Serie Generale n. 83 del 8-4-2004
SUPPLEMENTI ORDINARI
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
DELIBERAZIONE 30 gennaio 2004
Testo integrato delle disposizioni dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007 e disposizioni in materia di contributi di allacciamento e diritti fissi. (Deliberazione n. 5/04). (GU Serie Generale n.83 del 08-04-2004 - Suppl. Ordinario n. 62)

L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 30 gennaio 2004

- Visti:

- la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95);
- la direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del
26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno
dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (di
seguito: la direttiva 2003/54/CE);
- il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto
legislativo n. 79/99), ed in particolare l'articolo 4 relativo alla
società Acquirente unico Spa (di seguito: l'Acquirente unico) a
garanzia dei clienti vincolati;
- la legge 27 ottobre 2003, n. 290 (di seguito: legge n. 290/03);
- il decreto del Ministro delle attività produttive 19 dicembre 2003
recante assunzione della titolarità delle funzioni di garante
della fornitura dei clienti vincolati da parte della società
Acquirente unico e direttive alla medesima società (di seguito:
decreto ministeriale 19 dicembre 2003);
- la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) 23 dicembre 2002, n. 226/02;
- la deliberazione dell'Autorità 1 aprile 2003, n. 30/03;
- la deliberazione dell'Autorità 16 ottobre 2003, n. 118/03;
- la deliberazione dell'Autorità 23 dicembre 2003, n. 164/03;
- il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia
elettrica e il gas in materia di qualità dei servizi di
distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il
periodo di regolazione 2004-2007, approvato con deliberazione
dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 4/04 (di seguito: Testo
integrato della qualità dei servizi);
- il documento per la consultazione 1 luglio 2003 recante "Tariffe
per il servizio di trasporto e corrispettivi per i servizi di
misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di
regolazione 1 gennaio 2004 - 31 dicembre 2007";
- il documento per la consultazione 12 novembre 2003 recante
"Determinazione del costo riconosciuto per l'erogazione dei servizi
di trasporto, di misura e di vendita dell'energia elettrica per il
periodo di regolazione 1 gennaio 2004 - 31 dicembre 2007";
- il documento per la consultazione 13 gennaio 2004, recante "Tariffe
per il servizio di trasporto e corrispettivi per i servizi di
misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di
regolazione 2004 - 2007";
- la Nota informativa sulla regolazione delle tariffe elettriche per
la liberalizzazione del mercato, diffusa dall'Autorità in data 4
agosto 1999 (di seguito: nota 4 agosto 1999);

- Considerato che:

- al fine di garantire l'effettiva applicazione del criterio della
salvaguardia dell'economicità e della redditività degli
esercenti, come si desume dall'articolo 1, comma 1, della legge n.
481/95, le tariffe devono essere determinate con riferimento ai
costi;
- è stata condotta un'istruttoria sui costi dei servizi di
distribuzione, trasmissione, misura e vendita dell'energia
elettrica relativi all'anno 2001 basata sui dati resi disponibili
dalle imprese;
- la legge n. 290/03 prescrive la rivalutazione del valore delle
infrastrutture di rete rilevante ai fini della fissazione delle
tariffe di remunerazione delle reti per il secondo periodo di
regolazione;
- l'Autorità, già nella nota 4 agosto 1999, aveva prospettato la
possibilità di una revisione del valore del capitale investito, ed
in particolare della quota parte relativa alle immobilizzazioni, a
cui far riferimento nella fissazione dei livelli tariffari
all'inizio del secondo periodo di regolazione;
- dalle analisi condotte dall'Autorità e dagli elementi segnalati in
sede di consultazione è emersa, in termini comparativi rispetto al
settore elettrico di altre realtà nazionali, una tendenziale
sottovalutazione del capitale investito riconosciuto quanto alle
attività di trasmissione, distribuzione, misura e vendita
dell'energia elettrica;
- il livello di ammortamenti riconosciuti ai fini tariffari nel primo
periodo regolatorio corrisponde ad una vita utile media delle
infrastrutture che, seppur coerente con le politiche di bilancio
delle principali imprese elettriche italiane, appare eccessivamente
breve, ciò che emerge sia dalla documentazione acquisita durante
la procedura di consultazione sia dagli standard internazionali
riscontrati;
- l'articolo 1 quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, prevede una
simmetrica ripartizione tra utenti e imprese delle maggiori
efficienze realizzate rispetto agli obiettivi definiti con il
meccanismo del price-cap;
- l'articolo 1 quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, prevede che
ai fini della fissazione del tasso di rendimento sul capitale
investito riconosciuto venga utilizzato un valore del tasso di
rendimento delle attività prive di rischio almeno in linea con
quello dei titoli di Stato a lungo termine;
- l'articolo 1 quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, prevede che
l'Autorità, nel definire l'ordinamento tariffario per il secondo
periodo regolatorio, persegua l'obiettivo di garantire le esigenze
di sviluppo del servizio elettrico;
- le interruzioni totali o parziali nell'erogazione del servizio
elettrico che si sono verificate nel secondo semestre del 2003
hanno evidenziato straordinarie esigenze di sviluppo e di
rafforzamento della capacità e dell'efficienza di trasporto sulla
rete di trasmissione nazionale dell'energia elettrica;
- ai sensi dell'articolo 3, comma 5, della legge n. 481/95, e
l'articolo 1 quinquies, comma 7, della legge n. 290/03, le tariffe
elettriche per trasporto e distribuzione dell'energia elettrica,
limitatamente alla quota parte a copertura dei costi operativi e
degli ammortamenti, sono aggiornate con il meccanismo del
price-cap;
- ai sensi dell'articolo 1 quinquies, comma 7, della legge n. 290/03,
la quota parte delle tariffe elettriche per trasporto e
distribuzione dell'energia elettrica a copertura della
remunerazione del capitale investito è esclusa dall'applicazione
del meccanismo del price-cap;
- convenzionalmente, in sede di determinazione dei costi riconosciuti
destinati ad essere coperti tramite l'applicazione dei parametri
tariffari, i ricavi derivanti dall'applicazione dei contributi di
allacciamento e dei diritti fissi sono portati a riduzione dei
costi operativi, ossia della parte di costo sottoposta al
meccanismo del price-cap;
- i costi sostenuti dai distributori nello svolgimento della loro
attività sono influenzati dalle caratteristiche della clientela e
da fattori ambientali fuori dal controllo dell'impresa per i quali,
in presenza di una tariffa unica nazionale, occorre prevedere
l'introduzione di opportuni meccanismi di perequazione;
- l'applicazione della tariffa massima consentita per il servizio di
distribuzione V2 non garantisce all'impresa di poter raggiungere il
ricavo massimo consentito V1;

- Considerato che:

- l'Acquirente unico è titolare della funzione di garante della
fornitura ai clienti del mercato vincolato dall'1 gennaio 2004 ai
sensi del decreto ministeriale 19 dicembre 2003; e che l'articolo
4, commi 6 e 9, del decreto legislativo n. 79/99, prevede che siano
definite direttive per la stipula di contratti di cessione alle
imprese distributrici dell'energia energia elettrica destinata al
mercato vincolato, assicurando l'equilibrio economico del medesimo
Acquirente e che sia determinato il corrispettivo per le attività
di propria competenza;
- la cessione di energia elettrica alle imprese distributrici
riguarda tutte le partite di energia elettrica destinate al mercato
vincolato;
- alla luce delle norme sopra richiamate, risulta che i costi
sostenuti dall'Acquirente unico per l'approvvigionamento
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato devono essere
riconosciuti dalle imprese distributrici cessionarie della medesima
energia;
- nel documento per la consultazione 1 luglio 2003, l'Autorità ha
posto in consultazione le modalità per la compravendita
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, vale a dire
i rapporti tra le imprese distributrici ed i clienti del mercato
vincolato; e che non sono stati registrati dissensi da parte dei
soggetti interessati circa dette modalità;
- la struttura societaria e patrimoniale dell'Acquirente unico,
unitamente alla necessità di perseguire l'efficienza economica ai
sensi dell'articolo 4 del decreto legislativo n.79/99, richiede la
definizione di un regime di garanzie per il rischio di controparte
e di termini di pagamento dell'energia elettrica destinata al
mercato vincolato tale che sia assicurato l'equilibrio economico e
finanziario del medesimo Acquirente;
- l'Acquirente Unico Spa, con lettera in data 29 gennaio 2004, prot.
AU/P2004000048 ha comunicato di aver definito un sistema di
garanzie fidejussorie che comportano un costo contenuto per il
mercato vincolato;

- Considerato che:

- l'articolo 21, comma 1, lettera b, della direttiva 2003/54/CE,
prevede che a partire dall'1 luglio 2004 siano clienti idonei tutti
i clienti non domestici;
- l'installazione di misuratori orari, la loro gestione e, in
particolar modo, le problematiche connesse alla raccolta e alla
validazione dei dati di misura su base oraria per i clienti del
mercato libero con consumi modesti potrebbe comportare costi
eccessivi rispetto ai benefici attribuibili alla maggiore equità
di un tale sistema e alla riduzione dei costi per il sistema
elettrico indotta dall'invio dei corretti segnali economici a tal
clienti;
- in data 15 dicembre 2003, il Gestore della rete ha pubblicato nel
proprio sito internet l'articolazione, con riferimento all'anno
2004, del profilo orario atteso del fabbisogno di energia elettrica
secondo un numero limitato di stati della domanda, identificati
come raggruppamenti delle ore dell'anno in cui possono verificarsi
entità similari di fabbisogno;
- le attività di installazione dei misuratori orari, nonchè di
programmazione delle funzioni di aggregazione dell'energia
elettrica misurata per fascia oraria richiedono tempi tecnici di
attuazione da parte delle imprese distributrici;

- Considerato che:

- i servizi di dispacciamento e trasmissione erogati dal Gestore
della rete sono fondamentali per la garanzia della sicurezza e del
corretto funzionamento del sistema elettrico nazionale;
- l'Autorità fissa trimestralmente il corrispettivo a remunerazione
del servizio di dispacciamento;
- l'Autorità nell'ambito dell'aggiornamento annuale dei
corrispettivi per il servizio di trasmissione tiene conto dello
sviluppo delle infrastrutture di rete e delle condizioni
eccezionali connesse con le esigenze di miglioramento della
sicurezza del sistema elettrico nazionale;

- Considerato inoltre che:

- il valore della componente tariffaria UC(base 3) è attualmente
fissato pari a zero;
- dall'1 gennaio 2004 il Conto costi energia non è più alimentato
dal gettito rinveniente dall'applicazione delle disposizioni di cui
all'articolo 4 della deliberazione dell'Autorità 23 dicembre 2002,
n. 226/02, recante direttiva alla società Enel Spa per la cessione
al mercato vincolato dell'energia elettrica importata per l'anno
2003;
- nello stimare le esigenze di gettito per il Conto per nuovi
impianti da fonti rinnovabili e assimilate sono state previste
anche le risorse destinate alla copertura degli oneri
convenzionalmente a carico del Conto costi energia;

- Ritenuto che sia opportuno:

- procedere all'introduzione di appositi correttivi dei valori delle
immobilizzazioni nette utilizzati per la fissazione dei livelli
tariffari del primo periodo regolatorio riferiti all'anno 1997, al
fine di pervenire a una valorizzazione delle medesime maggiormente
coerente con l'effettiva configurazione delle infrastrutture di
rete;
- calcolare la base di capitale oggetto di remunerazione ai fini
della fissazione delle tariffe per l'2004 tenendo conto degli
investimenti netti effettuati dalle imprese nel periodo 1998-2002,
adeguatamente rivalutati, nonchè di una stima degli investimenti
netti relativi all'anno 2003;
- anche alla luce degli esiti del processo di consultazione,
determinare in via convenzionale il valore del capitale circolante
netto che concorre alla determinazione del capitale investito
riconosciuto per il servizio di trasmissione e per il servizio di
distribuzione;
- procedere alla revisione della vita utile dei cespiti rilevante ai
fini del riconoscimento tariffario degli ammortamenti, in modo da
riallineare il suo valore a standard tecnici internazionali;
- con riferimento alle modalità di calcolo dei costi operativi da
riconoscere:

a) i costi effettivi rilevativi all'anno 2001 debbano essere
riportati all'anno 2004 attraverso l'applicazione di correttivi
per l'inflazione e di correttivi per i recuperi di produttività
coerenti con i parametri utilizzati per gli aggiornamenti
tariffari annuali;
b) la quota parte delle maggiori efficienze attribuita agli esercenti
secondo le disposizione della legge n. 290/03, venga determinata
in termini unitari con riferimento all'anno 2001 e riportata
all'anno 2004, moltiplicandola per le quantità stimate per il
medesimo anno 2004;

- utilizzare quale tasso delle attività prive di rischio la media
del periodo gennaio 2003 - dicembre 2003 dei rendimenti lordi del
BTP decennale benchmark rilevati dalla Banca d'Italia, pari al
4,25%, riconoscendo pertanto un tasso di rendimento del capitale
investito riconosciuto pari al 6,7% per il servizio di
trasmissione, al 6,8% per il servizio di distribuzione e all'8,4%
per il servizio di misura e per l'erogazione del servizio di
acquisto e vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato
vincolato;
- assicurare condizioni aderenti alle esigenze di sviluppo della
capacità di trasporto su reti di trasmissione, prevedendo che agli
interventi di sviluppo di dette reti, che saranno approvati dal
Ministero delle attività produttive e portati a termine entro il
30 giugno dell'anno precedente a quello a cui i livelli tariffari
si riferiscono, venga riconosciuto un tasso di remunerazione
maggiorato di due punti percentuali rispetto al tasso di
remunerazione proprio del servizio di trasmissione;
- adeguare annualmente le componenti tariffarie relativamente alla
remunerazione del capitale investito per i servizi di trasmissione
e distribuzione, ivi inclusi i relativi costi di
commercializzazione, escluse dall'applicazione del meccanismo del
price-cap, in ragione: della variazione del deflatore degli
investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat; della variazione
attesa dei volumi del servizio erogato; degli investimenti netti
effettuati;
- fissare un obbiettivo di aumento annuo della produttività pari al
3,5% per la distribuzione e al 2,5% per la trasmissione, tenuto
conto dei recuperi di efficienza fatti registrare dalle imprese nel
primo periodo di regolazione, delle variazioni nel livello dei
costi delle imprese derivante dal rinnovo del contratto nazionale
di lavoro per il settore elettrico, nonchè degli obbiettivi di
miglioramento della qualità del servizio elettrico fissati
dall'Autorità per il periodo 2004-2007 con il Testo integrato
della qualità dei servizi;
- per il periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31 dicembre 2007
estendere l'applicazione del price-cap ai contributi di
allacciamento ed ai diritti fissi;
- determinare il livello base, a valere dall'1 febbraio 2004, dei
contributi di allacciamento e dei diritti fissi applicando ai
corrispettivi in vigore nell'anno di riferimento 2001 un correttivo
derivante dall'applicazione del meccanismo del price-cap (secondo i
livelli previsti per il servizio di trasporto su reti di
distribuzione) fino al 2004;
- prevedere, comunque, l'avvio con separato provvedimento di una
indagine conoscitiva sui costi di connessione di clienti finali e
su altri aspetti economici relativi alle reti con obbligo di
connessione di terzi con tensione nominale inferiore ad 1 kV;
- prevedere un regime generale di perequazione e un regime di
perequazione specifico aziendale, garantendo la copertura di
scostamenti nei costi sostenuti dalle imprese riconducibili a
fattori fuori dal loro controllo;
- prevedere che il regime di perequazione specifico aziendale sia
finalizzato a bilanciare differenze nei costi di distribuzione
rispetto ai costi riconosciuti, non rilevabili mediante analisi
statistiche ed econometriche, e quindi non perequabili tramite il
regime generale, a condizione che dette differenze originino da
situazioni operative fuori dal controllo dell'impresa;
- prevedere un meccanismo di integrazione dei ricavi tariffari a
copertura dei costi di distribuzione qualora l'impresa, pur
applicando la tariffa massima V2, non raggiunga il ricavo ammesso
dal vincolo V1;
- anche tenuto conto delle prospettive di liberalizzazione, prevedere
che i costi riconosciuti per l'erogazione del servizio di acquisto
e vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato
siano coperti nell'ambito della tariffa relativa al servizio
medesimo, e che la loro congruità sia verificata annualmente;
- anche tenuto conto delle prospettive di liberalizzazione:

a) individuare una componente tariffaria esplicita a copertura dei
costi per l'erogazione del servizio di misura, precedentemente
coperti dai corrispettivi per l'erogazione del servizio di
trasporto, prevedendo che la sua congruità sia verificata
annualmente;
b) confermare, nella sostanza, i criteri di allocazione dei costi tra
le tipologie contrattuali seguiti per la fissazione di tariffe e
componenti tariffarie nel primo periodo regolatorio evitando,
nella ripartizione dei costi tra le tipologie di utenza,
discontinuità rilevanti conseguenti alla variazione del peso
relativo dei costi operativi e della remunerazione del capitale
rispetto al totale dei costi riconosciuti;

- confermare il regime basato su opzioni tariffarie base e speciali
proposte dalle imprese distributrici e verificate dall'Autorità,
per il servizio di distribuzione;
- definire tariffe per i servizi di trasmissione, di misura e di
vendita dell'energia elettrica;
- definire un regime semplificato per le imprese distributrici con
meno di 5000 clienti che preveda, in luogo della proposta di
opzioni tariffarie base e speciali per il servizio di
distribuzione, l'applicazione della tariffa massima consentita;
- confermare la possibilità per le imprese distributrici di offrire
opzioni ulteriori rispetto alle tariffe definite dall'Autorità
relativamente alla fornitura dell'energia elettrica ai clienti
domestici;
- Ritenuto che, con riferimento alla cessione di energia elettrica
destinata al mercato vincolato dall'Acquirente unico alle imprese
distributrici, coerentemente con il quadro normativo vigente, sia
opportuno definire un assetto che preveda:

a) il riconoscimento, da parte delle imprese distributrici, dei costi
sostenuti dall'Acquirente unico per l'approvvigionamento
dell'energia destinata al mercato vincolato;
b) una sequenza temporale di regolazione dei pagamenti che consenta
il mantenimento sostanziale dell'equilibrio finanziario
dell'Acquirente unico;
c) la stipula di un contratto di cessione di energia elettrica tra
l'Acquirente unico e ciascuna impresa distributrice in cui
potranno essere previste adeguate forme di copertura dal rischio
di controparte;

- Ritenuto che sia opportuno:

- individuare una soglia, determinata sulla base del livello di
tensione, al di sotto della quale non sia previsto l'obbligo di
installazione di misuratori orari;
- definire dei meccanismi di gradualità per l'installazione dei
misuratori orari ove sia previsto l'obbligo di installazione e che
tale gradualità sia definita in ragione della potenza disponibile
dei punti di prelievo;
- prorogare il periodo di vigenza delle fasce orarie definite dal
titolo II, comma 2), paragrafo b), punto 2), del provvedimento Cip
n. 45/90 al fine di consentire il completamento delle attività di
programmazione delle funzioni di aggregazione delle misure
dell'energia elettrica per fasce orarie;
- Ritenuto che, nell'ambito della quantificazione degli oneri
riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete di
trasmissione nazionale, sia opportuno prevedere , per l'anno 2004,
il riconoscimento integrale di 12 milioni di euro destinati al
finanziamento del Piano di sicurezza per la riduzione del rischio
di distacchi di energia elettrica;

- Ritenuto inoltre opportuno:

- adeguare il valore della componente tariffaria UC(base 3) e fissare
il valore della componente tariffaria UC(base 6);
- disporre la chiusura da parte della Cassa conguaglio per il settore
elettrico del Conto costi energia ed il trasferimento di ogni
residua competenza al Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili
e assimilate;

DELIBERA

Articolo 1
Testo integrato per il periodo di regolazione 2004-2007

1.1 È approvato il Testo integrato delle disposizioni
dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito:
l'Autorita) per l'erogazione dei servizi di trasmissione,
distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo
di regolazione 2004-2007 (di seguito: Testo Integrato), allegato alla
presente delibera di cui forma parte integrante e sostanziale
(Allegato A).

