per la determinazione e regolazione del contributo in conto scambio (Cs ) in acconto su base semestrale4.8 Tempistiche di pubblicazione sul Portale web del contributo in conto scambio inacconto e a conguaglio, dei corrispettivi amministrativi e di relativa regolazioneeconomica4.9 Determinazione del contributo in conto scambio in presenza di “switching” dell’USSPe/o di variazione dei parametri contrattuali con la medesima impresa di vendita 3.
34.10 Criteri di calcolo nei casi in cui a un unico punto di scambio risultano collegati piùimpianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto al servizio di SSP [multi-istanza]4.11 Gestioni delle anomalie e comunicazioni5. Indicatori relativi al servizio di scambio sul posto5.1 Definizioni5.2 Indicatori sui dati trasmessi da parte del gestore di rete5.3 Indicatori sui dati trasmessi da parte dell’impresa di vendita5.4 Indicatori sulle pubblicazioni ed erogazioni dei contributi in conto scambio da parte delGSE 4.
41. PremessaL’articolo 10, comma 10.1 del TISP, prevede che il GSE predispone e trasmette all’Autoritàun documento contenente i criteri puntuali di calcolo per l’applicazione del medesimoprovvedimento, oltre che i criteri di calcolo da applicarsi nei casi in cui ad un unico punto discambio risultino collegati più impianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto ad accedereal servizio di scambio sul posto (di seguito: SSP).Il medesimo articolo prevede che tale documento sia positivamente verificato da parte del Direttoredella Direzione Mercati dell’Autorità.Nello specifico i criteri puntuali di determinazione da parte del GSE del contributo in contoscambio riguardano:la determinazione e la regolazione del contributo in conto scambio (di seguitoindicato anche come contributoCs ) a conguaglio su base annuale solare;la determinazione e la regolazione periodica del contributo in conto scambio inacconto;i criteri di calcolo nei casi in cui ad un unico punto di scambio risultano collegatipiù impianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto al servizio di SSP.Per garantire un’efficace gestione dell’intera disciplina dello SSP e una corretta valorizzazionedi tutti i corrispettivi che rientrano nel calcolo del contributoCs , è previsto un flusso di dati traimprese di vendita, gestori di rete e GSE.In particolare, i dati necessari per la determinazione del contributo in conto scambio (Cs ), sono:dati mensili delle misure dell’energia elettrica immessa [trasmessi dal soggettoresponsabile della raccolta, rilevazione e registrazione della misura];dati mensili delle misure dell’energia elettrica prelevata [trasmessi dal soggettoresponsabile della raccolta, rilevazione e registrazione della misura];dati mensili e dati annuali caratteristici della fornitura [trasmessi dall’impresa divendita].Tutto ciò premesso, al fine di rappresentare le modalità di calcolo, è necessario descriverebrevemente la parte di processo relativa alla gestione dei flussi informativi con i vari operatoricoinvolti.Tutti i flussi informativi descritti di seguito, sono ritenuti essenziali per l’erogazione delcontributo Cs , sia in acconto sia a conguaglio, e sono da ritenersi come obblighi informativi acarico degli operatori aventi causa.La gestione dei flussi informativi avviene attraverso interfaccia web. A tale fine il GSEpredispone per i gestori di rete e per le imprese di vendita degli appositi portali informativiattraverso i quali i soggetti interessati potranno inviare al GSE le informazioni necessarie per lagestione dello SSP.E’ previsto che i gestori di rete e le imprese di vendita si accreditino presso il GSE; inoltre, igestori di rete che nel regime di erogazione dello SSP regolato dalla delibera AEEG n. 28/06 eranogestori contraenti, devono trasmettere i dati anagrafici dei soggetti che risultano già essere utentidello scambio sul posto (di seguito: USSP) ai sensi della medesima delibera.Le regole definite nell’ambito di tale documento riportano altresì le specificità di calcolointrodotte dalla deliberazione ARG/elt 186/09 in applicazione dell’articolo 27, commi 4 e 5 dellalegge n. 99/09. 5.
5In particolare, ai sensi dell’articolo 27, commi 4 e 5, della legge n. 99/09 la disciplina delloscambio sul posto è da applicare anche in assenza del vincolo della coincidenza tra il punto diimmissione e il punto di prelievo per i seguenti USSP:a) i Comuni con popolazione fino a 20.000 residenti (o un soggetto terzo previomandato), nel caso in cui gli impianti ammessi allo scambio sul posto, di potenzafino a 200 kW, siano di proprietà dei medesimi Comuni;b) il Ministero della Difesa (o un soggetto terzo previo mandato), nel caso in cui gliimpianti ammessi allo scambio sul posto, di potenza anche superiore a 200 kW,siano realizzati su siti di proprietà del demanio dello Stato.Nei casi previsti al punto a) e b), l’utente dello scambio sul posto sottoscrive con il GSEun’unica convenzione per una pluralità di punti di prelievo e di punti di immissione. Tale dominiodi punti di connessione non può essere modificato in aumento nel corso dell’anno solare nell’ambitodella medesima convenzione vigente; è possibile una modifica del dominio dei punti daricomprendere nell’ambito della medesima convenzione vigente esclusivamente in diminuzionecosì come definito dallo schema di convenzione pubblicato sul sito web del GSE. Nel caso in cuil’utente dello scambio sul posto voglia ricomprendere un nuovo punto di connessione (inimmissione o in prelievo o misto) nello stesso anno solare, dovrà sottoscrivere una nuovaconvenzione con il GSE con le modalità definite e rese pubbliche dal GSE sul proprio sito web.2.1 Gestori di reteI gestori di rete trasmettono al GSE le seguenti informazioni:i dati anagrafici, che devono essere acquisiti dal GSE per l’esatta identificazionedell’impianto e la conseguente attivazione della convenzione;le misure dell’energia elettrica immessa e prelevata mensilmente rilevata sul punto discambio.Nella tabella riportata di seguito sono indicati i dati richiesti (nella colonna ELEMENTI) ele relative esigenze del GSE (nelle colonne GESTORE DI RETE).Nella prima colonna (A) è indicata la necessità, per il GSE, di storicizzare i dati acquisitipoiché essenziali per l’individuazione univoca dell’impianto, affinché possa essere correttamentecompiuto il calcolo del contributo in conto scambio (in acconto o in conguaglio).Nella seconda colonna (B) sono indicati i dati necessari per l’attivazione dell’istanza. Il GSEnon darà corso allo SSP qualora il dato sia assente. Il flusso inviato dal gestore di rete, se necessarioper l’attivazione della convenzione, viene utilizzato per il riscontro e verifica di concordanza conquanto eventualmente richiesto all’USSP. Nei casi in cui siano rilevate delle differenticomunicazioni, il GSE procederà alla necessaria riconciliazione.Nella terza colonna (C) sono riportati i dati necessari per le determinazioni e per i calcoli delcontributo in conto scambio. Si tratta di dati di cui è previsto l’invio mensile per tenere traccia deipossibili cambiamenti che possono verificarsi e per l’aggiornamento delle anagrafiche per nuoviUSSP. 6.
6Flusso anagraficaOgni gestore di rete trasmette al GSE i dati necessari per l’attivazione della convenzione eper la successiva gestione del rapporto contrattuale dello SSP con cadenza mensile. L’invio vieneeffettuato entro il 15 del mese successivo rispetto a quello di competenza dell’energia elettrica inregime di SSP.Per quanto riguarda gli USSP di cui all’articolo 2, comma 2, lettere i) e ii) delladeliberazione ARG/elt 186/09, al fine di attivare le convenzioni con tali soggetti, i gestori di retedevono comunicare i dati relativi alla totalità dei punti di connessione (in immissione, in prelievoe/o misti) da ricomprendere nell’unica convenzione. In assenza di un riscontro su uno o più deiElementi(A)Datostoricizzato(B)DatonecessarioperattivazioneConvenzione(C)DatonecessarioperlanciocalcoliRICONOSCIMENTO USSPCodice Identificativo impianto (*)POD - Point of Delivery SI SI SI2 - DATI SU FORNITURAUdD subentrante (*) SI NO SIData di subentro (*) SI NO SIPotenza disponibile [kW] (*) SI NO SIPotenza impegnata [kW] (*) SI NO SIMisura energia immessa mensile SI NO SIMisura energia prodotta mensile (*) SI NO NOMisura energia prelevata mensile SI NO SI3 - PUNTO DI CONNESSIONE ALLA RETE DI DISTRIBUZIONEPotenza impegnata in immissione [kW] SI NO NOTensione nominale [V] SI NO NOCodice ISTAT ubicazione del punto di connessione SI SI NOCaratteristica punto di connessione: punto prelievo (P) / immissione (I) / misto (M) SI SI SITitolare punto di connessione P. IVA SI SI SITitolare punto di connessione C.F. SI SI SI4 - CARATTERISTICHE ADM PUNTO DI SCAMBIOAdM sul punto di scambio teleleggibile ? (SI/NO) SI SI SIAdM su punto di scambio bidirezionale (SI/NO) SI SI SIMatricola del contatore sul punto di scambio SI SI SIAdM monorario(M)/elettronico per fasce(F)/orario(O) ? (M/F/O) SI SI SIData di entrata in esercizio del AdM sul punto di scambio SI SI SINumero AdM di produzione (*) SI NO NOMatricole dei contatori di produzione (*) SI NO NONumero di Unità Produttive esistenti sotto il medesimo punto di scambio (*) SI NO NO5 - DATI ANAGRAFICI UNITA PRODUTTIVECodice ISTAT ubicazione unità produttiva SI NO NOTipologia impiantistica (*) SI NO NOData entrata in esercizio SI NO NOPotenza attiva nominale complessiva dei generatori [kW] (*) SI NO NO7 - DATI COMMERCIALISaldo in kWh maturato al 31-12-08 SI NO NOSaldo in kWh maturato al 31-12-07 SI NO SIEnergia elettrica prodotta nellanno 2008 SI NO SIEnergia elettrica immessa in rete nellanno 2008 SI NO SIEnergia elettrica prelevata dalla rete nellanno 2008 SI NO SI(*) dati non obbligatori(**) dati obbligatori solo in presenza di punti di immissione o mistiGestore di Rete 7.
7suddetti punti di connessione, il GSE sospende l’attivazione della convenzione per le proprie attivitàdi riscontro e verifica con i medesimi gestori di rete ed utenti dello scambio.Il primo invio dei dati anagrafici, previsto dall’art. 5 della deliberazione ARG/elt 74/08, ènecessario ai fini dell’attivazione dello schema di scambio sul posto.Flusso misureOgni gestore di rete trasmette al GSE il flusso delle misure con una periodicità mensile,annuale, una tantum.In particolare:a) sono trasmessi con periodicità mensile i dati di misura che riguardano l’energia elettrica:prelevata – dettaglio mensile aggregato per fasce orarie nei casi in cui è installato sulpunto di scambio un misuratore orario o un misuratore elettronico tele-gestito;prelevata – dettaglio mensile (unico valore di registro ovvero una stima mensile) neicasi differenti da quelli di cui al precedente alinea;immessa – dettaglio orario1per gli impianti collegati su reti con obbligo diconnessione di terzi con tensione nominale maggiore di 1kV (reti non BT) e per gliimpianti collegati in punti di connessione BT con potenza disponibile2maggiore di55 kW;immessa – dettaglio per fasce nei casi in cui è installato sul punto di scambio unmisuratore orario o un misuratore elettronico tele-gestito per gli impianti collegati apunti di connessione BT con potenza disponibile fino a 55 kW;immessa – dettaglio mensile (unico valore di registro) nei casi in cui non è installatosul punto di scambio un misuratore orario o un misuratore elettronico tele-gestitoper gli impianti collegati a punti di connessione BT con potenza disponibilesuperiore ai 16,5 kW;immessa – dettaglio mensile (unico valore di registro o stima dell’energia elettricaimmessa) nei casi in cui non è installato sul punto di scambio un misuratore orario oun misuratore elettronico tele-gestito per gli impianti collegati a punti diconnessione BT con potenza disponibile fino a 16,5 kW;per i punti di connessione solo di immissione (o di prelievo), dovrà esserecomunicato il dettaglio mensile, anche se uguale a zero, della rispettiva misura diprelievo (o di immissione).La valorizzazione dell’energia elettrica immessa, così descritta, seguirà l’evoluzionedella regolazione vigente, con particolare riferimento sia alla tipologia dei misuratori(misuratore orario, elettronico per fasce, monorario etc..), sia delle soglie di potenzadisponibile, sia per l’eventuale determinazione, ricostruzione e/o stima (con i relativicriteri) dei profili di immissione su base oraria e/o per fasce;b) ai fini del dispacciamento il gestore di rete deve garantire l’invio al GSE dell’energiaelettrica immessa in rete con le stesse tempistiche e modalità con cui le trasmette a Ternaai fini della determinazione e regolazione delle partite commerciali correlate aicorrispettivi di dispacciamento di cui alla deliberazione n. 111/06 e sue successivemodifiche e/o integrazioni;1Il dettaglio orario dell’energia elettrica immessa in rete con frequenza mensile sarà richiesto dal GSE sulla base delledeterminazioni e deliberazioni dell’Autorità.2La potenza disponibile è da intendersi uguale alla potenza disponibile in prelievo. 8.