Articolo 2
Disposizioni transitorie in materia di opzioni tariffarie per
l'anno 2004

2.1 Le imprese distributrici applicano le opzioni tariffarie
ulteriori domestiche approvate dall'Autorità per l'anno 2003 ed in
vigore al 31 dicembre 2003 fino al 30 giugno 2004.
2.2 Le imprese distributrici applicano le opzioni tariffarie
ulteriori di vendita approvate dall'Autorità per l'anno 2003 ed in
vigore al 31 dicembre 2003 fino al 30 giugno 2004. Le imprese
distributrici possono maggiorare dette opzioni ulteriori di vendita
di un ammontare pari alla componente tariffaria COV(base 1) ovvero
alla componente tariffaria COV(base 3), di cui al comma 22.1 del
Testo integrato.
2.3 Ai fini della remunerazione dei servizi di trasmissione, di
distribuzione e di misura dell'energia elettrica, fino al 30 giugno
2004 gli esercenti offrono alle attuali e potenziali controparti di
contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) ad f) del Testo
integrato, le opzioni tariffarie base e speciali per il servizio di
trasporto, approvate dall'Autorità per l'anno 2003, in vigore al 31
dicembre 2003, ridotte di un ammontare pari alla componente
tariffaria COV(base 1) ovvero alla componente tariffaria COV(base 3),
di cui al comma 22.1 del Testo integrato.
2.4 In deroga alle disposizioni di cui al comma 4.7 del Testo
integrato, entro il 27 febbraio 2004, ciascuna impresa distributrice
può richiedere all'Autorità, a valere dall'1 febbraio 2004:

a) la modifica dei livelli delle componenti delle opzioni tariffarie
di cui ai precedenti commi 2.1, 2.2 e 2.3;
b) la sospensione dell'offerta delle opzioni tariffarie di cui ai
precedenti commi 2.1, 2.2 e 2.3.

2.5 La proposta di opzioni tariffarie ai sensi dell'articolo 4 del
Testo integrato, per il semestre 1 luglio 2004 - 31 dicembre 2004,
viene presentata da ciascuna impresa distributrice all'Autorità
entro il 15 aprile 2004. Entro il medesimo termine le imprese
distributrici con meno di 5000 clienti connessi alla propria rete di
distribuzione alla data del 31 dicembre 2003, possono richiedere di
essere ammesse al regime tariffario semplificato di cui all'articolo
13 del Testo integrato.

Articolo 3
Disposizioni transitorie in materia di vincolo V1 per l'anno 2004

3.1 Per l'anno 2004, in deroga a quanto disposto dal comma 8.3 del
Testo integrato, i ricavi effettivi rilevanti ai fini
dell'applicazione del comma 8.1 del Testo integrato, con riferimento
al periodo 1 febbraio 2004 - 30 giugno 2004 sono pari alla differenza
tra:

a) i ricavi derivanti dalle opzioni tariffarie in vigore nel periodo
1 febbraio 2004 - 30 giugno 2004;
b) i ricavi derivanti dall'applicazione della tariffa di trasmissione
e del corrispettivo di misura.

3.2 I ricavi derivanti dalle opzioni tariffarie in vigore nel
periodo 1 febbraio 2004 - 30 giugno 2004, di cui al comma 3.1,
lettera a), sono calcolati sommando:

a) i ricavi, come riportati nel bilancio di esercizio, ottenuti
dall'applicazione delle componenti previste dalle opzioni
tariffarie di cui al precedente comma 2.3, ad esclusione delle
componenti tariffarie compensative di cui al comma 73.2 del Testo
integrato ad esse relative;
b) i ricavi derivanti dall'applicazione di penalità per prelievi di
potenza maggiori del livello contrattualmente impegnato e ricavi
derivanti dall'applicazione delle componenti di cui al comma 7.3
del Testo integrato.

3.3 I ricavi derivanti dall'applicazione della tariffa di
trasmissione e del corrispettivo di misura, di cui al comma 3.1,
lettera b), sono calcolati sommando:

a) ricavi che l'impresa avrebbe realizzato dall'applicazione della
componente tariffaria TRAS di cui al comma 5.1 del Testo integrato
nel periodo 1 febbraio 2004 - 30 giugno 2004;
b) ricavi che l'impresa avrebbe realizzato dall'applicazione dei
corrispettivi di misura MIS(base 1) e MIS(base 3) di cui al comma
39.1 del Testo integrato nel periodo 1 febbraio 2004 - 30 giugno
2004.

Articolo 4
Disposizioni transitorie in materia di vendita dell'energia
elettrica ai clienti del mercato vincolato per l'anno 2004

4.1 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 1 del Testo
integrato, per "fasce orarie F1, F2, F3 ed F4" si intendono le fasce
orarie definite dal titolo II, comma 2), paragrafo b), punto 2), del
provvedimento CIP n. 45/90.
4.2 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e l'1 luglio
2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 23, comma 23.2,
lettera b), del Testo integrato, l'elemento PC della componente
tariffaria CCA per i clienti finali dotati di misuratori atti a
rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle fasce FB1 e FB2 è
pari al prodotto tra il parametro fi ed il parametro PGN.
4.3 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, i valori degli elementi PC, OD e della componente CCA di cui
all'articolo 23 del Testo integrato, sono fissati come indicato nelle
tabelle 1.1, 1.2, 2.1, 2.2, 3.1, 3.2 allegate alle presente
deliberazione.
4.4 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, i valori dell'elemento PV e della componente CAD di cui
all'articolo 24 del Testo integrato sono fissati come indicato nelle
tabelle 4 e 5 allegate alle presente deliberazione.
4.5 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, l'elemento VE delle componenti CCA e CAD di cui agli articoli
23 e 24 del Testo integrato è pari a 0,09 centesimi di euro/kWh.
4.6 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, la tariffa per il servizio di vendita di cui al comma 22.1 del
Testo integrato comprende anche la componente UC(base 4) di cui alla
tabella 5 della deliberazione dell'Autorità 24 settembre 2003 n.
109/03.
4.7 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, le tariffe domestiche di cui ai commi 24.1, 24.2 e 24.3 del
Testo integrato comprendono anche la componente UC(base 4) di cui
alla tabella 5 della deliberazione dell'Autorità 24 settembre 2003
n. 109/03.

Articolo 5
Disposizioni transitorie in materia di cessione dell'energia
elettrica alle imprese distributrici per l'anno 2004

5.1 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e la data di
entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, e
comunque non successivamente al 31 marzo 2004, sono consentite le
cessioni di energia elettrica tra imprese produttrici e imprese
distributrici facenti parte dello stesso gruppo societario, nonchè
le cessioni di energia elettrica all'interno di un unico soggetto,
tra le attività di produzione e di distribuzione dello stesso
svolte, qualora tale energia elettrica sia destinata ai clienti del
mercato vincolato e prodotta dalle unità di produzione che non
partecipano allo STOVE.
5.2 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e la data di
entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, e
comunque non successivamente al 31 marzo 2004, in deroga a quanto
disposto dall'articolo 30 del Testo integrato, il prezzo da applicare
alle cessioni di energia elettrica dall'Acquirente unico alle imprese
distributrici e alle cessione di energia elettrica di cui al comma
5.1 è pari al prezzo fissato nella tabella 6 allegata alla presente
deliberazione.
5.3 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e la data di
entrata in operatività del dispacciamento di merito economico, e
comunque non successivamente al 31 marzo 2004, le imprese
distributrici sono tenute a versare all'Acquirente unico un
corrispettivo pari a 0,01 centesimi di euro/kWh, applicato
all'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui al comma
5.7.
5.4 Per il periodo compreso tra la data di entrata in operatività
del dispacciamento di merito economico e il 31 marzo 2004, in deroga
a quanto disposto dall'articolo 30 del Testo integrato, il costo
unitario sostenuto dall'Acquirente unico per l'acquisto dell'energia
elettrica nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento
di cui al comma 30.1, lettera a), punto i), del medesimo articolo è
assunto pari al costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico per
l'approvvigionamento di energia elettrica dal Gestore della rete.
5.5 Per l'anno 2004, nel caso in cui il costo unitario sostenuto
dall'Acquirente unico in qualità di utente del dispacciamento per il
mercato vincolato non fosse determinato dal Gestore della rete in
tempi utili per il calcolo del prezzo di cessione di cui all'articolo
30 del Testo integrato entro il giorno 27 (ventisette) del mese
successivo a quello di competenza, l'Acquirente unico, emette fatture
a titolo di acconto utilizzando un valore convenzionale.
5.6 Il valore convenzionale utilizzato dall'Acquirente unico per
l'emissione delle fatture in acconto di cui al comma è pari:

a) a 0,24 centesimi di euro/kWh, per il primo mese;
b) ai costi unitari sostenuti dall'Acquirente unico in qualità di
utente del dispacciamento per il mercato vincolato e relativi al
mese precedente a quello di competenza per i mesi successivi.

5.7 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 31, comma 31.1, del
Testo integrato, per ciascuna impresa distributrice la quantità di
energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato dalla
stessa serviti è pari, per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4,
alla differenza tra:

a) l'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa distributrice;
b) l'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa
distributrice.

5.8 L'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa
distributrice, di cui al comma 5.7, lettera a), è pari alla somma
dell'energia elettrica:

a) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di
interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere
conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di
trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna
B, di cui all'allegato n. 1 del Testo integrato;
b) prelevata dai clienti del mercato vincolato connessi alla rete di
trasmissione nazionale nell'ambito di competenza dell'impresa
distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere
conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di
trasmissione e di distribuzione fissato nella tabella 17, colonna
A, di cui all'allegato n. 1 del Testo integrato;
c) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di
interconnessione virtuale, aumentata di un fattore percentuale per
tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di
trasmissione e di distribuzione fissato nella tabella 17, colonna
A, di cui all'allegato n. 1 del Testo integrato;

5.9 L'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa
distributrice, di cui al comma 5.7, lettera b), è pari alla somma
dell'energia elettrica:

a) prelevata dalla rete dell'impresa distributrice nei punti di
interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere
conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di
trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna
B, di cui all'allegato n. 1 del Testo integrato;
b) prelevata dai clienti del mercato libero connessi alla rete
dell'impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale
per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di
trasmissione e di distribuzione, fissato nella tabella 17, colonna
A, di cui all'allegato n. 1 del Testo integrato.

Articolo 6
Disposizioni in materia di perequazione dei costi di
approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del
mercato vincolato

6.1 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 43 del Testo
integrato, il costo sostenuto per l'approvvigionamento dell'energia
elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato di cui al comma
43.1 del medesimo articolo, è assunto pari al costo sostenuto per
l'approvvigionamento dell'energia elettrica destinata ai clienti del
mercato vincolato non dotati di misuratore atto a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 ed F4 ed è calcolato
secondo la seguente formula:

----&gt; Vedere formula di pag. 19 &lt;----

6.2 Per il periodo compreso tra l'1 febbraio 2004 e il 31 marzo
2004, in deroga a quanto disposto dall'articolo 43 del Testo
integrato, i ricavi ottenibili per ciascuna tipologia contrattuale di
cui al comma 43.1 del medesimo articolo sono assunti pari ai ricavi
ottenibili per ciascuna tipologia contrattuale applicando la
componente CCA per i clienti del mercato vincolato non dotati di
misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle
fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, al netto della componente VE, esclusi
gli usi propri della trasmissione.

Articolo 7
Componenti tariffarie A(base 8), UC(base 3) e UC(base 6)

7.1 A partire dall'1 febbraio 2004, i valori delle componenti
tariffarie UC(base 3) e UC(base 6), di cui all'articolo 16 del Testo
integrato, sono fissati come indicato nelle tabelle 7 e 8 allegate
alla presente deliberazione.
7.2 L'applicazione della componente tariffaria A(base 8) di cui al
comma 52.2, lettera f) del Testo integrato, è sospesa fino al 31
marzo 2004.

Articolo 8
Disposizioni in materia di Cassa conguaglio per il settore elettrico

8.1 Il conto Costi energia è soppresso. La Cassa conguaglio per
il settore elettrico trasferisce ogni residua competenza al Conto per
nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'articolo
61 del Testo integrato.

Articolo 9
Disposizioni in materia di contributi di allacciamento e diritti
fissi

9.1 I contributi e i diritti fissi di cui al Capitolo I del
Decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato
19 luglio 1996, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale
n. 172, del 24 luglio 1996, sono ridotti del 3,7% per i contratti
stipulati a partire dall'1 febbraio 2004.
9.2 Nel corso del periodo di regolazione 2004-2007 l'Autorità
aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno precedente a quello di
efficacia, i contributi e i diritti fissi di cui al comma 9.1
applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi
precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed
impiegati, rilevato dall'Istat;
b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti
fissato pari al 3,5%;
c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale.

Articolo 10
Adeguamento della potenza disponibile

10.1 Nel caso di superi sistematici della potenza disponibile
l'impresa distributrice ha facoltà di richiedere al cliente
l'adeguamento del contratto per il servizio di distribuzione
dell'energia elettrica.

Articolo 11
Disposizioni finali

11.1 Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale della Repubblica Italiana e nel sito internet
dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(www.autorita.energia.it) ed entra in vigore a far data dall'1
febbraio 2004.
11.2 La deliberazione dell'Autorità 18 ottobre 2001, n. 228/01
come successivamente modificata e integrata, continua ad essere
applicata per quanto necessario e limitatamente alla definizione
delle partite di competenza del periodo anteriore all'1 febbraio
2004.
Milano, 30 gennaio 2004
Il presidente: Ortis

Tabelle

Tabella 1.1 Elemento PC per i clienti finali non dotati di misura-
tori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna
delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4
====================================================================
Tipologie di contratto di cui PC (centesimi
comma 2.2 del Testo integrato di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 6,25
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 5,47
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 6,80
lettera d) Utenze in inedia tensione
di illuminazione pubblica 5,19
lettera e) Altre utenze in media
tensione 6,57
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 5,81
====================================================================
Tabella 1.2 Elemento PC per i clienti finali dotati di misuratori
atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle
fasce orarie F1, F2, F3 ed F4
====================================================================
Tipologie di contratto di cui PC (centesimi
comma 2.2 del Testo integrato di euro/kWh)
F1 F2 F3 F4
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 13,66 8,14 6,43 4,41
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 13,66 8,14 6,43 4,41
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 13,66 8,14 6,43 4,41
lettera d) Utenze in inedia tensione
di illuminazione pubblica 12,96 7,72 6,10 4,19
lettera e) Altre utenze in media
tensione 12,96 7,72 6,10 4,19
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 12,69 7,56 5,97 4,10
====================================================================
Tabella 2.1 Elemento OD per i clienti finali non dotati di misura-
tori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna
delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4
====================================================================
Tipologie di contratto di cui OD (centesimi
comma 2.2 del Testo integrato di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 0,24
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 0,14
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 0,31
lettera d) Utente in media tensione
di illuminazione pubblica 0,14
lettera e) Altre utenze in media
tensione 0,31
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 0,22
====================================================================
Tabella 2.2 Elemento OD per i clienti finali dotati di misuratori
atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle
fasce orarie F1, F2, F3 ed F4
====================================================================
Tipologie di contratto di cui OD (centesimi
comma 2.2 del Testo integrato di euro/kWh)
F1 F2 F3 F4
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 1,17 0,48 0,26 0,01
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 1,17 0,48 0,26 0,01
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 1,17 0,48 0,26 0,01
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 1,11 0,45 0,25 0,01
lettera e) Altre utenze in media
tensione 1,11 0,45 0,25 0,01
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 1,09 0,44 0,25 0,01
====================================================================
Tabella 3.1 Componente CCA per i clienti finali non dotati di misu-
ratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna
delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4
====================================================================
Tipologie di contratto di cui CCA (centesimi
comma 2.2 del Testo integrato di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 6,58
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 5,70
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 7,20
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 5,42
lettera e) Altre utenze in media
tensione 6,97
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 6,12
====================================================================
Tabella 3.2 Componente CCA per i clienti finali dotati di misuratori
atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna delle
fasce orarie F1, F2, F3 ed F4
====================================================================
Tipologie di contratto di cui CCA (centesimi
comma 2.2 del Testo integrato di euro/kWh)
F1 F2 F3 F4
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 14,92 8,71 6,78 4,51
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 14,92 8,71 6,78 4,51
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 14,92 8,71 6,78 4,51
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 14,16 8,26 6,44 4,29
lettera e) Altre utenze in media
tensione 14,16 8,26 6,44 4,29
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 13,87 8,09 6,31 4,20
====================================================================
Tabella 4: Elemento PV
====================================================================
Tariffa D2
--------------------------------------------------------------------
Fasce di consumo (kWh/anno) PV (centesimi
di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
da a
0 900 3,38
901 1800 3,38
1801 2640 5,05
2641 4440 6,32
oltre 4440 5,05
====================================================================

====================================================================
Tariffa D3
--------------------------------------------------------------------
Fasce di consumo (kWh/anno) PV (centesimi
di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
5,05
====================================================================

Tabella 5: Componente CAD
====================================================================
Tariffa D2
--------------------------------------------------------------------
Fasce di consumo (kWh/anno) PV (centesimi
di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
da a
0 900 5,66
901 1800 5,69
1801 2640 7,36
2641 4440 8,63
oltre 4440 7,36
====================================================================

====================================================================
Tariffa D3
--------------------------------------------------------------------
Fasce di consumo (kWh/anno) PV (centesimi
di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
7,36
====================================================================
Tabella 6: Prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese
distributrici per il mercato vincolato
====================================================================
Fascia oraria Prezzo (centesimi
di euro/kWh)

F1 13,383
F2 7,763
F3 6,031
F4 3,984
====================================================================
Tabella 7: Componenti tariffarie UC3 e UC6
====================================================================
UC3 UC6
-------------------------------------------------
Tipologie centesimi centesimi
di contratto di euro/ di euro/
di cui comma punto di centesimi punto di centesimi centesimi
2.2 del Testo prelievo di euro/ prelievo di euro/ di euro/
integrato per anno kWh per anno kwh kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza
domestica
in bassa
tensione - 0,04 - 64,32 0,04
lettera b) Utenze
in bassa
tensione
di illu-
minazione
pubblica - 0,04 - - 0,05
lettera c) Altre
utenze
in bassa
tensione
di cui:
con po-
tenza
impegnata
non su-
periore
a 1,5 kW - 0,04 529,44 - 0,04
di cui:
con po-
tenza
impegnata
superiore
a 1,5 kW - 0,04 529,44 - 0,04
lettera d) Utenze
in media
tensione
di illu-
minazione
pubblica - 0,02 - - 0,03
lettera e) Altre
utenze
in media
tensione - 0,02 30.619,68 - -
lettera f) Utenze
in alta
e altis-
sima ten-
sione - 0,01 - - -
====================================================================
Tabella 8 Componenti tariffarie UC3 e UC6 per i soggetti di cui al
comma 71.2 del Testo integrato
====================================================================
UC3 UC6
-------------------------------------------------
Tipologie centesimi centesimi
di contratto di euro/ di euro/
di cui comma punto di centesimi punto di centesimi centesimi
2.2 del Testo prelievo di euro/ prelievo di euro/ di euro/
integrato per anno kWh per anno kwh kWh
--------------------------------------------------------------------
Alluminio primario 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
--------------------------------------------------------------------
Ferrovie dello
Stato Spa (quan-
titativi di ener-
gia elettrica per
trazione in ecces-
so di quelli pre-
visti dall'art.4,
comma 2, del decre-
to del Presidente
della Repubblica
22 maggio 1963,
n.730) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
--------------------------------------------------------------------
Ferrovie dello
Stato Spa, Società
Terni Spa e suoi
aventi causa (nei
limiti quantitativi
previsti rispetti-
vamente dall'arti-
colo 4, comma 2,
del decreto del
Presidente della
Repubblica 22 mag-
gio 1963, n.730,
e dall'articolo 6
del decreto del
Presidente della
Repubblica 21 ago-
sto 1963, n. 1165) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
--------------------------------------------------------------------
Utenze sottese,
comuni rivieraschi 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
====================================================================

ALLEGATO A

TESTO INTEGRATO
DELLE DISPOSIZIONI DELL'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E
IL GAS PER L'EROGAZIONE DEI SERVIZI DI TRASMISSIONE,
DISTRIBUZIONE, MISURA E VENDITA DELL'ENERGIA ELETTRICA
(Periodo di regolazione 2004-2007)
PARTE I