8c) sono trasmessi con periodicità annuale (anno solare) i dati di misura dell’energia elettricaimmessa e dell’energia elettrica prelevata nell’anno precedente (a); tali dati dovrannoessere trasmessi al GSE entro il giorno 20 del mese di gennaio dell’anno successivo(a+1) e solo nell’eventualità di rettifiche (nuove rilevazioni, nuove elaborazioni, etc..) daparte del soggetto responsabile delle misure, necessarie per le determinazioni aconguaglio del contributo in conto scambio; i dati sono trasmessi per periodo dicompetenza con il medesimo dettaglio di cui alla precedente lettera a);d) sono trasmessi, una tantum, dagli impianti in regime di scambio di cui alla deliberazionen. 28/06, entro il 25 febbraio 2009, i saldi a credito maturati al 31 dicembre 2008, ilsaldo maturato al 31 dicembre 2007 e l’energia elettrica immessa, prodotta e prelevatanell’anno 2008;e) in attuazione della deliberazione n. 188/05 e s.m.i., a partire dal 2010, sono trasmessi conperiodicità mensile anche i dati relativi all’energia elettrica prodotta da impiantifotovoltaici incentivati in conto energia ai sensi del DM 28 luglio 2005 in un analogoflusso informativo predisposto dal GSE; il gestore di rete ha facoltà di inviare, qualoradisponibili, i dati relativi all’energia elettrica prodotta dagli impianti di cui sopra apartire dal mese di gennaio 2009;f) in attuazione della deliberazione n. 88/07 e sue successive integrazioni e modificazioni ilgestore di rete trasmette i dati relativi all’energia elettrica annuale prodotta dagli impiantinella propria responsabilità, qualora individuati dal GSE come necessari alladeterminazione puntuale del contributo.g) in attuazione della deliberazione ARG/elt 226/10 sono previste, nell’anno a+1,esclusivamente le seguenti finestre temporali per l’invio dei dati da parte dei gestori direte:prima finestra: fino al 31/03/a+1 con l’obiettivo di ricevere almeno il 99% dellemisure dell’anno “a” di competenza;seconda finestra: dal 1/04/a+1 al 30/06/a+1 per l’invio dei dati mancanti(l’obiettivo è di ricevere l’ulteriore 1% delle misure dell’anno “a” di competenza);terza finestra: dal 1/10/a+1 al 31/10/a+1 per l’invio delle eventuali rettifiche dellemisure precedentemente inviate per l’anno “a” di competenza e/o per anniprecedenti.2.2 Imprese di venditaLe imprese di vendita trasmettono al GSE, con due flussi informativi distinti, i dati dianagrafica e quelli relativi alla fornitura utilizzati dal GSE ai fini della determinazione delcontributo in conto scambio.In particolare i dati relativi all’onere in prelievo OPR e all’energia fatturata, sono riferitiall’anno solare di riferimento3e sono trasmessi al GSE entro il 31 marzo dell’anno successivoall’anno di competenza.Nella tabella riportata di seguito sono indicati i dati richiesti.3Pari alla somma dei totali delle bollette emesse nell’anno solare di riferimento. 9.
9Nella prima colonna (A) è evidenziata la necessità di storicizzare i dati acquisiti dalle impresedi vendita poiché essenziali per l’individuazione univoca dell’impianto e per la corretta gestione delcalcolo del contributo in conto scambio (in acconto o in conguaglio).Nella seconda colonna (B) è indicato se il dato è necessario per l’attivazione dellaconvenzione.Nella terza colonna (C) è indicato se il dato è necessario per le determinazioni e i calcoli delcontributo in conto scambio.ElementiDati con dettaglio mensile(A)Datostoricizzato(B)DatonecessarioperattivazioneConvenzione(C)DatonecessarioperlanciocalcoliRICONOSCIMENTO USSPCodice Identificativo SAPR [art. 37 del. 111/06] (*) SI NO SICodice Identificativo CENSIMP [art. 14 del. 107/09] (*) SI NO SIPOD - Point of Delivery SI NO SICaratteristica punto di connessione: punto prelievo (P) / misto (M) SI SI SICodice contratto come attribuito dallimpresa venditrice SI NO NO1 - DATI ANAGRAFICI USSPNumero P.I. SI NO NOCodice fiscale SI NO NOAnno solare di competenza SI NO SIMese dellanno solare di competenza SI NO SI2 - DATI SU FORNITURA MENSILITipologia cliente finale ai sensi art. 2 co. 2 TIT SI NO SISe domestico (a): tipologia tariffa D2 o D3 SI NO SIApprovvigionamento E.E. in prelievo (Magg. Tutela; ML; salvaguardia) SI NO SIData attivazione fornitura SI NO SIData scadenza/cessazione fornitura SI NO SIPotenza disponibile [kW] SI NO SIPotenza impegnata [kW] SI NO SIContratto dispacc. in prelievo siglato per utente (si/no) SI NO SITariffa monoraria/bioraria/trioraria SI NO SITariffa sociale (flag Y/N) SI NO SIElementiDati su base annuale di riferimentoRICONOSCIMENTO USSPCodice Identificativo SAPR [art. 37 del. 111/06] (*) SI NO SICodice Identificativo CENSIMP [art. 14 del. 107/09] (*) SI NO SIPOD - Point of Delivery SI NO SICodice contratto come attribuito dallimpresa venditrice SI NO NO1 - DATI ANAGRAFICI USSPRagione sociale SI NO NONumero P.I. SI NO NOCodice fiscale SI NO NOAnno solare di competenza SI NO SISoggetto IVA ai fini dello SSP ? (Y/N) SI NO SITipologia approviggionamento: ML/MT(S) SI NO SI2 - DATI SU FORNITURA MENSILIData attivazione fornitura SI NO SIData scadenza/cessazione fornitura (periodo di fornitura) SI NO SI3 - DATI SU FORNITURA ANNUALIOnere in prelievo Opr nellanno solare contabile (al netto di IVA e altre imposte) (**) SI NO SICosti di rete e di misura (include le componenti in potenza, in energia e le componenti fisse) (**) SI NO SIImposte fatturate al cliente su base annua solare SI NO SITotale IVA applicata (sul totale imponibile) al cliente su base annua solare SI NO SIEnergia fatturata su base annuale contabile [kWh] SI NO SI(*) dati non obbligatori(**) include i corrispettivi per di misura, distribuzione, trasmissione, dispacciamento, sbilanciamento, iviinlcusi gli oneri generali di sistema e le maggiorazioni (A e UC)Impresa di VenditaImpresa di Vendita 10.
10Dati anagrafici e dati su fornitura annualiOgni impresa di vendita con clienti finali in regime di scambio sul posto trasmette al GSE i datianagrafici e i dati caratteristici della fornitura con il dettaglio mensile con cadenza al più annualeentro il giorno 31 marzo di ogni anno (anno a+1).Attualmente il codice identificativo dell’impianto (SAPR e/o CENSIMP) non è gestito dalleimprese di vendita per cui, pur essendo presente nel tracciato, potrà non essere compilato.Ogni impresa di vendita trasmette al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno (anno a+1), ilflusso relativo all’energia elettrica fatturata in prelievo e del relativo onere in prelievo OPR al nettodi IVA e delle altre imposte (accise e addizionali), riferiti all’anno solare di riferimento (anno a)utilizzando un tracciato specifico predisposto dal GSE.Nel medesimo tracciato vengono anche forniti i dati relativi al totale IVA, al totale dellealtre imposte (accise e addizionali), ai costi di rete e di misura espressi in [€] riferiti all’anno solaredi riferimento (anno a).I costi di rete e di misura annuali espressi in [€] da inviare al GSE devono includere tutte lecomponenti fisse e variabili (Euro/kWh, Euro/anno, Euro/kW) riferite a trasmissione, distribuzione,dispacciamento, misura e tutte le componenti fisse e variabili (Euro/kWh, Euro/anno, Euro/kW)relative ai costi generali di sistema A, UC e MCT (componenti in quota energia, componenti fisse ein quota potenza).In attuazione della deliberazione ARG/elt 226/10 sono previste, nell’anno a+1,esclusivamente le seguenti finestre temporali per invio dei dati da parte delle imprese di vendita:prima finestra: fino al 31/03/a+1 con l’obiettivo di ricevere almeno il 99% dellemisure dell’anno “a” di competenza;seconda finestra: dal 1/04/a+1 al 30/06/a+1 per l’invio dei dati mancanti(l’obiettivo è di ricevere l’ulteriore 1% delle misure dell’anno “a” di competenza);terza finestra: dal 1/10/a+1 al 31/10/a+1 per l’invio delle eventuali rettifiche dellemisure precedentemente inviate per l’anno “a” di competenza e/o per anniprecedenti.3. Struttura dei corrispettivi regolatiLa descrizione della struttura dei corrispettivi regolati introdotta in questo documento rilevaper le sole finalità dell’applicazione del Testo Integrato dello Scambio sul Posto (TISP).A tal fine, vengono di seguito riportati i vari corrispettivi regolati dall’Autorità nell’ambito delTesto Integrato Trasporto (TIT), del Testo Integrato Vendita (TIV) e definiti all’interno delle regoledel dispacciamento ai sensi della deliberazione n. 111/06, così come successivamente modificata eintegrata.I corrispettivi ricompresi all’interno della struttura tariffaria sono classificati in:corrispettivi per i servizi di distribuzione, trasmissione e misura dell’energiaelettrica prelevata;corrispettivi per il servizio di dispacciamento in prelievo;oneri generali di sistema. 11.
113.1 Corrispettivi per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura di energiaelettrica CDTMIl servizio di trasporto, costituito dai servizi di trasmissione e distribuzione dell’energiaelettrica, così come il servizio di misura (installazione e manutenzione dei misuratori, raccolta,validazione e registrazione delle misure dell’energia elettrica) sono regolati dall’Autorità e lastruttura dei corrispettivi fissata per il periodo regolatorio 2008-2011.Di seguito si riepilogano i vari corrispettivi differenziati per servizi e per modalità diapprovvigionamento dell’energia:a) Clienti finali domestici con Tariffa D2/D3;b) Altri clienti finali [non domestici].CLIENTI FINALI DOMESTICI CON TARIFFA D2/D3Corrispettivi per il servizio di trasmissione, distribuzione e misura per clienti finali domesticiPer i clienti finali domestici in bassa tensione, a remunerazione dei servizi di trasmissione,distribuzione e misura, si applicano le seguenti tariffe di riferimento:Tariffa D2 di cui all’art. 31, comma 31.2 del TIT, per impegni di potenza fino a 3kW per l’alimentazione di applicazioni nella residenza anagrafica del cliente;Tariffa D3 di cui all’art. 31, comma 31.3 del TIT, per impegni di potenzasuperiore a 3 kW, ovvero anche per impegni di potenza fino a 3 kW, perl’alimentazione di applicazioni non nella residenza anagrafica del cliente.In particolare le suddette tariffe di riferimento sono costituite da una componente fissa, unacomponente in quota potenza e da una componente variabile in quota energia:( )21 Dτ = Componente fissa della tariffa D2, espressa in [c€/punto di prelievo per anno]( )22 Dτ = Componente potenza della tariffa D2, espressa in [c€/kWimp per anno]( )23 Dτ = Componente energia della tariffa D2, espressa in [c€/kWh], variabile per scaglioni dienergia prelevata per il consumo( )31 Dτ = Componente fissa della tariffa D3, espressa in [c€/punto di prelievo per anno]( )32 Dτ = Componente potenza della tariffa D3, espressa in [c€/kWimp per anno]( )33 Dτ = Componente energia della tariffa D3, espressa in [c€/kWh]Tariffa D2 di cui all’articolo 31, comma 31.2 del TIT( )2DCDTM = Corrispettivo per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura perclienti domestici con tariffa D2, espresso in [c€]( ) ( ) ( )),(2)(22 PFDCEEDCDC DTMPRDTMDTM +×= 12.
12( ))(2 EDCDTM = Corrispettivo unitario, espresso in [c€/kWh], della quota parte energia deicorrispettivi per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura perclienti domestici con tariffa D2( ) ( )2)(2 3 DEDCDTM τ=( )),(2 PFDCDTM = Quota parte fissa e potenza del corrispettivo per il servizio didistribuzione, trasmissione e misure per clienti domestici con tariffa D2,espressa in [c€]( ) ( ) ( ) iDTM PDDPFDC ×+= 22),(2 21 ττDunque, complessivamente:( ) ( ) ( ) ( ) PRiDTM EDPDDDC ×+×+= 2222 321 τττTariffa D3 di cui all’art.31, comma 31.3 del TIT( )3DCDTM = Corrispettivo per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura perclienti domestici con tariffa D3, espresso in [c€]( ) ( ) ( )),(3)(33 PFDCEEDCDC DTMPRDTMDTM +×=( ))(3 EDCDTM = Corrispettivo unitario, espresso in [c€/kWh], della quota parte energia deicorrispettivi per il servizio di distribuzione, trasmissione e misure perclienti domestici con tariffa D3( ) ( )3)(3 3&& DEDC MTD τ=( )),(3 PFDCDTM = Componente fissa e potenza del corrispettivo per il servizio didistribuzione, trasmissione e misure per clienti domestici con tariffa D3espressa in [c€]( ) ( ) ( ) iDTM PDDPFDC ×+= 33),(3 21 ττDunque, complessivamente:( ) ( ) ( ) ( ) PRiDTM EDPDDDC ×+×+= 3333 321 τττdove: 13.
13PRE = energia elettrica prelevata espressa in [kWh]iP = potenza impegnata espressa in [kW]ALTRI CLIENTI FINALI(Corrispettivi per il servizio di distribuzione per altri clienti finaliPer i clienti finali non domestici, si applica una tariffa obbligatoria a copertura dei costirelativi al servizio di distribuzione istrD di cui all’art. 7, comma 7.1 del TIT; in particolare lasuddetta tariffa è costituita da una componente fissa, una componente in quota potenza e da unacomponente variabile in quota energia, che variano al variare della tipologia di cliente finale ai sensidell’art. 2, comma 2.2, lettere da b) a g) del TIT, e della potenza contrattuale impegnata in prelievo:( )QfDistr = Componente fissa del corrispettivo per il servizio di distribuzione Distr di cuiall’art. 7, comma 7.1 del TIT, espressa in [c€/punto di prelievo per anno]( )QpDistr = Componente potenza del corrispettivo per il servizio di distribuzione Distr di cuiall’art. 7, comma 7.1 del TIT, espressa in [c€/kW per anno]( )QeDistr = Componente energia del corrispettivo per il servizio di distribuzione Distr di cuiall’art. 7, comma 7.1 del TIT, espressa in [c€/kWh]Corrispettivi per il servizio di trasmissione per altri clienti finaliPer gli altri clienti finali, si applica una tariffa obbligatoria a copertura dei costi relativi alservizio di trasmissione; in particolare la suddetta tariffa è costituita da una componente variabile inquota energia:TRAS = Corrispettivo per il servizio di Trasmissione TRAS di cui all’art.5, comma 5.1, delTIT, espresso in [c€/kWh];Corrispettivi per il servizio di misura per altri clienti finaliPer gli altri clienti finali, si applica una tariffa obbligatoria a copertura dei costi riguardanti ilservizio di misura; in particolare:1MIS = Componente della tariffa per il servizio di misura per gli altri clienti finali, espressain [c€/punto di prelievo per anno]3MIS = Componente della tariffa per il servizio di misura per gli clienti finali, espressa in[c€/kWh]Dunque, i corrispettivi per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura per glialtri clienti finali ( )NDCDTM sono così definiti: 14.
14( )NDCDTM = Corrispettivo per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura per glialtri clienti finali, espresso in [c€]( ) ( ) ( )),()( PFNDCEENDCNDC DTMPRDTMDTM +×=( ))(ENDCDTM = Corrispettivo unitario, espresso in [c€/kWh], della quota parte energia deicorrispettivi per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura per gli altriclienti finali( ) ( ) 3)( MISTRASQeDistrENDCDTM ++=( )),( PFNDCDTM = Componente fissa e potenza del corrispettivo per i servizi di trasmissione,distribuzione e misura per gli altri clienti finali( ) ( ) ( ) 1),( MISPQpDistrQfDistrPFNDC iDTM +×+=Dunque, complessivamente:( ) ( ) ( ) ( ) PR31 E][][ ×+++×++= MISTRASQeDistrPQpDistrMISQfDistrNDC iDTMdove:PRE = energia elettrica prelevata espressa in [kWh]iP = potenza impegnata espressa in [kW]3.2 Corrispettivi per i servizi di dispacciamento CdispI corrispettivi di dispacciamento in prelievo sono da applicare alla totale energia elettricaprelevata dai clienti finali.In particolare, è necessario differenziare i corrispettivi da applicare ai:a) Clienti finali sul mercato libero o in regime di salvaguardia;b) Clienti finali in regime di maggior tutela.CLIENTI DEL MERCATO LIBERO O IN REGIME DI SALVAGUARDIADi seguito si riepilogano i vari corrispettivi di dispacciamento da applicare ai clienti finali delmercato libero ovvero in regime di salvaguardia, per la determinazione del Cdisp : 15.
15UPLIFT = Corrispettivo variabile trimestrale per l’approvvigionamento delle risorse nelmercato per il servizio di dispacciamento, di cui all’art. 44, comma 44.3,della deliberazione n. 111/06, espresso in [c€/kWh]MPE = Corrispettivo variabile mensile a copertura di costi della modulazione dellaproduzione eolica, di cui all’art. 44bis, comma 44bis.1, della deliberazione n.111/06, espresso in [c€/kWh]RUNMUST _ = Corrispettivo variabile mensile a copertura di costi delle unità essenziali perla sicurezza del sistema, di cui all’art. 45, comma 45.1, della delibera n.111/06, espresso in [c€/kWh]( )TernaC f = Corrispettivo annuale a copertura dei costi per il funzionamento di Terna, dicui all’art. 46, comma 46.1, della deliberazione n. 111/06, espresso in[c€/kWh]( )reteCp = Corrispettivo annuale a copertura dei costi derivanti dalla differenza traperdite effettive e perdite standard nelle reti, di cui all’art. 47, comma 47.2,della deliberazione n. 111/06, espresso in [c€/kWh]CP = Corrispettivo annuale a copertura dei costi per la remunerazione delladisponibilità di capacità produttiva, di cui all’art. 48, comma 48.2, delladeliberazione n. 111/06, espresso in [c€/kWh]INT = Corrispettivo annuale a copertura dei costi per la remunerazione del serviziodi interrompibilità del carico, di cui all’art. 73, comma 73.2, delladeliberazione n. 111/06, espresso in [c€/kWh]Complessivamente i corrispettivi di dispacciamento in prelievo per clienti finali sul mercato liberoovvero in regime di salvaguardia ( )LIBCdisp sono pari a:( ))(ELIBCdisp = Corrispettivo unitario, espresso in [c€/kWh], per i servizi di dispacciamentoper clienti sul mercato libero ovvero in regime di salvaguardia, espresso in[c€]( ) ( ) ( ) INTCPreteCTernaCRUNMUSTMPEUPLIFTELIBC pfdisp ++++++= _)(( )LIBCdisp = Corrispettivo per i servizi di dispacciamento per i clienti sul mercato liberoovvero in regime di salvaguardia, espresso in [c€]( ) ( ) PRdispdisp EELIBCLIBC ×= )(Dunque, complessivamente:( ) ( ) ( ) PRpfdisp EINTCPreteCTernaCRUNMUSTMPEUPLIFTLIBC ×++++++= ]_[ 16.
16dove:PRE = energia elettrica prelevata espressa in [kWh]CLIENTI IN MAGGIOR TUTELADi seguito si riepilogano i vari corrispettivi di dispacciamento da applicare ai clienti finali inmaggior tutela, per la determinazione del Cdisp :PD = Elemento del corrispettivo PED (prezzo energia e dispacciamento) del TIV,espresso in [c€/kWh], a copertura dei costi di dispacciamento di cui al Titolo 4della deliberazione n. 111/06 dell’energia elettrica destinata ai clienti in maggiortutela;( ))(EMTCdisp = Componente unitaria del corrispettivo di dispacciamento ( )MTCdisp , espresso in[c€/kWh], per i clienti finali aventi diritto alla maggior tutela;( ) PDEMTCdisp =)(Complessivamente i corrispettivi di dispacciamento in prelievo per clienti finali in regime dimaggior tutela ( )MTCdisp sono pari a:( ) PRdisp EPDMTC ×=dove:PRE = Energia elettrica prelevata espressa in [kWh]3.3 Oneri generali di sistema: componenti A, UC ed MCTGli oneri generali di sistema, individuati dal decreto del Ministro dell’Industria edell’Artigianato del 26 gennaio 2001, sono coperti dai clienti finali tramite il pagamento deicorrispettivi tariffari (componenti A e UC) applicati a maggiorazione dei corrispettivi per l’utilizzodel sistema di trasporto dell’energia elettrica.Le componenti tariffarie A coprono gli oneri sostenuti nellinteresse generale del sistema elettrico(quali ad esempio i costi di ricerca, i costi per lincentivazione dellutilizzo di fonti energeticherinnovabili etc.); le componenti UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico (quali,ad esempio, la perequazione) individuate dallAutorità.L’ammontare complessivo degli oneri generali e degli ulteriori elementi di costo è quantificatodall’Autorità: tali componenti tariffarie sono aggiornate con cadenza trimestrale.Le componenti tariffarie prevedono, in generale, corrispettivi espressi in [c€/punto di prelievo] e in[c€/kWh] ed in particolare:• le componenti tariffarie A, MCT, UC3, UC4 sono pagate da tutti i clienti finali;• la componente tariffaria UC1 è pagata dai soli clienti in regime di maggior tutela; 17.
17• la componente tariffaria UC6 è pagata da tutti i clienti finali non domestici.Oneri generali di sistema - componenti A:( )FA2 = Quota fissa della componente tariffaria A2, che alimenta il conto per ilfinanziamento delle attività nucleari residue, espressa in [c€/punto di prelievo peranno]( )EA2 = Quota energia della componente tariffaria A2, che alimenta il conto per ilfinanziamento delle attività nucleari residue, espressa in [c€/kWh]( )FA3 = Quota fissa della componente tariffaria A3, che alimenta il conto per nuoviimpianti da fonti rinnovabili ed assimilate, espressa in [c€/punto di prelievo peranno]( )EA3 = Quota energia della componente tariffaria A3, che alimenta il conto per nuoviimpianti da fonti rinnovabili ed assimilate, espressa in [c€/kWh]( )FA4 = Quota fissa della componente tariffaria A4, che alimenta il conto perperequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali, espressa in[c€/punto di prelievo per anno]( )EA4 = Quota energia della componente tariffaria A4, che alimenta il conto perperequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali, espressa in[c€/kWh]( )FA5 = Quota fissa della componente tariffaria A5, che alimenta il conto per ilfinanziamento delle attività di ricerca, espressa in [c€/punto di prelievo per anno]( )EA5 = Quota energia della componente tariffaria A5, che alimenta il conto per ilfinanziamento delle attività di ricerca, espressa in [c€/kWh]( )FA6 = Quota fissa della componente tariffaria A6, che alimenta il conto per lareintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti durante ilperiodo di transizione, espressa in [c€/punto di prelievo per mese]( )PA6 = Quota potenza della componente tariffaria A6, che alimenta il conto per lareintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti durante ilperiodo di transizione, espressa in [c€/kW per mese]( )EA6 = Quota energia della componente tariffaria A6, che alimenta il conto per lareintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti durante ilperiodo di transizione, espressa in [c€/kWh] 18.
18( )FAS = Quota fissa della componente tariffaria AS, che alimenta il conto per la per lacopertura degli oneri derivanti dall’adozione di misure di tutela tariffaria per iclienti del settore elettrico in stato di disagio, espressa in [c€/kW per mese]( )EAS = Quota energia della componente tariffaria AS, che alimenta il conto per la per lacopertura degli oneri derivanti dall’adozione di misure di tutela tariffaria per iclienti del settore elettrico in stato di disagio, espressa in [c€/kWh]Dunque, complessivamente:( )EA = Corrispettivo unitario della quota energia degli oneri generali di sistema,espresso in [c€/kWh]( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )EAsEAEAEAEAEAEA +++++= 65432)(( )PFA , = Quota fissa e potenza degli oneri generali di sistema, espressa in [c€/anno]( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) is PPAFAFAFAFAFAFAPFA ××+×+++++= 1212)(),( 665432dove:iP = Potenza impegnata espressa in [kW]Ulteriori Componenti:1UC = Componente tariffaria che alimenta il conto per la copertura degli squilibri dellaperequazione dei costi di approvvigionamento dell’energia elettrica destinata almercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela, espressa in [c€/kWh]3UC = Componente tariffaria che alimenta il conto per la perequazione dei costi didistribuzione dell’energia elettrica sulla rete con obbligo di connessione terzi acopertura degli oneri relativi ai meccanismi di promozione delle aggregazione eintegrazioni ricavi, espressa in [c€/kWh]4UC = Componente tariffaria che alimenta il conto per integrazioni tariffarie delprovvedimento CIP n.34/74, espressa in [c€/kWh])(6 FUC = Quota fissa della componente tariffaria a copertura dei costi riconosciutiderivanti da recuperi di qualità del servizio, espressa in [c€/punto di prelievo peranno])(6 PUC = Quota potenza della componente tariffaria a copertura dei costi riconosciutiderivanti da recuperi di qualità del servizio, espressa in [c€/kW per anno] 19.
19)(6 EUC = Quota energia della componente tariffaria a copertura dei costi riconosciutiderivanti da recuperi di qualità del servizio, espressa in [c€/kWh])(7 FUC = Quota fissa delle componenti tariffarie, a copertura degli oneri derivanti damisure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali,espressa in [c€/punto di prelievo per anno])(7 PUC = Quota potenza delle componenti tariffarie, a copertura degli oneri derivanti damisure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali,espressa in [c€/kW per anno])(7 EUC = Quota energia delle componenti tariffarie, a copertura degli oneri derivanti damisure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali,espressa in [c€/kWh]Componente tariffaria relativa alle “Misure di Compensazione Territoriale”:MCT = Componente tariffaria che alimenta il conto oneri per il finanziamento dellemisure di compensazione territoriale, espressa in [c€/kWh]Per la determinazione delle componenti UC applicate ai clienti finali, quali costi sostenuti perl’approvvigionamento dell’energia elettrica in prelievo, è necessario effettuare una ulterioredistinzione tra categorie di clienti finali suddividendoli in:a) Clienti finali domestici [D2/D3] in regime di maggior tutela;b) Altri clienti finali in maggior tutela;c) Clienti finali domestici [D2/D3] sul mercato libero;d) Altri clienti finali sul mercato libero o in regime di salvaguardia.A) CLIENTI FINALI DOMESTICI [D2/D3] IN REGIME DI MAGGIOR TUTELAUlteriori Componenti:)()( 7431 EUCUCUCUCEUCA +++=iA PPUCFUCPFUC ×+= )()(),( 77B) ALTRI CLIENTI IN REGIME DI MAGGIOR TUTELAUlteriori Componenti:)()()( 76431 EUCEUCUCUCUCEUCB ++++=iiB PPUCFUCPPUCFUCPFUC ×++×+= )()()()(),( 7766 20.
20C) CLIENTI DOMESTICI [D2/D3] SUL MERCATO LIBEROUlteriori Componenti:)()( 743 EUCUCUCEUCC ++=iC PPUCFUCPFUC ×+= )()(),( 77D) ALTRI CLIENTI SUL MERCATO LIBERO O IN REGIME DI SALVAGUARDIAUlteriori Componenti:)()()( 7643 EUCEUCUCUCEUCD +++=iiD PPUCFUCPPUCFUCPFUC ×++×+= )()()()(),( 77663.4 Introduzione alle tariffeCon riferimento alle tipologie di corrispettivi già esaminati nei paragrafi precedenti, iviincluse le componenti tariffarie afferenti agli oneri generali di sistema, è opportuno un riepilogo deimedesimi accorpandoli all’interno di un’unica struttura tariffaria riferita a ciascuna tipologia dicliente finale:a) Tariffa A: Clienti finali domestici in regime di maggior tutela [con Tariffa D2/D3];b) Tariffa B: Altri clienti finali in maggior tutela;c) Tariffa C: Clienti finali domestici sul mercato libero [con Tariffa D2/D3];d) Tariffa D: Altri clienti finali sul mercato libero o in regime di salvaguardia.3.5 Tariffa A: Clienti finali domestici [con Tariffa D2, D3] in regime di maggiortutela),(2; PFT DA = Quota parte della tariffa 2;DAT , espressa in [€], applicata ai clienti finali domesticiin D2 in regime di maggior tutela, a copertura dei costi fissi per l’erogazione deiservizi di distribuzione, trasmissione, misura e dispacciamento e a coperturadelle componenti fisse [e potenza] relative agli oneri generali di sistema( ) ),(),(),(2),(2; PFUCPFAPFDCPFT ADTMDA ++=)(2; ET DA = Corrispettivo unitario della tariffa 2;DAT , espresso in [c€/kWh], applicato aiclienti finali domestici in D2 in regime di maggior tutela, a copertura dei costivariabili per l’erogazione dei servizi di distribuzione, trasmissione, misura edispacciamento e a copertura degli oneri generali di sistema 21.