DEFINIZIONI

Articolo 1
Definizioni

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

- l'Autorità è l'Autorità per l'energia elettrica e il gas;
- l'Acquirente unico è il soggetto di cui all'articolo 4 del decreto
legislativo n. 79/99;
- alta tensione (AT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a
35 kV e uguale o inferiore a 150 kV;
- altissima tensione (AAT) è una tensione nominale tra le fasi
superiore a 150 kV;
- area di riferimento è l'area definita ai sensi dell'articolo 3
della deliberazione n. 118/03;
- ambito di competenza è l'ambito territoriale nel quale l'esercente
svolge l'attività di distribuzione dell'energia elettrica in
regime di concessione;
- bassa tensione (BT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o
inferiore a 1 kV;
- caratteristiche del prelievo sono i parametri elettrici che
caratterizzano il prelievo di energia elettrica da una rete con
obbligo di connessione di terzi quali, a titolo di esempio, la
tensione di alimentazione, l'energia elettrica prelevata e, ove
rilevanti, la distribuzione temporale del prelievo e la potenza
elettrica;
- la Cassa è la Cassa conguaglio per il settore elettrico;
- cliente finale è la persona fisica o giuridica che non esercita
l'attività di distribuzione e che preleva l'energia elettrica, per
la quota di proprio uso finale, da una rete con obbligo di
connessione di terzi anche attraverso reti interne di utenza e
linee dirette;
- clienti del mercato libero sono i clienti finali idonei che abbiano
esercitato il diritto di cui all'articolo 2, comma 6, del decreto
legislativo n. 79/99;
- clienti del mercato vincolato sono i clienti finali diversi dai
clienti del mercato libero;
- codice di condotta commerciale è il codice di condotta commerciale
adottato ai sensi dell'articolo 4 della deliberazione n. 204/99,
ovvero quello applicato in ottemperanza alla deliberazione n.
242/00;
- componente CAD è la componente tariffaria delle tariffe D2 e D3,
espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di
acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al
mercato vincolato, nonchè degli oneri derivanti dall'applicazione
delle disposizioni di cui all'articolo 11 del decreto legislativo
n. 79/99 sino all'avvio del dispacciamento di merito economico;
- componente CCA è la componente tariffaria, espressa in centesimi
di euro/kWh, a copertura dei costi di acquisto e di dispacciamento
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, nonchè
degli oneri derivanti dall'applicazione delle disposizioni di cui
all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 sino all'avvio del
dispacciamento di merito economico;
- componente CDE è la componente tariffaria, espressa in centesimi
di euro/kWh, a copertura dei costi relativi al servizio di
trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;
- componente CDF è la componente tariffaria, espressa in centesimi
di euro/punto di interconnessione per anno, a copertura dei costi
relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per
le imprese distributrici;
- componente COV(base 1) è la componente tariffaria, espressa in
centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi
relativi all'erogazione del servizio di acquisto e vendita
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;
- componente COV(base 3) è la componente tariffaria, espressa in
centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi
all'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia
elettrica destinata al mercato vincolato;
- componente CTR è la componente tariffaria, espressa in centesimi
di euro/kWh e differenziata per fasce orarie, a copertura dei costi
relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione
nazionale per le imprese distributrici;
- componente MIS(base 1) è la componente tariffaria, espressa in
centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi
relativi al servizio di misura;
- componente MIS(base 3) è la componente tariffaria, espressa in
centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi al servizio
di misura;
- componente TRAS è la componente tariffaria, espressa in centesimi
di euro/kWh, a copertura dei costi di trasporto dell'energia
elettrica sulla rete di trasmissione nazionale per i clienti
finali;
- componenti UC(base 1) sono le componenti tariffarie, espresse in
centesimi di euro/punto di prelievo per anno e in centesimi di
euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione
dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato
vincolato;
- componenti UC(base 3) sono le componenti tariffarie, espresse in
centesimi di euro/punto di prelievo per anno e in centesimi di
euro/kWh, a copertura degli squilibri dei sistemi di perequazione
dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di
trasmissione e di distribuzione, nonchè dei meccanismi di
integrazione;
- componenti UC(base 4) sono le componenti tariffarie, espresse in
centesimi di euro/kWh, a copertura delle integrazioni di cui al
Capitolo VII, comma 3, lettera a) del provvedimento CIP n. 34/74 e
successivi aggiornamenti;
- componenti UC(base 5) sono le componenti tariffarie espresse in
centesimi di euro/kWh a copertura dei costi a carico del Gestore
della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia elettrica
necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e
perdite standard nelle reti;
- componenti UC(base 6) sono le componenti tariffarie espresse in
centesimi di euro/kWh a copertura dei costi riconosciuti derivanti
da recuperi di qualità del servizio;
- componente (alfa(base 1) è la componente tariffaria della tariffa
TV2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a
copertura dei costi relativi all'erogazione del servizio di
distribuzione;
- componenti (alfa (base 2) è la componente tariffaria della tariffa
TV2, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a
copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al
servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del
medesimo servizio;
- componenti (alfa (base 3) è la componente tariffaria della tariffa
TV2, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi
relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione;
- componente (ro(base 1) è la componente tariffaria dell'opzione
tariffaria TV1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per
anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate
al servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione
del medesimo servizio;
- componente (ro(base 3) la componente tariffaria dell'opzione
tariffaria TV1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei
costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di
distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del medesimo
servizio;
- componente (sigma(base 1) è la componente tariffaria della tariffa
D1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a
copertura dei costi relativi all'erogazione dei servizi di
trasmissione, di distribuzione, di misura e di acquisto e vendita
dell'energia elettrica;
- componente (sigma(base 2) è la componente tariffaria della tariffa
Dl, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a
copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al
servizio di trasmissione e di distribuzione;
- componente (sigma(base 3) è la componente tariffaria della tariffa
Dl, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi
relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e
di distribuzione;
- componente (tau(base 1)(D2) è la componente tariffaria della
tariffa D2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per
anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate
al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi
all'erogazione dei medesimi servizi;
- componente (tau(base 2)(D2) è la componente tariffaria della
tariffa D2, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a
copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al
servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi
all'erogazione dei medesimi servizi;
- componente (tau(base 3)(D2) è la componente tariffaria della
tariffa D2, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei
costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di
trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione
dei medesimi servizi;
- componente (tau(base 1)(D3) è la componente tariffaria della
tariffa D3, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per
anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate
al servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi
all'erogazione dei medesimi servizi;
- componente (tau(base 2)(D3) è la componente tariffaria della
tariffa D3, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a
copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al
servizio di trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi
all'erogazione dei medesimi servizi;
- componente (tau(base 3)(D3) è la componente tariffaria della
tariffa D3, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei
costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di
trasmissione e di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione
dei medesimi servizi;
- contratto di compravendita è un contratto tra operatori di
mercato, di cui alla deliberazione n. 168/03, avente ad oggetto
l'acquisto e la vendita di energia elettrica;
- dispacciamento è il servizio di dispacciamento di cui all'articolo
3 della deliberazione n. 168/03;
- distribuzione è il servizio di distribuzione esercitato in
concessione dagli aventi diritto ai sensi dell'articolo 9 del
decreto legislativo n. 79/99, per il trasporto e la trasformazione
dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione;
- elemento OD è l'elemento della componente CCA, espresso in
centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di dispacciamento
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;
- elemento PC è l'elemento della componente CCA, espresso in
centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di acquisto
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato;
- elemento PV è l'elemento della componente CAD delle tariffe D2 e
D3, espresso in centesimi di euro/kWh ed aggiornato
trimestralmente, a copertura di parte dei costi di acquisto e di
dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato
vincolato;
- elemento PF è l'elemento della componente CAD delle tariffe D2 e
D3, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura di parte dei
costi di acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica
destinata al mercato vincolato;
- elemento VE è l'elemento delle componenti CCA e CAD, espresso in
centesimi di euro/kWh, a copertura degli oneri derivanti
dall'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 11 del
decreto legislativo n. 79/99 sino all'avvio del dispacciamento di
merito economico;
- energia netta è il bilancio tra energia prelevata e energia
immessa con riferimento a un insieme definito di punti di
interconnessione e relativa ad un determinato periodo di tempo;
- esercente è l'esercente uno o più servizi di pubblica utilità
nel settore dell'energia elettrica che eroga i servizi le cui
condizioni economiche o tecniche sono disciplinate dal presente
Testo Integrato e che stipula i relativi contratti;
- fasce orarie F1, F2, F3 e F4 sono le fasce orarie definite nella
tabella 1 dell'Allegato n. 1;
- fasce orarie FB1 e FB2 sono le fasce orarie definite nel Titolo II,
punto 1), del Provvedimento del Comitato interministeriale dei
prezzi 19 dicembre 1990, n. 45/1990;
- fattore di potenza è un parametro funzione del rapporto tra
l'energia reattiva e l'energia attiva immesse o prelevate in un
punto di immissione o di prelievo;
- il Gestore della rete è il soggetto di cui all'articolo 3 del
decreto legislativo n. 79/99, concessionario delle attività di
trasmissione e di dispacciamento;
- il Gestore del mercato elettrico è il soggetto di cui all'articolo
5 del decreto legislativo n. 79/99;
- impresa distributrice è l'impresa esercente l'attività di
distribuzione ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo n.
79/99;
- linea diretta è una rete elettrica che collega un centro di
produzione a un centro di consumo indipendentemente dalle reti di
trasmissione e di distribuzione;
- media tensione (MT) è una tensione nominale tra le fasi superiore
a 1 kV e uguale o inferiore a 35 kV;
- mercato del giorno prima è la sede di negoziazione delle offerte
di acquisto e di vendita di energia elettrica per ciascun periodo
rilevante del giorno successivo a quello di negoziazione;
- mercato di aggiustamento è la sede di negoziazione delle offerte
di acquisto e di vendita per l'aggiustamento dei programmi di
immissione e di prelievo definiti sul mercato del giorno prima;
- misura dell'energia elettrica è l'attività di misura finalizzata
all'ottenimento di misure dell'energia elettrica in un punto di
immissione, in un punto di prelievo o in un punto di
interconnessione;
- misure dell'energia elettrica sono le grandezze elettriche rilevate
da un misuratore;
- opzione tariffaria è un insieme di componenti tariffarie definite
dagli esercenti per la remunerazione dei servizi di cui al comma
2.1;
- opzione tariffaria multioraria è un'opzione tariffaria con uno o
più componenti differenziati in funzione della distribuzione
temporale del prelievo di energia elettrica o della potenza da
parte del cliente finale;
- opzione multioraria per fasce è un'opzione tariffaria multioraria
costituita da una o più componenti tariffarie con un'articolazione
temporale compatibile con l'articolazione della componente TRAS di
cui al comma 5.1, lettera b);
- parte A e parte B sono le parti variabili della tariffa elettrica
di cui dell'articolo 1 della deliberazione n. 70/97;
- parametri delta(base 1), delta(base 2), delta(base 3), sono i
parametri per la determinazione delle componenti della tariffa TV2;
- parametro Ct è il costo unitario variabile riconosciuto
dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che
utilizzano combustibili fossili commerciali, di cui al comma 6.5,
della deliberazione n. 70/97;
- parametro D è la stima della media annuale della componente del
prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese
distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei
costi di dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh;
- parametro D(base T) è la stima della media, per ciascuna delle
fasce orarie F1, F2, F3 e F4, della componente del prezzo di
cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la
vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di
dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh;
- parametro f è il parametro per la determinazione dell'elemento PV
della componente CAD;
- parametro PGN è la stima della media annuale della componente del
prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese
distributrici per la vendita al mercato vincolato a copertura dei
costi di acquisto e di funzionamento dell'Acquirente unico,
espresso in centesimi di euro/kWh;
- parametro PGN(base B) è la stima della media, per ciascuna delle
fasce orarie FB1, FB2, della componente del prezzo di cessione
dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al
mercato vincolato a copertura dei costi di acquisto e di
funzionamento dell'Acquirente unico, espresso in centesimi di
euro/kWh;
- parametro PGN(base T) è la stima della media, per ciascuna delle
fasce orarie F1, F2, F3 e F4, della componente del prezzo di
cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici per la
vendita al mercato vincolato a copertura dei costi di acquisto e di
funzionamento dell'Acquirente unico, espresso in centesimi di
euro/kWh;
- parametro gamma è il parametro che esprime lo scostamento,
rispetto alla media, del costo di acquisto dell'energia elettrica
sostenuto per soddisfare la domanda aggregata relativa a ciascuna
tipologia di contratto di cui al comma 2.2, tenuto conto delle
perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione
di terzi;
- parametro gamma(base OD) è il parametro che esprime lo
scostamento, rispetto alla media, del costo di dispacciamento
dell'energia elettrica sostenuto per soddisfare la domanda
aggregata relativa a ciascuna tipologia di contratto di cui al
comma 2.2, tenuto conto delle perdite di energia elettrica sulle
reti con obbligo di connessione di terzi;
- parametro lamda è il parametro che esprime le perdite di energia
elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi,
differenziato per tipologia di contratto di cui al comma 2.2;
- periodo di emergenza è il periodo di tempo che comprende le ore
fisse interessate da un disservizio di rete o da interventi di
manutenzione, inclusa l'ora fissa di inizio del disservizio o degli
interventi;
- periodo di regolazione è il periodo pluriennale di cui
all'articolo 2, comma 18, della legge n. 481/95;
- potenza disponibile è la massima potenza prelevabile in un punto
di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato. La
potenza disponibile è la potenza per la quale è stato corrisposto
il contributo di allacciamento;
- potenza impegnata e':