21( ) ( ) MCTEUCEAEMTCEDCET AdispDTMDA ++++= )()()()(2)(2;2;DAT = Tariffa, espressa in [€], applicata ai clienti finali domestici in D2 in regime dimaggior tutela, a copertura dei costi per l’erogazione dei servizi di distribuzione,trasmissione, misura e dispacciamento e derivanti dall’applicazione degli onerigenerali di sistema),()( 2;2;2; PFTEETT DAPRDADA +×=),(3; PFT DA = Quota parte della tariffa 3;DAT , espressa in [€], applicata ai clienti finali domesticiin D3 in regime di maggior tutela, a copertura dei costi fissi per l’erogazione deiservizi di distribuzione, trasmissione, misura e dispacciamento e a copertura dellecomponenti fisse [e potenza] relative agli oneri generali di sistema( ) ),(),(),(3),(3; PFUCPFAPFDCPFT ADTMDA ++=)(3; ET DA = Corrispettivo unitario della tariffa 3;DAT , espresso in [c€/kWh], applicato aiclienti finali domestici in D3 in regime di maggior tutela, a copertura dei costivariabili per l’erogazione dei servizi di distribuzione, trasmissione, misura edispacciamento e a copertura delle componenti variabili relative agli onerigenerali di sistema( ) ( ) MCTEUCEAEMTCEDCET AdispDTMDA ++++= )()()()(3)(3;3;DAT = Tariffa, espressa in [€], applicata ai clienti finali domestici in D3 in regime dimaggior tutela, a copertura dei costi per l’erogazione dei servizi di distribuzione,trasmissione, misura e dispacciamento e a copertura degli oneri generali disistema.),()( 3;3;3; PFTEETT DAPRDADA +×=3.6 Tariffa B: Altri clienti finali in regime di maggior tutela),( PFTB = Quota parte della tariffa BT , espressa in [€], applicata ai clienti finali nondomestici in regime di maggior tutela, a copertura dei costi fissi per l’erogazionedei servizi di distribuzione, trasmissione, misura e dispacciamento nonché acopertura delle componenti fisse [e potenza] relative agli oneri generali disistema( ) ),(),(),(),( PFUCPFAPFNDCPFT BDTMB ++=)(ETB = Corrispettivo unitario della tariffa BT , espresso in [c€/kWh], applicato ai clientifinali in regime di maggior tutela, a copertura dei costi variabili per l’erogazionedei servizi di distribuzione, trasmissione, misura e dispacciamento e a coperturadegli oneri generali di sistema( ) ( ) MCTEUCEAEMTCENDCET BdispDTMB ++++= )()()()()( 22.
22BT = Tariffa, espressa in [€], applicata ai clienti finali in regime di maggior tutela, acopertura dei costi per l’erogazione dei servizi di distribuzione, trasmissione,misura e dispacciamento e a copertura degli oneri generali di sistema),()( PFTEETT BPRBB +×=3.7 Tariffa C: Clienti finali domestici [con Tariffa D2, D3] sul mercato libero),(2; PFT DC = Quota parte della tariffa 2;DCT , espressa in [€], applicata ai clienti finali domesticiin D2 sul mercato libero, a copertura dei costi fissi per l’erogazione dei servizi ditrasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento e a copertura dellecomponenti fisse [e potenza] relative agli oneri generali di sistema( ) ),(),(),(2),(2; PFUCPFAPFDCPFT CDTMDC ++=)(2; ET DC = Corrispettivo unitario della tariffa 2;DCT , espresso in [c€/kWh], applicato aiclienti finali domestici in D2 sul mercato libero, a copertura dei costi variabiliper l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura edispacciamento e a copertura degli oneri generali di sistema( ) ( ) MCTEUCEAELIBCEDCET CdispDTMDC ++++= )()()()(2)(2;2;DCT = Tariffa, espressa in [€], applicata ai clienti finali domestici in D2 sul mercatolibero, a copertura dei costi per l’erogazione dei servizi di trasmissione,distribuzione, misura e dispacciamento e a copertura degli oneri generali disistema),()( 2;2;2; PFTEETT DCPRDCDC +×=),(3; PFT DC = Quota parte della tariffa 3;DCT , espressa in [€], applicata ai clienti finali domesticiin D3 sul mercato libero, a copertura dei costi fissi per l’erogazione dei servizi ditrasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento e a copertura dellecomponenti fisse [e potenza] relative agli oneri generali di sistema( ) ),(),(),(3),(3; PFUCPFAPFDCPFT CDTMDC ++=)(3; ET DC = Corrispettivo unitario della tariffa 3;DCT , espresso in [c€/kWh], applicato aiclienti finali domestici in D3 sul mercato libero, a copertura dei costi variabiliper l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura edispacciamento e a copertura degli oneri generali di sistema( ) ( ) MCTEUCEAELIBCEDCET CdispDTMDC ++++= )()()()(3)(3;3;DCT = Tariffa, espressa in [€], applicata ai clienti finali domestici in D3 sul mercatolibero, a copertura dei costi per l’erogazione dei servizi di trasmissione, 23.
23distribuzione, misura e dispacciamento e derivanti dall’applicazione degli onerigenerali di sistema),()( 3;3;3; PFTEETT DCPRDCDC +×=3.8 Tariffa D: Altri clienti finali sul mercato libero o in regime di salvaguardia),( PFTD = Quota parte della tariffa DT , espressa in [€], applicata ai clienti finali sul mercatolibero o in regime di salvaguardia, a copertura dei costi fissi per l’erogazione deiservizi di trasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento nonché acopertura delle componenti fisse [e potenza] relative agli oneri generali disistema( ) ),(),(),(),( PFUCPFAPFNDCPFT DDTMD ++=)(ETD = Corrispettivo unitario della tariffa DT , espresso in [c€/kWh], applicato ai clientifinali sul mercato libero o in regime di salvaguardia, a copertura dei costivariabili per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura edispacciamento nonché a copertura degli oneri generali di sistema( ) ( ) MCTEUCEAELIBCENDCET DdispDTMD ++++= )()()()()(DT = Tariffa, espressa in [€], applicata ai clienti finali sul mercato libero o in regime disalvaguardia, a copertura dei costi per l’erogazione dei servizi di trasmissione,distribuzione, misura e dispacciamento e derivanti dall’applicazione degli onerigenerali di sistema),()( PFTEETT DPRDD +×=4. Modelli di calcolo per la determinazione del contributo in conto scambio (Cs ) ai sensi dell’articolo 10 del TISPCome evidenziato nelle premesse, i criteri puntuali di determinazione da parte del GSE delcontributo in conto scambio (Cs ) riguardano:• la determinazione e la regolazione del contributo in conto scambio (Cs ) aconguaglio su base annuale solare;• la determinazione e la regolazione periodica del contributo in conto scambio (Cs ) in acconto;• i criteri di calcolo nei casi in cui ad un unico punto di scambio risultanocollegati più impianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto alservizio di SSP. 24.
244.1 DefinizioniSi riportano di seguito le definizioni utilizzate all’interno del documento rilevanti per ladeterminazione del contributo in conto scambio (Cs ):mPRE ; = Energia elettrica mensilmente prelevata espressa in [kWh] [dato da richiederecon frequenza mensile e da verificare annualmente con il soggetto responsabiledella raccolta, rilevazione e registrazione delle misure]; tale valore è aumentatodi un fattore percentuale, secondo le stesse modalità previste dall’articolo 76,comma 76.1, lettera b), della deliberazione ARG/elt 107/09PRE = Energia elettrica annualmente prelevata espressa in [kWh] [dato da richiederecon frequenza annuale e dettaglio mensile al soggetto responsabile dellaraccolta, rilevazione e registrazione delle misure]mPRmPR EE ;121∑==mIE ; = Energia elettrica mensilmente prodotta e immessa in rete espressa in [kWh][dato da richiedere con frequenza mensile al soggetto responsabile dellaraccolta, rilevazione e registrazione dell’energia elettrica immessa in rete]; talevalore è aumentato di un fattore percentuale, nel caso di punti di immissione inbassa tensione ed in media tensione, secondo le stesse modalità previstedall’articolo 76, comma 76.1, lettera a), della deliberazione ARG/elt 107/09hImeseorenhmI EE ;;1; ∑°==IE = Energia elettrica annualmente prodotta e immessa in rete espressa in [kWh][dato da richiedere con frequenza annuale e dettaglio mensile - al soggettoresponsabile della raccolta, rilevazione e registrazione dell’energia elettricaimmessa in rete]mImI EmE ;121∑==bioPRE ; = Energia elettrica annualmente prelevata dalla rete nella sola fascia F1 ovveronelle fasce F2,3 espressa in [kWh] [dato da richiedere con frequenza annuale edettaglio mensile al soggetto responsabile della raccolta, rilevazione eregistrazione dell’energia elettrica immessa in rete]fPRE ; = Energia elettrica annualmente prelevata dalla rete nella generica fascia f (F1,F2 o F3) espressa in [kWh] [dato da richiedere con frequenza annuale edettaglio mensile al soggetto responsabile della raccolta, rilevazione eregistrazione dell’energia elettrica immessa in rete]SE = Energia elettrica annualmente scambiata con la rete espressa in [kWh] 25.
25[ ]IPRS EEE ;min=FE = Energia elettrica fatturata dall’impresa di vendita espressa in [kWh] [dato darichiedere per anno di competenza all’impresa di vendita]EIC = Valorizzazione, espressa in euro[€], dell’energia elettrica annualmente prodottae immessa in rete dall’impianto nella titolarità/disponibilità dell’USSPhMGPZP ,_ = Prezzo orario zonale di mercato [€/kWh]fimMGPZP ,,_ = Prezzo medio aritmetico dei prezzi zonali orari di cui all’articolo 30, comma30.4, lettera b), della deliberazione n. 111/06, determinato per singola fasciaoraria fi su base mensile [€/kWh]mMGPZP ;_ = Prezzo medio aritmetico dei prezzi zonali orari di cui all’articolo 30.4 letterab), della deliberazione n. 111/06, determinato su base mensile [€/kWh]mMGPZP ;20_8,_ = Prezzo medio aritmetico dei prezzi zonali orari di cui all’articolo 30.4 lettera b),della deliberazione n. 111/06 delle sole ore di mercato ricomprese tra l’ottava ela ventesima ora determinato su base mensile [€/kWh]mUSC , = Quota parte unitaria variabile dell’onere mensile sostenuto dall’USSP per ilpagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento, espressa in [c€/kWh], eche include, ove previsto, gli oneri generali di sistema (componenti A e UC))(; itrUSC = Quota parte unitaria variabile dell’onere trimestralmente sostenuto dall’USSPper il pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento, espressa in[c€/kWh].USC = Quota parte unitaria variabile dell’onere annualmente sostenuto dall’USSP peril pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento, espressa in [c€/kWh],e che include, per le sole fonti rinnovabili, gli oneri generali di sistema(componenti A e UC) e non la componente tariffaria MCT)( jUS UPC = Quota parte unitaria variabile dell’onere annualmente sostenuto dall’USSP peril pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento, espressa in [c€/kWh],e che include, per le sole fonti rinnovabili, gli oneri generali di sistema(componenti A e UC) e non la componente tariffaria MCT, afferente all’unitàproduttiva j-esima sottesa al punto di scambioPRO = Onere totale, espresso in euro [€], annualmente sostenuto per l’acquistodell’energia elettrica prelevata al netto di IVA e delle altre imposte (accise eaddizionali), riferiti all’anno solare di riferimento4(anno a)4Pari alla somma dei totali delle bollette emesse nell’anno solare di riferimento. 26.
26)( FPR EO = Quota parte energia dell’onere totale, espresso in euro [€], annualmentesostenuto per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata al netto delle impostecosì come fatturata da parte dell’IdVEO = Quota parte energia, espressa in euro [€], dell’onere totale annualmentesostenuto per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata calcolata sottraendoall’onere PRO gli oneri associati ai servizi di trasporto, misure e dispacciamentocomprensivi delle relative componenti fisse e variabili (Euro/kWh, Euro/anno,Euro/kW) annuali, nonché gli oneri generali (componenti A e UC) e gli onericorrispondenti all’applicazione della componente tariffaria MCTFIVA = Totale dell’imposta sul valore aggiunto, espressa in euro [€], fatturata dall’IdVal cliente finale sul totale imponibile determinato su base annuale solareFIMP = Totale delle altre imposte (accisa, addizionale enti locali), espressa in euro [€],fatturata dall’IdV al cliente finale sul totale imponibile determinato su baseannuale solareSC = Contributo in conto scambio è l’ammontare, espresso in euro [€], chegarantisce, al più, l’equivalenza tra quanto pagato dall’utente dello scambio,limitatamente alla quantità di energia elettrica prelevata, ed il valoredell’energia elettrica immessa in rete per il tramite di un punto di scambioirC , = Credito, espresso in [€], maturato alla fine del generico anno i-simo,dall’USSP, derivante dalla maggiore valorizzazione dell’energia elettricaannualmente prodotta ed immessa in rete EIC rispetto alla quota partedell’onere EOsemICs _ = Contributo in conto scambio “in acconto del primo semestre”, espresso in euro[€]semIICs _ = Contributo in conto scambio “in acconto del secondo semestre”, espresso ineuro [€]dP = Potenza disponibile; è la massima potenza, espressa in [kW], prelevabile in unpunto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato; essa coincide conla potenza per la quale è stato corrisposto il contributo di allacciamentoiP = Potenza impegnata; è il livello di potenza, espressa in [kW], indicato neicontratti, reso disponibile dall’esercente ove siano presenti dispositivi limitatoridi potenza, ovvero il valore massimo della potenza prelevata nel mese, per glialtri casiiUP = L’Unità Produttiva i-sima è l’insieme dei gruppi di generazione, nellatitolarità/disponibilità dello stesso soggetto, che utilizzano la stessa fonteprimaria di alimentazione e che condividono il medesimo punto di connessione[scambio] che si avvale del servizio di SSP 27.
27mistopunto _ = E’ un punto di connessione alla rete con obbligo di connessione a terzicaratterizzato dalla compresenza di una o più unità produttive in immissione edi uno in prelievo (avvengono immissione e prelievo)prelievopunto _ = E’ un punto di connessione alla rete con obbligo di connessione a terzicaratterizzato dalla presenza di uno in prelievo.immissionepunto _ = E’ un punto di connessione alla rete con obbligo di connessione a terzicaratterizzato dalla presenza di uno o più unità produttive.4.2 Contributo in conto scambio (Cs ) su base annualeLe determinazioni dei corrispettivi per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura inprelievo, dei corrispettivi di dispacciamento in prelievo e degli oneri generali di sistema sononecessarie per il ristoro degli oneri sostenuti da ciascun USSP ammesso al riconoscimento delcontributo (Cs ) per la totale energia elettrica scambiata. In particolare, mentre la quota energia deisingoli corrispettivi rileva per il calcolo della parte unitaria variabile USC , le relative componentifisse rilevano per la determinazione della parte energia dell’onere EO sostenuto dall’USSP perl’acquisto di energia elettrica prelevata (calcolato per differenza sul totale onere in prelievo PRO ).Inoltre, la copertura degli oneri generali di sistema è prevista esclusivamente per USSP nellacui titolarità e/o disponibilità è ricompreso un impianto di produzione alimentato da FER.Ai fini della regolazione dello SSP a conguaglio annuale, nel caso in cui i valori unitari deicorrispettivi costitutivi del termine USC siano aggiornati nel corso del periodo di regolazione, perogni singolo corrispettivo viene considerata la media aritmetica dei valori relativi al periodo a cuila predetta regolazione si riferisce.In particolare, il GSE aggiornerà nei propri archivi, in acconto e annualmente a conguaglio, letabelle “prezzi – corrispettivi” da utilizzare per eseguire i calcoli così come precedentementecondivise con la Direzione Mercati dell’Autorità.Al contrario, la valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete EIC , è da intendersicome sommatoria di calcoli con dettaglio orario ottenuti dalla valorizzazione dell’energia elettricaimmessa in rete.Drivers individuati per il calcoloLa metodologia di determinazione del contributo (Cs ) non è univocamente definibile per idifferenti USSP, conseguentemente, di seguito, s’individuano i drivers in ingresso al modello dicalcolo:• Approvvigionamento dell’energia elettrica in prelievo da parte del clientefinale:a) Clienti finali domestici in regime di maggior tutela [con tariffa D2, D3];b) Altri clienti finali in regime di maggior tutela;c) Clienti finali domestici sul mercato libero [con tariffa D2, D3];d) Altri clienti finali sul mercato libero o in regime di salvaguardia. 28.
28• Tipologia di cliente finale ai sensi dell’art. 2, comma 2.2, del TIT:a) Utenze domestiche in bassa tensione (BT) (art.2, comma 2.2, lettera a);b) Utenze in BT di illuminazione pubblica (art.2, comma 2.2, lettera b)c) Altre Utenze non domestiche in BT (art.2, comma 2.2, lettera c);d) Utenza in media tensione (MT) di illuminazione pubblica (art.2, comma 2.2,lettera d)e) Altre Utenze in MT (art.2, comma 2.2, lettera e);f) Utenze in AT e AAT fino a 220 kV (art.2, comma 2.2, lettera f).g) Utenze in AAT superiore a 220 kV (art.2, comma 2.2, lettera g)• Potenza disponibile ed impegnata in prelievo dal cliente finale:bassa tensionea) Potenza disponibile (Pd) fino a 16,5 kW e potenza impegnata (Pi) fino a 1,5 kW;b) Potenza disponibile (Pd) fino a 16,5 kW e potenza impegnata (Pi) maggiore di1,5 kW e fino a 3 kW;c) Potenza disponibile (Pd) fino a 16,5 kW e potenza impegnata (Pi) maggiore di 3kW e fino a 6 kW;d) Potenza disponibile (Pd) fino a 16,5 kW e potenza impegnata (Pi) maggiore di 6kW e fino a 10 kW;e) Potenza disponibile (Pd) fino a 16,5 kW e potenza impegnata (Pi) maggiore di 10kW e fino a 16,5 kW;f) Potenza disponibile (Pd) maggiore di 16,5 kW e potenza impegnata (Pi) fino a1,5 kW;g) Potenza disponibile (Pd) maggiore di 16,5 kW e potenza impegnata (Pi)maggiore di 1,5 kW.media tensioneh) Potenza disponibile (Pd) fino a 100 kW;i) Potenza disponibile (Pd) maggiore di 100 kW e fino a 500 kW e potenzaimpegnata (Pi) fino a 100 kW;j) Potenza disponibile (Pd) maggiore di 100 kW e fino a 500 kW e potenzaimpegnata (Pi) maggiore di 100 kW;k) Potenza disponibile (Pd) maggiore di 500 kW e potenza impegnata (Pi) fino a100 kW;l) Potenza disponibile (Pd) maggiore di 500 kW e potenza impegnata (Pi) maggioredi 100 kW.alta e altissima tensionem) Potenza impegnata (Pi) in AT o AAT (fino a 220 kV) fino a 1.000 kW;n) Potenza impegnata (Pi) in AT o AAT (fino a 220 kV) maggiore di 1.000 kW efino a 5.000 kW;o) Potenza impegnata (Pi) in AT o AAT (fino a 220 kV) maggiore di 5.000 kW efino a 10.000 kW;p) Potenza impegnata (Pi) in AT o AAT (fino a 220 kV) oltre i 10.000 kW; 29.
29q) Potenza impegnata (Pi) in AAT (superiore a 220 kV) fino a 1.000 kW;r) Potenza impegnata (Pi) in AAT (superiore a 220 kV) maggiore di 1.000 kW efino a 5.000 kW;s) Potenza impegnata (Pi) in AAT (superiore a 220 kV) maggiore di 5.000 kW efino a 10.000 kW;t) Potenza impegnata (Pi) in AAT (superiore a 220 kV) oltre i 10.000 kW.• Scaglioni di consumo per i clienti domestici in tariffa D2, D3:a) Consumo annuo fino a 1.800 kWh;b) Consumo annuo maggiore di 1.800 kWh e fino a 2.640 kWh;c) Consumo annuo maggiore di 2.640 kWh e fino a 4.440 kWh;d) Consumo annuo oltre i 4.440 kWh.• Tipologia di impianto di produzione nella titolarità/disponibilità dell’USSP erelativa zona di mercato di appartenenza:a) Impianto di produzione alimentato a fonti rinnovabili (FER);b) Impianto di produzione in assetto cogenerativo ad alto rendimento (CAR).ZONAMERCATONORD CNORD SICI SARD CSUD SUDTIPOLOGIAIMPIANTOFER FER FER FER FER FERCAR CAR CAR CAR CAR CARGli impianti ricompresi nell’ambito dello scambio sul posto ubicati sulle isoleminori, così come definite dalla legge n. 10 del 1991, non sono ricompresi, ai finicommerciali, nelle zone di mercato indicate in tabella.• Gestione delle eccedenze:a) Valorizzazione opzionale “a credito” o “a ricavo” delle eccedenze per impianti diproduzione alimentati a fonti rinnovabili (FER) ai sensi dell’art. 27, comma 45,della legge n. 99/09;b) Valorizzazione opzionale “a credito” o “a ricavo” delle eccedenze per impianti diproduzione in assetto cogenerativo ad alto rendimento (CAR).4.3 Determinazione del termine EOAi sensi dell’articolo 5, comma 5.4 del TISP, il GSE calcola, per ciascun USSP, la parteenergia EO , espressa in [€], dell’onere sostenuto dal medesimo utente per l’acquisto dell’energiaelettrica prelevata, calcolata sottraendo all’onere PRO , gli oneri associati ai servizi di trasporto e didispacciamento comprensivi delle relative componenti fisse nonché gli oneri generali e gli onericorrispondenti all’applicazione della componente tariffaria MCT. 30.
30L’onere sostenuto dall’utente dello scambio, espresso in €, per l’approvvigionamentodell’energia elettrica prelevata, su base annuale, deve risultare evidente dalle fatture che l’impresadi vendita trasmette al proprio cliente oltre che al GSE, qualora esplicitamente richiesto. Tale onereè pari alla somma dei totali delle bollette emesse nell’anno solare di riferimento per ladeterminazione del contributo in conto scambio. Nel caso in cui l’USSP sia un cliente non dotato dipartita IVA, l’onere PRO sostenuto dall’USSP viene espresso in € al lordo dell’IVA e delle accise. Intutti gli altri casi, l’onere PRO sostenuto dall’utente dello scambio viene espresso in € al lordo delleaccise e al netto dell’IVA.Tale onere, varia per ogni tipologia di cliente finale/USSP:a) USSP domestico [con Tariffa D2/D3] in regime di maggior tutela;b) Altri USSP in maggior tutela;c) USSP domestico [con Tariffa D2/D3] sul mercato libero;d) Altri USSP sul mercato libero o in regime di salvaguardia.Per il calcolo dell’OE di ciascun USSP, il GSE utilizzerà esclusivamente i seguenti dati inviati dalleIdV di competenza nel flusso informativo annuale descritto al paragrafo 2.2:ACCISETOO PRE +−= (USSP dotato di partita IVA)IVAACCISETOO PRE ++−= (USSP non dotato di partita IVA)dove:T = Tariffa, espressa in [€], applicata all’USSP nell’anno solare di riferimento etrasmessa dall’impresa di vendita al GSE nel tracciato predisposto. In questa tariffadevono essere incluse tutte le componenti fisse e variabili (Euro/kWh, Euro/anno,Euro/kW) riferite a trasmissione, distribuzione, dispacciamento, misura e tutte lecomponenti relative ai costi generali di sistema A e UC (componenti in quotaenergia, componenti fisse e in quota potenza)ACCISE = Imposte addizionali e regionali, espresse in [€], applicate all’USSP nell’anno solaredi riferimento e trasmesse dall’impresa di vendita al GSEIVA = IVA, espressa in [€], pari alla somma dell’IVA applicata all’USSP nell’anno solaredi riferimento e trasmessa dall’impresa di vendita al GSE nell’anno contabile inesame.A) CLIENTI/USSP DOMESTICI IN REGIME DI MAGGIOR TUTELA [CON TARIFFAD2 E D3]Clienti Finali con Tariffa D2.2;DAPRE TOO −=Clienti finali con Tariffa D3. 31.
313;DAPRE TOO −=B) ALTRI CLIENTI/USSP IN REGIME DI MAGGIOR TUTELABPRE TOO −=C) CLIENTI/USSP DOMESTICI SUL MERCATO LIBERO [CON TARIFFA D2 E D3]Clienti finali con Tariffa D2.2;DCPRE TOO −=Clienti finali con Tariffa D3.3;DCPRE TOO −=D) ALTRI CLIENTI/USSP SUL MERCATO LIBERO O IN REGIME DI SALVAGUARDIADPRE TOO −=In tutte le casistiche, se l’utente dello scambio sul posto è un comune con popolazione fino a20.000 residenti ovvero il Ministero della Difesa l’ EO è pari alla sommatoria degli EO dei punti diprelievo, ivi inclusi i punti di connessione misti, ricompresi nella convenzione:∑+° mistiprepuntinyyEO_4.4 Determinazione del controvalore dell’energia elettrica immessa EICAi sensi dell’articolo 5, comma 5.2 del TISP, il GSE, ai fini del calcolo del contributo per loscambio sul posto Cs , associa all’energia elettrica immessa un controvalore EIC , espresso in [€],pari a:a) Per gli impianti per i quali si ha la disponibilità della rilevazione delle misuredell’energia elettrica immessa su base oraria ovvero una ricostruzione o una stima con ilmedesimo dettaglio:la sommatoria oraria dei quantitativi di energia elettrica annualmente immessa in rete nell’anno (a)moltiplicate per i prezzi zonali orari di cui all’articolo 30, comma 30.4, lettera b), delladeliberazione n. 111/06 registrati nel medesimo anno (per impianti connessi a reti non interconnessesi applicano a decorrere dal 1° gennaio 2010 i prezzi di cui all’articolo 30, comma 30.4, lettera c)della deliberazione n. 111/06 ovvero il PUN- Prezzo Unico Nazionale). 32.
32][ ,_,)(,1hMGPZhIaannoorenEI PEhC ⋅= ∑°b) Per gli impianti per i quali si ha la disponibilità della rilevazione delle misuredell’energia elettrica immessa per fasce orarie ovvero una ricostruzione o una stima conil medesimo dettaglio:la sommatoria su base annuale, nell’anno (a), determinata per fasce dei quantitativi di energiaelettrica mensilmente immessa in rete per ogni singola fascia oraria nel mese (m) moltiplicate per lamedia aritmetica annuale dei prezzi zonali orari di cui all’articolo 30 comma 30.4, lettera b), delladeliberazione n. 111/06, determinato per singola fascia nel medesimo mese5(per impianti connessia reti non interconnesse si applicano a decorrere dal 1° gennaio 2010 i prezzi di cui all’articolo 30,comma 30.4, lettera c) della deliberazione n. 111/06 ovvero il PUN- Prezzo Unico Nazionale).])([ )(;;_,31121ifmMGPZmIEI PfiEfimC ⋅= ∑∑c) Per gli impianti differenti di quelli di cui alla lettera a) e b) non fotovoltaici:la sommatoria su base annuale, nell’anno (a), della quantità di energia elettrica mensilmenteimmessa in rete nel mese (m) moltiplicata per la media aritmetica mensile dei prezzi zonali orari dicui all’articolo 30, comma 30.4, lettera b), della deliberazione n. 111/06 registrati nel medesimomese (per impianti connessi a reti non interconnesse si applicano a decorrere dal 1° gennaio 2010 iprezzi di cui all’articolo 30, comma 30.4, lettera c) della deliberazione n. 111/06 ovvero il PUN-Prezzo Unico Nazionale).][ ;_;121mMGPZmIEI PEmC ⋅= ∑d) Per gli impianti differenti di quelli di cui alla lettera a) e b) fotovoltaici:la sommatoria su base annuale, nell’anno (a), della quantità di energia elettrica mensilmenteimmessa in rete nel mese (m) moltiplicata per la media aritmetica mensile dei prezzi zonali orari dicui all’articolo 30, comma 30.4, lettera b) delle sole ore di mercato ricomprese tra l’ottava e laventesima ora , della deliberazione n. 111/06 registrati nel medesimo mese (per impianti connessi areti non interconnesse si applicano a decorrere dal 1° gennaio 2010 i prezzi di cui all’articolo 30,comma 30.4, lettera c) della deliberazione n. 111/06 ovvero il PUN- Prezzo Unico Nazionale).5Non saranno gestiti prezzi “infra-mese”, ovvero il prezzo medio aritmetico non terrà conto dell’effettiva entrata inesercizio dell’impianto, ma esclusivamente sarà calcolato come prezzo medio aritmetico registrato sul mercatonell’intero mese in cui l’impianto è entrato in esercizio commerciale. 33.
33][ ;20_8,_;121mMGPZmIEI PEmC ⋅= ∑Le ore F1 e F2 sono definite con provvedimenti dell’Autorità; conseguentemente le formule dideterminazione del termine EIC potranno essere riviste a seguito di interventi regolatori da partedella medesima Autorità.Per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nel caso in cui l’utente dello scambio sulposto sia un comune con popolazione fino a 20.000 residenti ovvero il Ministero della Difesa, ilcontrovalore EIC , così come calcolato ai precedenti punti è pari alla sommatoria dei EIC dei puntidi immissione, ivi inclusi i punti di connessione misti , ricompresi nella convenzione∑+° mistiimmpuntinzzEIC_4.5 Determinazione della parte unitaria variabile dell’onere sostenuto dall’USSPper il pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento USCAi sensi dell’articolo 5, comma 5.3 del TISP, il GSE calcola, per ciascun USSP, la parteunitaria variabile dell’onere sostenuto dal medesimo utente per il pagamento dei servizi di trasportoe di dispacciamento, espressa in [c€/kWh], ottenuta sommando algebricamente la quota energia deicorrispettivi previsti rispettivamente dal Testo Integrato Trasporto e dalla deliberazione n. 111/06.Il calcolo esclude la componente MCT e, solo nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili,include le componenti tariffarie A e UC.Per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nel caso in cui l’utente dello scambio sul postosia un comune con popolazione fino a 20.000 residenti ovvero il Ministero della Difesa, ilcorrispettivo unitario USC è determinato solo per i punti di connessione misti e si applicano leformule di seguito descritte ad ogni singolo punto di connessione misto.CLIENTI FINALI / USSP NON DOMESTICIAi fini della regolazione dello SSP a conguaglio annuale, nel caso di USSP che sono clienti finalinon domestici per tutto l’anno di riferimento, qualora i valori unitari dei corrispettivi costitutivi deltermine )(NDCUS siano aggiornati nel corso del periodo di regolazione, per ogni singolocorrispettivo viene considerata la media aritmetica dei valori relativi al periodo a cui la predettaregolazione si riferisce, dunque, in tutte le formule descritte di seguito, i valori dei corrispettivicostitutivi del suddetto termine, riferito all’anno solare, saranno determinati come media aritmeticadei rispettivi valori mensili mUSC ;12)(;121mUSmUSCNDC∑== 34.