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

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

- potenza nominate di un generatore elettrico è la massima potenza
ottenibile in regime continuo che è riportata sui dati di targa
del generatore, come fissati all'atto della messa in servizio o
rideterminati a seguito di interventi di riqualificazione del
macchinario;
- potenza nominale di un impianto è la somma aritmetica delle
potenze nominali dei generatori elettrici, compresi quelli di
riserva, destinati alla produzione di energia elettrica;
- potenza nominale media annua è la potenza nominale di concessione
di derivazione d'acqua valutata sulla base della portata media
annua, detratto il minimo deflusso vitale, per il salto idraulico
teorico;
- potenza prelevata è, in ciascuna ora, il valore medio della
potenza prelevata nel quarto d'ora fisso in cui tale valore è
massimo; in alternativa, è facoltà dell'esercente assumere come
potenza prelevata il 70% della potenza massima istantanea;
- produzione di energia elettrica lorda da un impianto è la
quantità di energia elettrica prodotta, misurata dai contatori
sigillati dagli Uffici Tecnici di Finanza situati ai morsetti di
uscita dei generatori elettrici;
- produzione di energia elettrica netta da un impianto è la
produzione di energia elettrica lorda diminuita dell'energia
elettrica destinata ai servizi ausiliari dell'impianto e delle
perdite di energia elettrica nei trasformatori di centrale;
- punto di emergenza è punto in cui l'energia elettrica viene
prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi al fine
di consentire l'alimentazione nei casi in cui il cliente finale non
possa prelevare l'energia elettrica attraverso un punto di
prelievo, indicato come principale, a causa di disservizi di rete
per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di
manutenzione;
- punto di immissione è il punto in cui l'energia elettrica viene
immessa in una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di
un impianto di produzione elettrica;
- punto di interconnessione è un punto di connessione circuitale tra
due reti con obbligo di connessione a terzi;
- punto di interconnessione di emergenza è il punto di
interconnessione utilizzato al fine di consentire l'alimentazione
nei casi in cui un'impresa distributrice non possa prelevare
l'energia elettrica attraverso un altro punto di interconnessione,
indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause
accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;
- punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione
nazionale è un punto di connessione di un impianto di produzione
di energia elettrica ad una rete di distribuzione;
- punto di prelievo è il singolo punto in cui l'energia elettrica
viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da
parte di un cliente finale ovvero l'insieme dei punti in cui
l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di
connessione di terzi da parte di un cliente finale, nel caso in cui
la potenza disponibile in ciascuno di detti punti sia non superiore
a 500 W, entro il limite di complessivi 100 kW, e l'energia
elettrica prelevata sia destinata all'alimentazione di lampade
votive, di cartelli stradali e pubblicitari, di cabine telefoniche
e di altre utilizzazioni con caratteristiche similari;
- rete di trasmissione nazionale è la rete elettrica di trasmissione
nazionale come individuata dal decreto 25 giugno 1999 ed integrata
a seguito dei successivi interventi di sviluppo deliberati dal
Gestore della rete;
- reti con obbligo di connessione di terzi sono:

i) le reti i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi se-
condo quanto previsto dall'articolo 3, comma 1, e dall'articolo
9, comma 1, del decreto legislativo n. 79/99, ivi incluse le
reti di cui all'articolo 3, comma 3, del decreto 25 giugno
1999;

ii) le piccole reti isolate di cui all'articolo 7 del decreto legi-
slativo n. 79/99;

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

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

- reti di distribuzione sono le reti con obbligo di connessione di
terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale;
- reti interne d'utenza sono le reti elettriche stabilite sul
territorio nazionale diverse dalle reti con obbligo di connessione
di terzi e dalle linee dirette;
- sistema delle offerte è il sistema delle offerte di acquisto di
vendita dell'energia elettrica e di tutti i servizi connessi di cui
all'articolo 5 del decreto legislativo n. 79/99;
- tariffa è il prezzo massimo unitario di un servizio di pubblica
utilità, al netto delle imposte, ai sensi della legge n. 481/95;
- tasso di riferimento è il tasso di cui all'articolo 2 del decreto
legislativo 24 giugno 1998, n. 213, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 157 dell'8 luglio 1998;
- trasmissione è il servizio di trasmissione di cui all'articolo 3
del decreto legislativo n. 79/99 per il trasporto e la
trasformazione dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione
nazionale;
- usi propri della trasmissione sono i consumi di energia elettrica
degli esercenti che svolgono attività di trasmissione,
direttamente connessi all'erogazione del servizio di trasporto su
reti di trasmissione;
- usi propri della distribuzione sono i consumi di energia elettrica
dell'impresa distributrice, direttamente connessi all'erogazione
del servizio di trasporto su reti di distribuzione;
- utenza è un impianto elettrico connesso ad una rete con obbligo di
connessione di terzi;
- zona è la zona di cui all'articolo 15 della deliberazione n.
168/03.
- legge n. 481/95 è la legge 14 novembre 1995, n. 481/95;
- decreto legislativo n. 79/99 è il decreto legislativo 16 marzo
1999, n. 79;
- decreto 19 dicembre 1995 è il decreto del Ministro dell'industria,
del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 36 del 16 febbraio 1996;
- decreto 25 giugno 1999 è il decreto del Ministro dell'industria,
del commercio e dell'artigianato 25 giugno 1999, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 151 del 30 giugno
1999;
- decreto 26 gennaio 2000 è il decreto del Ministro dell'industria
del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del
tesoro del bilancio e della programmazione economica 26 gennaio
2000, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 27
del 3 febbraio 2000, come successivamente modificato e integrato
dal decreto del Ministro dell'industria del commercio e
dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del
bilancio e della programmazione economica 17 aprile 2001,
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 97 del 27
aprile 2001;
- decreto 22 dicembre 2000 è il decreto del Ministro dell'industria
del commercio e dell'artigianato 22 dicembre 2000, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 15 del 19 gennaio 2001;
- decreto 24 aprile 2001 è il decreto del Ministro dell'industria,
del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro
dell'ambiente, 24 aprile 2001, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale, n. 117 del 22 maggio 2001;
- decreto 7 maggio 2001 è il decreto del Ministro dell'industria del
commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro
del bilancio e della programmazione economica 7 maggio 2001,
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 122 del 28
maggio 2001;
- decreto 19 dicembre 2003 è il decreto del Ministro delle attività
produttive 19 dicembre 2003, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale, n. 301 del 30 dicembre 2003;
- provvedimento CIP n. 34/74 è il provvedimento del Comitato
interministeriale dei prezzi 6 luglio 1974, n. 34, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n 181 dell'11 luglio 1974;
- provvedimento CIP n. 15/89 è il provvedimento del Comitato
interministeriale dei prezzi 12 luglio 1989, n. 15, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 167 del 19 luglio
1989;
- provvedimento CIP n. 34/90 è il provvedimento del Comitato
interministeriale dei prezzi 14 novembre 1990, n. 34, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 270 del 19 novembre
1990;
- provvedimento CIP n. 45/90 è il provvedimento del Comitato
interministeriale dei prezzi 19 dicembre 1990, n. 45, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, n. 90 del 29
dicembre 1990;
- provvedimento CIP n. 6/92 è il provvedimento del Comitato
interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6, pubblicato sulla
Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 170 del 12 maggio 1992;
- deliberazione n. 70/97 è la deliberazione dell'Autorità 26 giugno
1997, n. 70/97, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie
generale, n. 150 del 30 giugno 1997, come successivamente
modificata ed integrata;
- deliberazione n. 200/99 è la deliberazione dell'Autorità 28
dicembre 1999, n. 200/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come
successivamente modificata ed integrata;
- deliberazione n. 202/99 è la deliberazione dell'Autorità 28
dicembre 1999, n. 202/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come
successivamente modificata ed integrata;
- deliberazione n. 204/99 è la deliberazione dell'Autorità 29
dicembre 1999, n. 204/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Supplemento ordinario, n. 235 del 31 dicembre 1999, come
successivamente modificata ed integrata;
- deliberazione n. 138/00 è la deliberazione dell'Autorità 3 agosto
2000, n. 138/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie
generale, n. 202 del 30 agosto 2000, come successivamente
modificata ed integrata;
- deliberazione n. 223/00 è la deliberazione dell'Autorità 13
dicembre 2000, n. 223/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale, n. 296 del 20 dicembre 2000;
- deliberazione n. 231/00 è la deliberazione dell'Autorità 20
dicembre 2000, n. 231/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;
- deliberazione n. 238/00 è la deliberazione dell'Autorità 28
dicembre 2000, n. 238/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;
- deliberazione n. 242/00 è la deliberazione dell'Autorità 28
dicembre 2000, n. 242/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale, n. 4 del 5 gennaio 2001;
- deliberazione n. 95/01 è la deliberazione dell'Autorità 30 aprile
2001, n. 95/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie
generale, n. 138 del 16 giugno 2001, come successivamente
modificata e integrata;
- deliberazione n. 118/03 l'Allegato A alla deliberazione
dell'Autorità 16 ottobre 2003, n. 118/03, in corso di
pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale.
- deliberazione n. 168/03 è la deliberazione dell'Autorità 30
dicembre 2003, n. 168/03, in corso di pubblicazione nella Gazzetta
Ufficiale.
- Testo integrato della qualità dei servizi è il Testo integrato
delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
in materia di qualità dei servizi di distribuzione, misura e
vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione
2004-2007, approvato con deliberazione dell'Autorità 30 gennaio
2004, n. 4/04. in corso di pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale

PARTE II

REGOLAZIONE DEI CORRISPETTIVI

TITOLO 1

DISPOSIZIONI GENERALI

Articolo 2
Ambito oggettivo

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

a) trasmissione dell'energia elettrica;
b) distribuzione dell'energia elettrica;
c) acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato
vincolato, articolato nelle seguenti attivita':

i) cessione dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincola-
to, in capo all'Acquirente unico;

ii) vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato vincolato,
in capo alle imprese distributrici;

d) misura dell'energia elettrica, articolato nelle seguenti
attivita':

i) installazione e manutenzione dei misuratori;

ii) rilevazione e registrazione delle misure dell'energia elettrica.