34CLIENTI FINALI / USSP DOMESTICIAi fini della regolazione dello SSP a conguaglio annuale, nel caso di USSP che sono clienti finalidomestici per tutto l’anno di riferimento, qualora i valori unitari dei corrispettivi costitutivi deltermine )(DCUS siano aggiornati nel corso del periodo di regolazione, ad esempio nell’ambitodell’aggiornamento trimestrale tariffario, saranno considerati i valori medi assunti daicorrispettivi costitutivi durante il periodo di regolazione.In particolare per le suddette casistiche è possibile avere valori differenti dei corrispettivicostitutivi differenziati per scaglioni di consumo.Per ogni singolo scaglione di consumo annuo j-simo viene calcolato il termine )(; jscaglioneUSmC comemedia aritmetica dei valori trimestralmente assunti )();(_ jscaglioneitrUSC dai corrispettivi regolatidurante il trimestre a cui la predetta regolazione si riferisce;4)();(_41)(;jscaglioneitrUSijscaglioneUSmCC∑==mentre il termine )(DCUS è calcolato come media dei valori )(; jscaglioneUSmC ponderata perl’energia elettrica scambiata SE che incide su ogni singolo scaglione di consumo j-simo annuo apartire dallo scaglione di consumo più alto (valori relativi agli scaglioni di consumo compresi tra itermini Epr – Es ed Epr).[ ]sjscaglioneSjscaglioneUSmscaglioninjUSEECDC)(;)(;.1)(×=∑=CLIENTI FINALI / USSP DOMESTICI CHE PASSANO AD UNA TIPOLOGIATARIFFARIA NON DOMESTICA NEL CORSO DELL’ANNO SOLARE O VICEVERSAAi fini della regolazione dello SSP a conguaglio annuale, nel caso di USSP che sono clienti finalidomestici per un solo periodo ricompreso nell’anno solare di riferimento e che per il restanteperiodo dell’anno solare sono clienti finali non domestici ai fini del calcolo del termine USC si faràesclusivo riferimento alla tipologia contrattuale di inizio del medesimo anno solare.Tale corrispettivo unitario varia per ogni tipologia di cliente finale/USSP, e varia anche in relazionealla tipologia di impianto nella rispettiva titolarità/disponibilità :a) USSP domestico [con Tariffa D2/D3] in regime di maggior tutela;b) Altri USSP in maggior tutela;c) USSP domestico [con Tariffa D2/D3] sul mercato libero;d) Altri USSP sul mercato libero o in regime di salvaguardia.TIPOLOGIAIMPIANTOTIPOLOGIA CLIENTI FINALIFER Clienti tipo A Clienti tipo B Clienti tipo C Clienti tipo DCAR Clienti tipo A Clienti tipo B Clienti tipo C Clienti tipo D 35.
35A) CLIENTI FINALI / USSP DOMESTICI IN MAGGIOR TUTELA [CON TARIFFA D2 ED3]Clienti finali con Tariffa D2 - Impianti alimentati a fonti rinnovabiliMCTETC DAUS −= )(2;Clienti finali con Tariffa D2 - Impianti cogenerativi ad alto rendimento])()([)(2; MCTEUCEAETC ADAUS ++−=Clienti finali con Tariffa D3 - Impianti alimentati a fonti rinnovabiliMCTETC DAUS −= )(3;Clienti finali con Tariffa D2 - Impianti cogenerativi ad alto rendimento])()([)(3; MCTEUCEAETC ADAUS ++−=B) ALTRI CLIENTI FINALI / USSP IN MAGGIOR TUTELAImpianti alimentati a fonti rinnovabiliMCTETC BUS −= )(Impianti cogenerativi ad alto rendimento])()([)( MCTEUCEAETC BBUS ++−=C) CLIENTI FINALI / USSP DOMESTICI SUL MERCATO LIBERO [CON TARIFFA D2E D3]Clienti finali con Tariffa D2 - Impianti alimentati a fonti rinnovabiliMCTETC DCUS −= )(2;Clienti finali con Tariffa D2 - Impianti cogenerativi ad alto rendimento])()([)(2; MCTEUCEAETC CDCUS ++−=Clienti finali con Tariffa D3 - Impianti alimentati a fonti rinnovabiliMCTETC DCUS −= )(3;Clienti finali con Tariffa D3 - Impianti cogenerativi ad alto rendimento])()([)(3; MCTEUCEAETC CDCUS ++−= 36.
36D) ALTRI CLIENTI FINALI / USSP SUL MERCATO LIBERO O IN REGIME DISALVAGUARDIAImpianti alimentati a fonti rinnovabiliMCTETC DUS −= )(Impianti cogenerativi ad alto rendimento])()([)( MCTEUCEAETC DDUS ++−=4.6 Determinazione del contributo in conto scambio CsAi sensi dell’articolo 5, comma 5.5 del TISP, il GSE calcola, per ciascun USSP, il contributoin conto scambio Cs espresso in [€], pari alla somma del:• minor valore tra il termine EIC e il termine EO ;• prodotto tra il termine USC e l’energia elettrica scambiata.In generale, al primo anno di determinazione del contributo:[ ] SUSEIES ECCOC ×+= ;minNel caso in cui, nel generico anno i-simo dovesse risultare: iEO ; < iEIC ; ;la differenza, =irC , [ iEIC ; – iEO ; ], determina un credito che a seconda della scelta dell’ USSP, subase annua, può essere riportato per gli anni a seguire o può essere corrisposto dal GSE comeliquidazione dell’energia elettrica eccedentaria. Tale scelta su base annua può essere esercitata entroe non oltre il 31 gennaio dell’anno successivo a quello di riferimento.Per gli impianti alimentati a fonti rinnovabili, nel caso in cui l’utente dello scambio sul postosia un comune con popolazione fino a 20.000 residenti o il Ministero della Difesa, il contributo SC ècosì determinato:)(;min___kSmistipuntinkkUSmistiimmpuntinzEImistiprepuntinyES ECCOC zy×+⎥⎦⎤⎢⎣⎡= ∑∑∑°+°+°Nel caso in cui, nel generico anno i-simo dovesse risultare: ∑+° mistiprepuntinyyiEO_; < ∑+° mistiimmpuntinzziEIC_; ;la differenza, ⎥⎦⎤−⎢⎣⎡= ∑∑+°+° mistiimmpuntinzziEImistiprepuntinyyiEir COC_;_;, , determina un credito che a seconda della sceltadell’ USSP può essere riportato per gli anni a seguire o può essere corrisposto dal GSE comeliquidazione dell’energia elettrica eccedentaria.VALORIZZAZIONE “A CREDITO” DELLE ECCEDENZEPer gli impianti alimentati da fonti rinnovabili o nel caso di impianti cogenerativi ad altorendimento per i quali l’USSP ha optato per la gestione a credito, le eventuali eccedenze sono 37.
37riportate a credito per gli anni solari successivi (anno i+1; i+2, etc.) a quello a cui la produzione èriferita (anno i).Tale credito “a saldo” irC , , o parte di esso, può essere utilizzato solo se nell’anno j (con j > i)in cui il termine jEIC ; sia inferiore al termine jEO ; e comunque, ogni anno, limitatamente alladifferenza jEIjE CO ,, − .Dunque, per il generico anno j, il contributo in conto scambio jSC , è determinato pari a:[ ] { } jSjUSjEIjEjrjEIjEjS ECCOCCOC ,,,,1,,,, ];min[;0max;min ×+−+= − ,dove il termine 1, −jrC indica il credito annuale “a saldo” riportabile pari a:[ ]1,1,2,1, ;0max −−−− −+= jEjEIjrjr OCCCPer gli impianti alimentati a fonti rinnovabili, nel caso in cui l’utente dello scambio sul postosia un comune con popolazione fino a 20.000 residenti o il Ministero della Difesa, per il genericoanno j, il contributo in conto scambio jSC , è determinato pari a:( )∑∑∑∑∑°+°+°−+°+°×+⎪⎭⎪⎬⎫⎪⎩⎪⎨⎧⎥⎦⎤⎢⎣⎡−+⎥⎦⎤⎢⎣⎡=mistipuntinkjSjUSmistiimmpuntinzzjEImistiprepuntinyyjEjrmistiimmpuntinzzjEImistiprepuntinyyjEjS kkECCOCCOC_,,_,_,1,_,_,, ;min;0max;minNel caso in cui l’USSP, entro il 31 gennaio dell’anno successivo a quello di riferimento(anno i), esercitasse la facoltà di richiedere al GSE la valorizzazione “in liquidazione delleeccedenze” come specificato nel punto successivo, il credito “a saldo” irC , sarà posto uguale a zero.Inoltre, per i soli impianti alimentati a fonti rinnovabili in regime di scambio sul posto aisensi della delibera AEEG n. 28/06, qualora al 31 dicembre 2008 vi sia un saldo annualeriportabile SR positivo, a tale quantità di energia elettrica il GSE attribuisce un controvaloreunitario pari alla media aritmetica nazionale dei valori dei prezzi zonali orari, di cui all’articolo 30,comma 30.4, lettera b), della deliberazione n. 111/06, riferiti al 2008.Tale controvalore è considerato ai fini del calcolo del contributo in conto scambio aconguaglio su base annuale solare determinando dunque un credito “a saldo” 2008,rC .In questi casi per l’anno 2009, il contributo in conto scambio 2009,SC è determinato pari a:[ ] { } 2009,2009,2009,2009,2008,2009,2009,2009, ];min[;0max;min SUSEIErEIES ECCOCCOC ×+−+= ,dunque, a titolo di esempio, per l’anno 2009 il termine 2009,rC sarà pari a:[ ]2009,2009,2008,2009, ;0max EEIrr OCCC −+=VALORIZZAZIONE “ IN LIQUIDAZIONE” DELLE ECCEDENZENel caso in cui l’utente dello scambio sul posto abbia optato per la liquidazione delleeccedenze, tali eventuali eccedenze sono riconosciute all’USSP sulla base di quanto dispostodall’articolo 5, comma 7 della deliberazione ARG/elt 74/08 così come modificata con deliberazioneARG/elt 186/09. 38.
38La formula del contributo in conto scambio è dunque, per il generico anno j, pari a:[ ] jSjUSjEIjEjS ECCOC ,,,,, ;min ×+=L’eventuale credito “liquidabile” annuale, pari a [ ]jEjEIjRL OCC ,,, ;0max −= , è annualmentecorrisposto dal GSE al produttore.Per gli impianti alimentati a fonti rinnovabili, nel caso in cui l’utente dello scambio sul postosia un comune con popolazione fino a 20.000 residenti o il Ministero della Difesa, per il genericoanno j, il contributo in conto scambio jSC , è determinato pari a:)(;min ,_,_,_,, kjSmistipuntinkkjUSmistiimmpuntinzzjEImistiprepuntinyyjEjS ECCOC ×+⎥⎦⎤⎢⎣⎡= ∑∑∑°+°+°L’eventuale credito “liquidabile” annuale, pari a ⎥⎦⎤⎢⎣⎡−= ∑∑+°+° mistiprepuntinyyjEmistiimmpuntinzzjEIjRL OCC_,_,, ;0max , èannualmente corrisposto dal GSE al produttore.Nel caso in cui l’USSP, entro il 31 gennaio dell’anno successivo a quello di riferimento (anno i),esercitasse la facoltà di richiedere al GSE la valorizzazione “a credito” delle eccedenze comespecificato nel punto precedente, il credito liquidabile iRLC , sarà posto uguale a zero.L’opzione esercitata al 2010 sarà mantenuta per gli anni successivi salvo diversa esplicitaindicazione da parte dell’USSP.4.7 Modello utilizzato per la determinazione e regolazione del contributo in contoscambio (Cs ) in acconto su base semestraleIl GSE, ai sensi dell’articolo 6, comma 6.2 del TISP, effettua una regolazione periodica inacconto del contributo Cs sulla base di criteri proposti dal medesimo e positivamente verificati dalDirettore della Direzione Mercati dell’Autorità.In tale ottica, considerando le numerose tipologie di corrispettivi rientranti nelladeterminazione del contributo in conto scambio (Cs ), e la loro relativa frequenza temporale divariazione e pubblicazione, il meccanismo di acconto sarà gestito su base semestrale.Il contributo in acconto Cs è determinato sulla base delle seguenti informazioni:stima dell’energia elettrica scambiata con la rete calcolata a partire dai dati storici ovedisponibili;stima dell’energia elettrica scambiata con la rete calcolata a partire dai dati tecnici diimpianto disponibili e differenziata per le differenti tipologie impiantistiche;stima del contributo Cs determinata a partire dai dati storici disponibili.Per la totalità delle convezioni attive, il GSE procederà al calcolo del Cs per i due semestricome di seguito descritto. 39.
39Il Cs in acconto riferito al primo semestre dell’anno 2011 è calcolato dal GSE utilizzandola seguente formulasemIsemIattiviimpiantosemINgNghPCs__,medio_2)Cs(××××=αdove:impiantoP = potenza attiva nominale dell’impiantoh = ore di funzionamento dell’impianto stimate pari a:1. 1.100 ore per impianti fotovoltaici localizzati nelle regioni del Nord61.200 ore per impianti fotovoltaici localizzati nelle regioni del Centro71.300 ore per impianti fotovoltaici localizzati nelle regioni del Sud82. 5.500 per impianti cogenerativi3. 2.500 per gli altri impiantiα = γβ * con:β =coefficiente di contemporaneità tra produzione annua stimata degli impianti el’energia elettrica immessa in rete determinato sulla base dei dati storicidisponibili; ovvero è il coefficiente che tiene conto della quota di energiaelettrica annualmente prodotta e autoconsumata da tutti gli USSP;γ =probabilità di coincidenza tra l’energia elettrica immessa in rete con l’energiaelettrica scambiata su base annua determinata sulla base dei dati storicidisponibili.semIattiviNg _, = numero di giorni nel corso del primo semestre del 2011 per cui la convenzionerisulta essere attivasemINg _ = numero di giorni del primo semestre del 20116Piemonte, Valle d’Aosta, Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Friuli, Liguria, Emilia Romagna7Toscana, Umbria, Marche, Lazio, Abruzzo, Campania, Molise8Puglia, Basilicata, Calabria, Sicilia e Sardegna 40.
40medioCs = Cs medio unitario, espresso in c€/kWh, determinato sulla base dei Cs erogati dalGSE nell’anno solare precedente rapportati all’energia elettrica mediamentescambiata con la reteVariabili Valori anno 2011β 0,47γ 0,78medioCs 0,16 c€/KWhI valori delle variabili α e medioCs sono aggiornati annualmente dal GSE e comunicati sulproprio sito internet entro il mese di settembre 2011 per le competenze del 2012.Il Cs riferito al secondo semestre dell’anno 2011 è determinato dal GSE come segue:CASO A): CONVENZIONI ATTIVATE CON DECORRENZA CONTRATTUALE ENTROIL 31 MARZO 2009 E CON 2009Cs DI CONGUAGLIO PUBBLICATOPer le convezioni attivate con decorrenza entro il al 31 marzo 2009 per le quali è statopubblicato, almeno un anno di conguaglio Cs , la determinazione del Cs in acconto del secondosemestre avviene sulla base dei dati storici di ciascun USSP ovvero tiene conto dell’energia elettricascambiata con la rete di ciascun USSP nell’anno 2009.]Cs;0max[ _medio_ semIstoricaSsemII CsECs −×=In particolare, l’energia scambiata storica è determinata seconda la seguente formula:annoattivistoricaNgEsEs,2009365×=doveannoattiviNg _ = numero di giorni nel corso dell’anno 2009 per cui la convenzione risulta essere attiva.CASO B): CONVENZIONI SENZA 2009Cs DI CONGUAGLIO PUBBLICATO OATTIVATE CON DECORRENZA CONTRATTUALE OLTRE IL 31 MARZO 2009Per le convenzioni per le quali non è stato pubblicato il Cs di conguaglio relativo all’anno2009 o per le quali la decorrenza contrattuale è oltre il 31 marzo 2009, il Cs in acconto del secondosemestre è pari a. 41.
41semIIsemIIattiviimpiantosemIINgNghPCs__,medio_2)Cs(××××=αdove:semIIattiviNg _, = Numero di giorni nel corso del secondo semestre del 2011 per cui la convenzionerisulta essere attivasemIINg _ = Numero di giorni del secondo semestre del 20114.8 Tempistiche di pubblicazione sul Portale web del contributo in conto scambio inacconto e a conguaglio, dei corrispettivi amministrativi e di relativa regolazioneeconomicaPubblicazione del contributo in conto scambio Cs in acconto 2011Il GSE pubblica sul Portale web l’importo del contributo in conto scambio come di seguitospecificato:• entro il giorno 15 marzo 2011: il primo contributo in conto scambio in accontosemICs _ per le convenzioni attivate entro il 1° marzo 2011;• entro il giorno 15 settembre 2011: il primo contributo in conto scambio in accontosemICs _ per le convenzioni attivate tra il 1° marzo 2011 e il 1° settembre 2011,nonché il secondo contributo in conto scambio in acconto semIICs _ per le convenzioniattivate fino al 1° settembre 2011;• entro il 15 dicembre 2011: il primo e il secondo contributo in conto scambio inacconto ( )semIIsemI CsCs __ + per tutte le convenzioni attivate dopo il 1° settembre2011 ed entro il 1° dicembre 2011.Il GSE si riserva la possibilità, per gli anni successivi al 2011, di rivedere le tempistiche dipubblicazione del contributo in contro scambio in acconto prevedendo anche l’eventuale possibilitàdi far coincidere la data di pubblicazione del semIICs _ con quella relativa al contributo di conguaglioCs prevista entro il 15 maggio 2011.Pubblicazione del contributo in conto scambio Cs a conguaglio 2011Il GSE pubblica l’importo di conguaglio Cs entro il giorno 15 del mese di maggio dell’anno(a+1) con riferimento all’anno di competenza (a).Pubblicazione dei corrispettivi amministrativi 2011A copertura dei costi amministrativi (art.6.1, lett. c), TISP), il GSE riceve dall’utente delloscambio un contributo annuale pari• 15 (quindici) euro/anno per ogni impianto di potenza inferiore o uguale a 3 kW; 42.
42• 30 (trenta) euro/anno per ogni impianto di potenza superiore a 3 kW e inferiore ouguale a20 kW;• 45 (quarantacinque) euro/anno per ogni impianto di potenza superiore a 20 kW;• contributo aggiuntivo pari a 4 (quattro) euro/anno per ogni punto di connessionecompreso nella convenzione, a copertura dei costi di aggregazione delle misurerelative ai diversi punti di connessione (nei casi previsti all’articolo 27, commi 4 e 5della legge 99/09 in cui l’USSP sia un comune con popolazione fino a 20.000residenti ovvero il Ministero della Difesa).Il GSE provvede alla fatturazione del contributo annuo a copertura dei propri costiamministrativi entro il 15° giorno del mese di marzo 2011, ovvero al momento della pubblicazionedel primo contributo in conto scambio in acconto 2011, secondo le modalità riportate nelleDisposizioni Tecniche di Funzionamento (DTF).Regolazione economica del contributo in conto scambio Cs in acconto 2011Il GSE eroga all’USSP gli importi del contributo in conto scambio in acconto, secomplessivamente superiori alla soglia di 15 €, come di seguito specificato:• entro il 15° giorno lavorativo del mese di aprile 2011: il primo contributo in contoscambio in acconto semICs _ per le convenzioni attivate entro il 1° marzo 2011;• entro il 15° giorno lavorativo del mese di ottobre 2011: il primo contributo inconto scambio in acconto semICs _ per le convenzioni attivate tra il 1° marzo 2011 e il1° settembre 2011, nonché il secondo contributo in conto scambio in accontosemIICs _ per le convenzioni attivate fino al 1° settembre 2011;• entro il 15° giorno lavorativo del mese di gennaio 2012: il primo e il secondocontributo in conto scambio in acconto ( )semIIsemI CsCs __ + per tutte le convenzioniattivate dopo il 1° settembre 2011 ed entro il 1° dicembre 2011.Regolazione economica del contributo in conto scambio Cs a conguaglioIl GSE eroga all’USSP l’importo di conguaglio entro il 15° giorno lavorativo del mese digiugno dell’anno successivo a quello di competenza.Tutti i dettagli relativi alle modalità e condizioni tecnico/operative per l’applicazione dellaconvenzione dello scambio sul posto, ivi inclusi gli aspetti riguardanti l’erogazione dei contributi inconto scambio, sono disciplinati nelle Disposizioni Tecniche di Funzionamento (DTF) resepubbliche sul sito web del GSE nella sezione dedicata allo SSP.Regolazione dei corrispettivi amministrativi 2011La regolazione finanziaria delle fatture emesse dal GSE viene effettuata per mezzo dicompensazione sul primo pagamento da effettuarsi a favore dell’USSP o, in caso di non capienza,sui pagamenti successivi, come definito nelle Disposizioni Tecniche di Funzionamento (DTF). 43.
434.9 Determinazione del contributo in conto scambio Cs in presenza di “switching”dell’USSP e/o di variazione dei parametri contrattuali con la medesimaimpresa di venditaVARIAZIONE DI ALMENO UNO DEI PARAMETRI CARATTERISTICI DELLAFORNITURA RICHIESTI ALL’IMPRESA DI VENDITADurante il corso dell’anno, del trimestre ed anche all’interno dello stesso mese, possonoverificarsi delle variazioni contrattuali con riferimento al contratto di acquisto dell’energia elettricaprelevata.Ad esempio, un cliente finale può modificare la potenza disponibile e/o impegnata in prelievo,ovvero può modificare la tipologia ai sensi dell’articolo 2, comma 2.2, del TIT ovvero può avvenireil passaggio dal regime di maggior tutela al regime di libero mercato; la variazione di questiparametri può comportare una differente caratterizzazione dell’ USSP con riferimento al modello dicalcolo da utilizzare per la determinazione del contributoCs .Di seguito si riporta l’elenco di alcuni dei dati caratteristici della fornitura rilevanti per ladeterminazione del contributoCs :a) tipologia di cliente finale ai sensi dell’articolo 2, comma 2.2, del TIT;b) tipologia di tariffa applicata [tariffa D2,D3] al cliente finale domestico;c) approvvigionamento di energia elettrica in prelievo [maggior tutela, mercato libero,salvaguardia];d) potenza disponibile;e) potenza impegnata;f) tariffa monoraria/bioraria/per fasce.Le variazioni di tutti i dati caratteristici della fornitura del precedente elenco, sarannorecepite dal GSE a partire dal primo giorno del mese successivo a quello della variazione e solo avalle dell’invio del corretto flusso informativo, tramite portale, da parte dell’impresa di vendita cuil’USSP è ricompreso.Ogni variazione sarà storicizzata dal GSE e resa disponibile all’USSP prima di procederealla determinazione ed erogazione del contributo Cs tanto in fase di acconto che di conguaglio.Per il calcolo del Cus è dunque necessario determinare i corrispettivi regolati con dettagliomensile applicando nelle formule descritte nei precedenti paragrafi i valori mensili della Pi, EPR,m inmodo da tener conto anche delle eventuali variazioni di tipologia del cliente che possono aversi nelcorso dell’anno solare.VARIAZIONE DELL’IMPRESA DI VENDITA – SWITCHING DA PARTE DELL’USSPNel caso in cui un USSP, abbia nel corso dell’anno cambiato la propria impresa di vendita perl’approvvigionamento dell’energia elettrica in prelievo, dovrà darne comunicazione al GSE tramiteil portale informativo indicando la data di decorrenza del nuovo contratto e l’impresa di venditasubentrante.Ogni variazione sarà storicizzata dal GSE e validata/confermata dall’impresa di venditasubentrante prima di procedere alla determinazione ed erogazione del contributo Cs di conguaglio. 44.
44In tutti i casi di switching da parte dell’USSP della propria impresa di vendita, per ladeterminazione del contributo Cs di conguaglio, i flussi informativi di anagrafica e di misuresaranno:• trasmessi dalla impresa di vendita subentrante a partire dal primo mese per cui loswitching risulti essere validato da Terna;• trasmessi dalla impresa di vendita preesistente fino al mese che precede lo switching.Dunque, in fase di determinazione del contributo Cs di conguaglio, il GSE verificherà lacompletezza delle informazioni trasmesse dalle imprese di vendita in oggetto.Determinazione del contributo in conto scambio Cs a conguaglio nei casi di switching 9Il contributo Cs a conguaglio è definito pari a:[ ] SUSEInewVEoldVES ECCOOC ×++= ;min _,_,dove il termine EO , per il generico cliente in regime di scambio sul posto (tariffa Ti) è ottenutocome somma di due contributi:newVEoldVEE OOO _;_; +=con:oldVEO _; = Quota parte energia dell’onere annualmente sostenuto per l’acquisto dell’energiaelettrica prelevata dall’USSP, espressa in [€], addebitabile all’impresa di venditaprecedente.mPRmioldVPRoldVE ETOOSwitch;1_;_; ∑×−=newVEO _; = Quota parte energia dell’onere annualmente sostenuto per l’acquisto dell’energiaelettrica prelevata dall’USSP, espressa in [€], addebitabile all’impresa di venditasubentrata.mPRminewVPRnewVE ETOOSwitch;121)(_;_; ∑ +×−=4.10 Criteri di calcolo nei casi in cui ad un unico punto di scambio risultanocollegati più impianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto alservizio di SSP [multi-istanza]I criteri puntuali di calcolo da applicarsi nei casi in cui a unico punto di scambio sianocollegati più impianti di produzione di diversa tipologia aventi diritto ad accedere al SSP, sonoindividuati dal GSE ai sensi dell’art. 10, comma 10.1.9Nel caso di switching è necessario applicare una ripartizione proporzionale delle componenti fisse e in potenza delletariffe. 45.
45E’ consentito avvalersi del meccanismo dello SSP anche collegando ad un medesimo punto diconnessione diverse tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili ovvero cogenerativi ad altorendimento purché:1. la potenza nominale attiva complessiva non risulti superiore a 200 kW (se l’USSP èil Ministero della Difesa, è possibile avvalersi del meccanismo dello scambio sulposto anche collegando sul medesimo punto di connessione impianti la cui potenzaattiva complessiva è superiore a 200 kW purché alimentati da fonti rinnovabili);2. tutti gli impianti collegati al medesimo punto, siano nella disponibilità del soggettocontroparte del contratto di acquisto riferito all’energia elettrica prelevata;3. tutti gli impianti collegati al medesimo punto, hanno il diritto di optare per il regimedi SSP ai sensi l’articolo 17, comma 1 del decreto del Ministero dello SviluppoEconomico e del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Maredel 18 dicembre 2008 [per impianti alimentati a fonti rinnovabili] , ovvero ai sensil’articolo 6, comma 6, del decreto legislativo n. 20/07 [per impianti cogenerativi adalto rendimento] (se l’USSP è un comune con popolazione fino a 20.000 residenti oil Ministero della Difesa, è possibile avvalersi del meccanismo dello scambio sulposto anche collegando sul medesimo punto di connessione solo impianti alimentatia fonti rinnovabili ma non impianti cogenerativi);4. il servizio di scambio sul posto venga richiesto dall’ USSP per la totalità degliimpianti collegati al medesimo punto;5. siano presenti, per tutti gli impianti collegati al medesimo punto, Apparecchiature diMisura di cui all’ art. 6 della deliberazione n. 88/07 (di seguito “AdM-88/07”);Ciò premesso, il GSE procede ad attivare un’istanza multipla (multi-istanza) nei casi in cui aun unico punto di connessione alla rete risultino connesse più unità produttive di cogenerazione adalto rendimento (CAR) e/o alimentate da fonti energetiche rinnovabili (FER) ma identificate daTerna e dal Gestore di rete competente con lo stesso codice identificativo CENSIMP.Cs A CONGUAGLIOIl calcolo del contributo in conto scambio a conguaglio sarà processato sulla base dei datireali rilevati sulle “AdM-88/07” così come inviati dall’USSP al GSE con dichiarazione sostitutivadi atto notorio ai sensi del DPR 28 dicembre 2000, n. 445. Resta ferma la possibilità, per il GSE, dieffettuare verifiche sugli impianti, ai sensi dell’articolo 7 del TISP, al fine di accertare la veridicitàdelle informazioni e dei dati trasmessi.Ad ogni modo, in aggiunta a tale comunicazione, l’USSP è tenuto a inviare al GSE, per ognisingola unità produttiva UPj, il dato della misura dell’energia elettrica prodotta così come rilevato ecomunicato all’Ufficio Tecnico di Finanza (“AdM -UTF”) ove previsto dalla normativa vigente.Per la determinazione del contributo in conto scambio a conguaglio, sono riconosciuti glioneri generali di sistema (componenti A e UC), esclusivamente per la quota parte di energiaelettrica scambiata con la rete attribuibile alle immissioni da fonte rinnovabile.Qualora almeno una delle UPj per la quale è stata attivata una multistanza non dovesserisultare cogenerativo ad alto rendimento, anche a seguito delle verifiche effettuate ai sensi delladeliberazione n. 42/02, ovvero non dovesse rispettare il requisito di cui al comma 2.2, lettera a) delTISP, nel caso di centrali ibride, l’utente dello scambio, con riferimento all’anno corrente,restituisce al GSE quanto ottenuto in applicazione dell’articolo 6 del TISP, maggiorato degliinteressi legali. 46.