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

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

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

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

b) per utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica, dove per
tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica
utilizzata per alimentare gli impianti in bassa tensione di
illuminazione di aree pubbliche da parte dello Stato, delle
province, dei comuni o degli altri soggetti pubblici o privati che
ad essi si sostituiscono in virtù dileggi o provvedimenti;
c) per utenze in bassa tensione diverse da quelle di cui alle lettere
a) e b) del presente comma;
d) per utenze in media tensione di illuminazione pubblica, dove per
tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica
utilizzata per alimentare gli impianti in media tensione di
illuminazione di aree pubbliche da parte dello Stato, delle
province, dei comuni o degli altri soggetti pubblici o privati che
ad essi si sostituiscono in virtù dileggi o provvedimenti;
e) per utenze in media tensione diverse da quelle di cui alla lettera
d) del presente comma;
f) per utenze in alta e altissima tensione.

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

Articolo 3
Criteri generali di regolazione dei corrispettivi

3.1 Salvo quanto disposto al titolo 2, sezioni 1 e 3, ed al titolo
3, sezioni 1 e 2 della presente parte, l'Autorità disciplina criteri
in applicazione dei quali gli esercenti definiscono opzioni
tariffarie.
3.2 Le opzioni tariffarie sono suddivise in tre categorie:

a) opzioni tariffarie base, che devono rispettare un vincolo,
denominato V2, sui ricavi tariffari conseguibili nell'ambito di
ciascun contratto; tali opzioni tariffarie possono essere composte
solo da componenti tariffarie riferite alle caratteristiche del
prelievo;
b) opzioni tariffarie speciali;
c) opzioni tariffarie ulteriori, che, nei casi in cui l'Autorità
fissi una tariffa, possono essere offerte dagli esercenti
unitamente alla medesima tariffa.

3.3 Le opzioni tariffarie devono essere offerte dall'esercente in
maniera non discriminatoria a tutte le attuali e potenziali
controparti appartenenti alla stessa tipologia contrattuale.
3.4 Le opzioni tariffarie base e speciali definite dagli esercenti
ai sensi del comma 3.2, lettere a) e b), devono consentire il
rispetto di un vincolo, denominato V1, sui ricavi tariffari
conseguibili, da parte di ciascun esercente, dall'insieme dei
contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui al comma 2.2,
lettere da b) a f).
3.5 L'Autorità può riconoscere al singolo esercente, con
riferimento ad un'opzione tariffaria speciale, previa presentazione
di apposita istanza, ricavi ammessi superiori a quelli compatibili
con il vincolo V1 di cui al comma 3.4. Con l'istanza di cui al
presente comma l'esercente richiede la determinazione degli eventuali
maggiori ricavi ammessi, motivando tale richiesta in relazione ai
maggiori costi che l'esercente stesso deve sostenere per l'erogazione
di servizi a condizioni diverse da quelle associate alle opzioni
tariffarie base.
3.6 L'istanza di cui al comma 3.5 deve essere presentata, a pena
di inammissibilità, contestualmente alla proposta per l'approvazione
ai sensi dell'articolo 4 dell'opzione tariffaria speciale cui
l'istanza medesima si riferisce, unitamente ai seguenti dati e
documenti:

a) documentazione atta a consentire la verifica delle caratteristiche
del servizio remunerato dall'opzione tariffaria speciale di cui
viene richiesta l'approvazione;
b) stima del numero di clienti finali che potranno richiedere
l'opzione tariffaria speciale, unitamente alle corrispondenti
caratteristiche del prelievo;
c) prospetto analitico dei costi aggiuntivi che l'erogazione del
servizio associato all'opzione tariffaria speciale comporta in
rapporto ai costi dell'erogazione del servizio in applicazione
delle condizioni contrattuali associate alle opzioni tariffarie
base;
d) attestazione, supportata da documentazione utile a comprovarne
l'attendibilità, del fatto che i costi aggiuntivi di cui alla
lettera c) del presente comma sono sopportati dai soli clienti
finali che optino per l'opzione tariffaria speciale.

3.7 Le componenti tariffarie ottenute come prodotto di elementi e
parametri devono essere arrotondate con criterio commerciale alla
seconda cifra decimale, se espresse in centesimi di euro, o alla
quarta cifra decimale, se espresse in euro.
3.8 L'esercente può definire componenti tariffarie applicate alla
potenza contrattualmente impegnata, purchè renda disponibili livelli
di potenza contrattualmente impegnata pari a 1,5; 3,0, 4,5, 6,0; 10;
15; 20; 25 e 30 kW. L'esercente può rendere disponibili ulteriori
livelli di potenza contrattualmente impegnata.
3.9 Nel caso in cui vengano resi disponibili, ai sensi del comma
3.8, livelli di potenza contrattualmente impegnata inferiori a 37,5
kW, l'esercente può installare dispositivi atti a limitare il
prelievo di potenza al livello contrattualmente impegnato, fatta
eccezione per i casi in cui presso il cliente finale interessato
siano installati misuratori di energia elettrica in grado di
registrare la potenza massima prelevata.
3.10 I corrispettivi derivanti dall'applicazione di componenti
tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno,
ovvero in centesimi di euro/kW impegnato per anno, sono addebitati in
quote mensili calcolate dividendo per dodici i medesimi corrispettivi
ed arrotondate secondo quanto previsto al comma 3.7.
3.11 In nessun caso può essere richiesto il pagamento di
corrispettivi con riferimento al periodo successivo alla cessazione
dell'erogazione del servizio. Nel caso di cessazione, subentro o
nuovo allacciamento, nel mese in cui la cessazione, il subentro o il
nuovo allacciamento si verificano, le componenti tariffarie espresse
in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi
di euro/kW impegnato per anno, devono essere moltiplicate, ai fini
della determinazione dei corrispettivi, per un coefficiente pari al
rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto nel medesimo
mese e 365 (trecentosessantacinque).

Articolo 4
Approvazione e offerta delle opzioni tariffarie

4.1 L'esercente propone all'Autorità, entro il 30 settembre di
ciascun anno, le opzioni tariffarie base, speciali e ulteriori, che
intende offrire alle attuali o potenziali controparti nell'anno
successivo.
4.2 La proposta di cui al comma 4.1 è presentata, anche tramite
modalità telematiche, con la modulistica definita dall'Area
elettricità dell'Autorità.
4.3 L'Autorità, entro 45 (quarantacinque) giorni dal ricevimento
della proposta di cui al comma 4.1, verifica la compatibilità delle
opzioni tariffarie con i criteri generali e specifici stabiliti nella
presente parte. Detto termine viene prorogato di 15 (quindici) giorni
nel caso in cui l'Autorità richieda notizie o effettui
approfondimenti in ordine alla proposta. Qualora la pronuncia non
intervenga nel termine previsto dal presente comma, le opzioni
tariffarie proposte si intendono approvate.
4.4 Le opzioni tariffarie approvate ai sensi del comma 4.3 sono
irrevocabili, salvo quanto previsto dal comma 4.7.
4.5 Entro 30 (trenta) giorni dalla data dell'approvazione, gli
esercenti pubblicano le opzioni tariffarie approvate in almeno un
quotidiano ad ampia diffusione nell'ambito di competenza
dell'esercente e nel Bollettino ufficiale della regione o della
provincia autonoma in cui detto ambito è ubicato. Per gli esercenti
che, alla data del 31 dicembre dell'anno precedente a quello in cui
le opzioni tariffarie sono proposte, avevano meno di 100.000
(centomila) clienti finali connessi in bassa e media tensione, è
sufficiente la pubblicazione delle opzioni tariffarie approvate nel
Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma,
ovvero, per trenta giorni, negli albi pretori dei comuni situati
nell'ambito di competenza dell'esercente.
4.6 Entro il medesimo termine di cui al comma 4.5, gli esercenti
pubblicano le opzioni tariffarie approvate in un sito internet messo
a disposizione dall'Autorità.
4.7 La sospensione dell'offerta di opzioni, ovvero la loro
modificazione nel corso dell'anno, sono consentite con le stesse
modalità di cui ai commi precedenti.
4.8 L'esercente comunica, almeno una volta l'anno, a ciascun
cliente l'opzione tariffaria più conveniente per il cliente
medesimo, definita sulla base delle caratteristiche di detto cliente
riscontrate nei 12 (dodici) mesi precedenti, se diversa dall'opzione
già applicata.
4.9 L'esercente si attiene, nell'offerta delle opzioni tariffarie,
alle disposizioni del codice di condotta commerciale riguardanti
l'attività pre-contrattuale.

TITOLO 2
CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E DI DISTRIBUZIONE
DELL'ENERGIA ELETTRICA SULLE RETI CON OBBLIGO DI CONNESSIONE DI TERZI

SEZIONE 1
TARIFFA PER IL SERVIZIO DI TRASMISSIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA PER I
CLIENTI FINALI

Articolo 5
Tariffa di trasmissione per i clienti finali

5.1 Ciascuna impresa distributrice, applica alle attuali e
potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da
b) a f) una tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di
trasmissione, composta dalla componente tariffaria TRAS, fissata
pari:

a) ai valori di cui alla tabella 2.1 dell'allegato n. 1, per i
clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4;
b) ai valori di cui alla tabella 2.2 dell'allegato n. 1, per i
clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4.