46In questi casi, per la totale energia elettrica immessa in rete, il GSE applica all’utente delloscambio le condizioni di cui alla deliberazione n. 280/07.Il calcolo del contributo in conto scambio a conguaglio, per la generica unità produttiva UPj,è definito dal “pro-quota” dell’energia elettrica annualmente prodotta, ed è pari a:[ ] ])([;min;;;;;totprodUPjprodSUStotprodUPjprodEIEUPjSEEEUPjCEECOC ××+×=doveUPjprodE ; iP= Energia prodotta [kWh] nell’anno solare dalla unità produttiva j-sima UPj cosìcome comunicata attraverso il portale informatico dall’USSP con dichiarazioneUTF e/o dichiarazione sostitutiva di atto notorio ai sensi del DPR 28 dicembre2000, n. 445, ovvero dal gestore di rete nei casi previsti dalla deliberazione n.88/07 e sue successive modifiche e integrazionitotprodE ; = Energia prodotta [kWh] nell’anno solare dalla totalità delle unità produttive checondividono il medesimo punto di connessione con la rete4.11 Gestione delle anomalie e comunicazioniAi sensi dell’articolo 7.4 del TISP, il GSE segnala all’Autorità ogni anomalia riscontrata permetterla in grado di adottare i provvedimenti di propria competenza.A tale fine il GSE raccoglie l’elenco delle anomalie emerse nel corso delle attivitàd’istruttoria per l’adesione allo scambio sul posto, di acquisizione dei dati anagrafici degli impiantie di misura dell’energia elettrica.Si verifica la mancata comunicazione verso il GSE qualora il gestore di rete o l’impresa divendita:non ottemperi all’obbligo di invio nei tempi richiesti dal GSE;non fornisca riscontro alle richieste di verifica per anomalie riscontrate dal GSE.In tali casi il GSE intraprende sistematiche azioni di sollecito verso il soggetto inadempienteper acquisire, per ogni impianto, il dato necessario per il corretto calcolo del contributo in acconto oconguaglio. La tempistica seguita dal GSE segue le scadenze utili per il calcolo e per lacomunicazione all’USSP dell’importo del contributo in conto scambio in acconto o a conguaglio.In particolare, i gestori di rete ricevono i seguenti solleciti:in caso di mancata trasmissione delle misure entro il 20 del mese successivo (m+1) aquello di competenza (m), il GSE invia in automatico una mail di comunicazione algestore di rete inerente le misure mancanti nel mese (m);in caso di mancata trasmissione delle misure entro il 25 del mese successivo (m+1) aquello di competenza (m), il GSE invia in automatico una seconda mail di sollecitoal gestore di rete relativamente a tutte le misure mancanti nel periodo compreso dalmese di inizio convenzione fino al mese (m) di competenza; 47.
47in caso di mancata trasmissione delle misure entro lultimo giorno del mese di marzodell’anno successivo (a+1) a quello (a) di competenza, il GSE invia una mail dicomunicazione relativa a tutte le misure mancanti nell’anno solare (a);in caso di mancata trasmissione delle misure entro lultimo giorno del mese di giugnodell’anno successivo (a+1) a quello (a) di competenza, il GSE invia una mail dicomunicazione relativa a tutte le misure mancanti nell’anno solare (a).Con riferimento invece ai dati che devono essere trasmessi alle imprese di vendita, vengonoattuati i seguenti solleciti: :in caso di mancata trasmissione delle anagrafiche entro il 20 del mese successivo(m+1) a quello di competenza (m), il GSE invia in automatico una mail dicomunicazione all’impresa di vendita inerente le anagrafiche di competenzamancanti nel mese n.in caso di mancata trasmissione delle anagrafiche entro lultimo giorno del mese dimarzo dell’anno successivo (a+1) a quello (a) di competenza, il GSE invia una maildi comunicazione relativa a tutte le anagrafiche mancanti nell’anno solare (a).in caso di mancata trasmissione delle anagrafiche entro lultimo giorno del mese digiugno dell’anno successivo (a+1) a quello (a) di competenza, il GSE invia unacomunicazione relativa a tutte le misure anagrafiche nell’anno solare (a).in caso di mancata trasmissione degli OPR entro lultimo giorno del mese di marzodell’anno successivo (a+1) a quello (a) di competenza, viene inviato una mail dicomunicazione relativa a tutti gli OPR mancanti nell’anno solare (a).in caso di mancata trasmissione degli OPR entro lultimo giorno del mese di giugnodell’anno successivo (a+1) a quello (a) di competenza, il GSE invia unacomunicazione relativa a tutti gli OPR nell’anno solare (a).A seguito della ricezione delle suddette comunicazioni le imprese di vendita possonosegnalare al GSE, per le opportune correzioni, l’elenco degli eventuali utenti dello scambio nonricompresi tra i propri clienti.Il GSE comunica annualmente all’AEEG, entro il 30 giugno dell’anno successivo a quello dicompetenza del contributo, l’elenco dei soggetti (gestori di rete e imprese di vendita) che,consecutivamente o per più periodi, siano risultati inadempienti. La comunicazione viene inviataper conoscenza al soggetto inadempiente e agli USSP interessati.L’invio della segnalazione all’AEEG non esime il soggetto inadempiente dal produrre i datirichiesti.5. Indicatori relativi al servizio di scambio sul postoL’AEEG con la deliberazione ARG/elt 226/10 ha introdotto degli indicatori al fineverificare la tempestività nell’adempimento degli obblighi del TISP da parte delle imprese divendita, gestori di rete e GSE nonché di regolare le rispettive responsabilità nei casi di ritardo.Il GSE trasmetterà all’AEEG con cadenza annuale: 48.
48- entro il 30 aprile dell’anno successivo a quello di riferimento, un rapporto cheevidenzi, per ciascun gestore di rete, il numero dei dati di misuracomplessivamente necessari ai fini del rispetto del TISP e in numero di misuretrasmesse al GSE entro i termini di cui al punto 3, lettera a2) della deliberazioneARG/elt 226/10;- entro il 30 aprile dell’anno successivo a quello di riferimento, un rapporto cheevidenzi, per ciascuna impresa di vendita, il numero delle informazioni necessarieai fini del rispetto del TISP e il numero delle informazioni trasmesse al GSE entro itermini di cui al punto 3, lettera b1) della deliberazione ARG/elt 226/10;- entro il 15 luglio dell’anno successivo a quello di riferimento , un rapporto cheevidenzi il numero delle convenzioni attive nell’anno di riferimento, il numero deicontributi in cono scambio SC pubblicati entro i termini di cui al punto 3, letterac1) della deliberazione ARG/elt 226/10 nonché il numero dei pagamenti effettuatiagli USSP entro i termini di cui al punto 3, lettera d1) della medesimadeliberazione.5.1 DefinizioniSi riportano di seguito le definizioni utilizzate all’interno del paragrafo 5 del documentorilevanti per la determinazione degli indicatori:amAttiveConv ,_ = Numero delle convenzioni attive con almeno un giorno di validitànel mese “m” nell’anno “a” (risultanti alla data del 31 gennaiodell’anno a+1)aAttiveConv _ = Numero delle convenzioni attive con almeno un giorno di validitànell’anno “a” (risultanti alla data del 31 gennaio dell’anno a+1)ama AttiveConvmAttiveConv ,121__ ∑=akTrasmesseAnagraf ,_ = Numero delle anagrafiche trasmesse dall’impresa di vendita “k”entro il 31 marzo dell’anno “a+1” relative alle convenzioni attivenell’anno “a”akAtteseAnagraf ,_ = Numero delle anagrafiche attese dall’impresa di vendita “k” entroil 31 marzo dell’anno “a+1” relative alle convenzioni attivenell’anno “a” 49.
49amjTrasmesseMisure ,,_ = Numero delle misure trasmesse dal gestore di rete “j” entro lascadenza fissata dall’articolo 9, comma 1 del TISP relative alleconvenzioni attive nel mese “m” dell’anno “a”amjAtteseMisure ,,_ = Numero delle misure attese dal gestore di rete “j” entro lascadenza fissata dall’articolo 9, comma 1 del TISP relative alleconvenzioni attive nel mese “m” dell’anno “a”ajTrasmesseMisure ,_ = Numero delle misure trasmesse dal gestore di rete “j” entro il 31marzo dell’anno “a+1” relative alle convenzioni attive nell’anno“a”ajAtteseMisure ,_ = Numero delle misure attese dal gestore di rete “j” entro il 31marzo dell’anno “a+1” relative alle convenzioni attive nell’anno“a”akPR TrasmessiO ,_ = Numero degli PRO trasmessi dall’impresa di vendita “k” entro il il31 marzo dell’anno “a+1” relative alle convenzioni attivenell’anno “a”aS PubblicatiC _ = Numero dei SC pubblicati entro il 15 maggio dell’anno “a+1”relativi alle convenzioni attive nell’anno “a” (risultanti alla datadel 31 gennaio dell’anno a+1)aS AttesiPubblicatiC __ = Numero degli SC pubblicati attesi dell’anno “a+1” relativi alleconvenzioni attive nell’anno “a” (risultanti alla data del 31gennaio dell’anno a+1)aS ErogatiC _ = Numero degli SC erogati entro il 30 giugno dell’anno “a+1”relativi alle convenzioni attive nell’anno “a” (risultanti alla datadel 31 gennaio dell’anno a+1)aS AttesiErogatiC __ = Numero degli SC erogati attesi entro il 30 giugno dell’anno “a+1”relativi alle convenzioni attive nell’anno “a” (risultanti alla datadel 31 gennaio dell’anno a+1) 50.
505.2 Indicatori sui dati trasmessi da parte del gestore di reteIl GSE, ai sensi dal punto 3, comma a) della deliberazione ARG/elt 226/10 determina iseguenti indicatori sui dati di misura trasmessi dai gestori di rete:1. Indicatore sulle misure da trasmettere, dal gestore di rete “j” entro la scadenzaprefissata dall’articolo 9, comma 1 del TISP come definito al punto 3, lettera a1)della deliberazione ARG/elt 226/10mjmjamjmisureAtteseMisureTrasmesseMisureI,,,,___=2. Indicatore sulle misure necessarie alla determinazione del sC di conguaglio datrasmettere complessivamente al GSE dal gestore di rete “j” entro il 31 marzodell’anno successivo a quello di riferimento come definito al punto 3, lettera a2)della deliberazione ARG/elt 226/10ajajajmisureAtteseMisureTrasmesseMisureI,,,___=3. Indicatore sul numero delle misure mancanti alla data del 30 giugno dell’annosuccessivo a quello di riferimento rispetto ai dati trasmessi dal medesimo gestore direte in adempimento della lettera a2) come definito al punto 3, lettera a3) delladeliberazione ARG/elt 226/10ajajajmancmisure TrasmesseMisureAtteseMisureI ,,,__ __ −=5.3 Indicatori sui dati trasmessi da parte dell’impresa di venditaIl GSE, ai sensi dal punto 3, comma b) della deliberazione ARG/elt 226/10 determina iseguenti indicatori sui dati trasmessi dalle imprese di vendita:1. Indicatore sui dati di anagrafica da trasmettere dall’impresa di vendita “k” entro il 31marzo dell’anno successivo a quello di riferimento come definito al punto 3, letterab1) della deliberazione ARG/elt 226/10akakakanagrafAtteseAnagrafTrasmesseAnagrafI,,,___=2. Indicatore sui dati PRO da trasmettere dall’impresa di vendita “k” entro il 31 marzodell’anno successivo a quello di riferimento come definito al punto 3, lettera b1)della deliberazione ARG/elt 226/10 51.
51akPRakPRakOAttesiOTrasmessiOI PR,,_,____=3. Indicatore sul numero delle anagrafiche mancanti alla data del 30 giugno dell’annosuccessivo a quello di riferimento rispetto ai dati trasmessi dalla medesima impresadi vendita in adempimento della lettera b1) come definito al punto 3, lettera b2) delladeliberazione ARG/elt 226/10akPRakPRakO TrasmessiOAttesiOI PR ,,,_ __ −=4. Indicatore sul numero dei dati PRO mancanti alla data del 30 giugno dell’annosuccessivo a quello di riferimento rispetto ai dati trasmessi dalla medesima impresadi vendita in adempimento della lettera b1) come definito al punto 3, lettera b2) delladeliberazione ARG/elt 226/10akakakmancanagraf TrasmesseAnagrafAtteseAnagrafI ,,,__ __ −=5.4 Indicatori sulle pubblicazioni ed erogazioni dei contributi in conto scambio daparte del GSEIl GSE, ai sensi dal punto 3, comma c) della deliberazione ARG/elt 226/10 determina iseguenti indicatori sui contributi SC a conguaglio:1. Indicatore sui SC di conguaglio pubblicati entro il 15 maggio dell’anno successivo aquello di riferimento come definito al punto 3, lettera c1) della deliberazioneARG/elt 226/10aaSaPubblicatiCAttiveConvPubblicatiCI S___ =2. Indicatore sui SC di conguaglio pubblicati mancanti alla data del 31 agosto dell’annosuccessivo a quello di riferimento in adempimento della lettera c1) come definito alpunto 3, lettera c2) della deliberazione ARG/elt 226/10aSaSmancPubblicatiC PubblicatiCAttesiPubblicatiCI S_____ −=3. Indicatore sui SC di conguaglio erogati entro il 30 giugno dell’anno successivo aquello di riferimento come definito al punto 3, lettera d1) della deliberazioneARG/elt 226/10aaSaErogatiCAttiveConvErogatiCI S___ = 52.
524. Indicatore sui SC di conguaglio erogati mancanti alla data del 30 settembredell’anno successivo a quello di riferimento in adempimento della lettera d1) comedefinito al punto 3, lettera d2) della deliberazione ARG/elt 226/10aSaSmancErogatiC ErogatiCAttesiErogatiCI S_____ −= English