Articolo 6
Aggiornamento della tariffa di trasmissione

6.1 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente
tariffaria TRAS a copertura dei costi operativi inclusi gli
ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi
precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed
impiegati, rilevato dall'Istat,;
b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;
c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di
controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse.

6.2 Per il periodo di regolazione 1 febbraio 2004- 31 dicembre
2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 6.1, lettera b),
è pari al 2,5%.
6.3 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004- 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente
tariffaria TRAS a copertura dei costi relativi alla remunerazione del
capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli
investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi
quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di
pubblicazione dell'Istat;
b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica
in Italia;
c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti
realizzati;
d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione
riconosciuta agli interventi di sviluppo della capacità di
trasporto su reti di trasmissione.

SEZIONE 2
CORRISPETTIVI PER IL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA
PER I CLIENTI FINALI

Articolo 7
Opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione

7.1 Ciascuna impresa distributrice propone ai sensi del comma 4.1
almeno un'opzione tariffaria base per il servizio di distribuzione
per le attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma
2.2, lettere da b) a f), ubicate nel proprio ambito di competenza.
7.2 Le imprese distributrici possono proporre, con le modalità di
cui all'articolo 4, opzioni tariffarie speciali per il servizio di
distribuzione in aggiunta alle opzioni tariffarie base di cui al
comma 7.1.
7.3 L'esercente può applicare componenti tariffarie in relazione
a differenze positive tra il valore 0,9 e il valore medio mensile del
fattore di potenza del cliente finale.

Articolo 8
Vincolo V1

8.1 I ricavi effettivi conseguiti in ciascun anno solare
dall'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui
al comma 2.2, lettere da b) a f), non possono superare i ricavi
ammessi, determinati sulla base dell'opzione tariffaria TV1.
8.2 L'opzione tariffaria TV1 di cui al comma 8.1 è costituita,
con riferimento ai contratti appartenenti a ciascuna tipologia di cui
al comma 2.2, lettere da b) a f) dalle seguenti componenti, i cui
valori sono fissati nella tabella 3 di cui all'allegato n. 1:
ro(base 1) composta dagli elementi ro(base 1)(disMT), ro(base
1)(disBT) e ro(base 1)(cot);
ro(base 3) composta dagli elementi ro(base 3)(disAT), ro(base
3)(disMT), ro(base 3)(disBT) e ro(base 1)(cot).
8.3 Ai fini dell'applicazione del comma 8.1:

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

i) ricavi, come riportati nel bilancio di esercizio, ottenuti
dall'applicazione delle componenti previste dalle opzioni
tariffarie, ad esclusione delle componenti tariffarie com-
pensative di cui al comma 73.2 ad esse relative;

ii) ricavi derivanti dall'applicazione di penalità per prelievi
di potenza maggiori del livello contrattualmente impegnato e
ricavi derivanti dall'applicazione delle componenti di cui al
comma 7.3;

iii) ricavi eccedentari relativi all'anno precedente ai sensi di
quanto disposto dal successivo comma 9.6.

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

i) ricavi che sarebbero stati conseguiti applicando nello stesso
anno l'opzione tariffaria TV1, di cui al comma 8.2;

ii) maggiori ricavi ammessi, ai sensi di quanto previsto al comma
3.5.

Articolo 9
Verifiche del rispetto del vincolo V1

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

a) dichiara l'ammontare dei ricavi ammessi e l'ammontare dei ricavi
effettivi relativi all'anno solare precedente, come definiti
all'articolo 8;
b) dichiara l'ammontare dei ricavi eccedentari relativi all'anno
solare precedente, essendo i ricavi eccedentari pari alla
differenza, se positiva, tra i ricavi effettivi e i ricavi ammessi
riferiti al medesimo anno solare.

9.2 A fronte di ricavi eccedentari superiori al 3% del ricavo
ammesso, ciascuna impresa distributrice, entro il 31 dicembre di ogni
anno, riconosce ai clienti che nell'anno precedente erano controparti
di contratti appartenenti ad una tipologia di cui al comma 2.2,
lettere da b) a f) un rimborso pari al prodotto tra i ricavi
eccedentari di cui al comma 9.1, lettera b), relativi alla medesima
tipologia e:

a) (1+r1), dove r1 è il tasso di riferimento in vigore all'inizio
dell'anno solare in cui viene effettuato il rimborso aumentato di
3 punti percentuali, a fronte di ricavi eccedentari non superiori
al 10% dei ricavi ammessi;
b) (1+r2), dove r2 è il tasso di riferimento in vigore all'inizio
dell'anno solare in cui viene effettuato il rimborso aumentato di
5 punti percentuali, a fronte di ricavi eccedentari superiori al
10% dei ricavi ammessi.

9.3 L'ammontare complessivo dei rimborsi di cui al comma 9.2 è
ripartito tra i clienti in proporzione agli addebiti derivanti
dall'applicazione delle componenti dell'opzione tariffaria per il
servizio di distribuzione, escluse le componenti di cui al comma 7.3,
complessivamente fatturati a ciascun cliente nell'anno precedente
quello del rimborso.
9.4 A fronte di ricavi eccedentari non superiori al 10% l'impresa
distributrice può, in alternativa a quanto previsto al comma 9.2,
ridurre nelle fatture dell'anno successivo a quello cui i ricavi
eccedentari si riferiscono le componenti di tutte le opzioni
tariffarie applicate ai clienti finali controparti di contratti
appartenenti alla tipologia di una percentuale determinata ai sensi
del comma 9.5.
9.5 La percentuale di riduzione di cui al comma è calcolata in
modo tale da prevedere, entro il quinto bimestre dell'anno, un
accredito complessivo pari al prodotto tra i ricavi eccedentari e
(1+r1), dove r1 è determinato ai sensi del comma 9.2, lettera a).
Qualora l'ammontare effettivamente accreditato entro il quinto
bimestre dell'anno sia inferiore a detto importo, nel bimestre
successivo l'impresa distributrice accredita a ciascun cliente finale
controparte di contratti appartenenti alla tipologia un importo pari
al rapporto tra l'ammontare residuo da restituire e il numero di tali
clienti finali.
9.6 A fronte di ricavi eccedentari pari o inferiori al 3% del
ricavo ammesso, ciascuna impresa distributrice accantona detti ricavi
eccedentari e li computa a maggiorazione dei ricavi effettivi
nell'anno successivo a quello a cui i ricavi eccedentari si
riferiscono.
9.7 Ciascuna impresa distributrice dà separata evidenza contabile
agli accrediti e ai rimborsi di cui ai commi 9.2 e 9.4, nonchè agli
accantonamenti di cui al comma 9.6.
9.8 Entro il 31 marzo dell'anno successivo a quello in cui sono
effettuati gli accrediti o i rimborsi di cui ai commi 9.2 e 9.4,
ciascuna impresa distributrice comunica all'Autorità, per ogni
opportuna verifica, l'ammontare di quanto accreditato e rimborsato
con riferimento all'insieme dei contratti appartenenti a ciascuna
tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f).

Articolo 10
Vincolo V2

10.1 La tariffa TV2, con riferimento ai contratti appartenenti a
ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f), è
costituita dalle componenti tariffarie alfa(base 1), alfa(base 2) e
alfa(base 3), determinate come segue:
alfa(base 1)=ro(base 1)(cot)xdelta(base 1);
alfa(base 2)=[ro(base 1)(disMT)+ro(base 1)(disBT)]xdelta(base
2)+ro(base 3(disBT)+ro(base 3)(cot)]xdelta(base 4);
alfa(base 3)=ro(base 3)(disAT)xdelta(base 3).
10.2 I valori dei parametri delta(base 1), delta(base 2),
delta(base 3) e delta(base 4) di cui al comma 10.1, relativi a
ciascuna tipologia di cui al comma 2.2, lettere da b) a f) sono
fissati nella tabella 4 di cui all'allegato n. 1.

Articolo 11
Compatibilità con il vincolo V2

11.1 Un'opzione tariffaria base non multioraria è compatibile con
il vincolo V2 se, per ogni combinazione di valori di potenza
impegnata ed energia elettrica prelevata in ciascun punto di
prelievo, l'addebito risultante dall'applicazione dell'opzione
tariffaria non è superiore a quello che si otterrebbe applicando la
tariffa TV2 di cui al comma 10.1.
11.2 Un'opzione tariffaria base multioraria è compatibile con il
vincolo V2 se si verificano congiuntamente le seguenti due
condizioni:

a) per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed energia
elettrica annualmente prelevata da un cliente, l'addebito che
deriverebbe dall'applicazione della tariffa TV2 è superiore
all'addebito che deriverebbe dall'applicazione dell'opzione
tariffaria multioraria ad un cliente con distribuzione temporale
del prelievo pari alla distribuzione temporale di riferimento,
determinata ai sensi dell'articolo 12;
b) per ogni distribuzione temporale del prelievo, l'addebito che
deriverebbe dall'applicazione della tariffa TV2 con le componenti
alfa(base 1), alfa(base 2), alfa(base 3) aumentate del 100% è
superiore all'addebito che deriverebbe dall'applicazione
dell'opzione tariffaria multioraria.

11.3 Ai fini della compatibilità con il vincolo V2 di un'opzione
tariffaria base non multioraria o multioraria applicata nell'ambito
di un contratto con durata inferiore all'anno, le condizioni di cui
ai commi 11.1 e 11.2 debbono essere soddisfatte applicando la tariffa
TV2 con le componenti alfa(base 1) e alfa(base 2) moltiplicate per il
rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto e 365
(trecentosessantacinque).

Articolo 12
Distribuzione temporale di riferimento

12.1 Nel caso di opzioni multiorarie per fasce, per ogni
combinazione di potenza massima impegnata ed energia elettrica
annualmente prelevata da un cliente, la distribuzione temporale di
riferimento della potenza impegnata e dell'energia elettrica
prelevata di cui al comma 11.2, lettera a), è ottenuta come segue:

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

12.2 Nel caso di opzioni multiorarie diverse da quelle di cui al
comma 12.1, per ogni combinazione di potenza massima impegnata ed
energia elettrica annualmente prelevata da un cliente, la
distribuzione temporale di riferimento della potenza impegnata e
dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 11.2, lettera a), è
ottenuta come segue:

a) la potenza impegnata in un'ora di ciascuna delle fasce orarie F1,
F2, F3 ed F4 è pari alla potenza impegnata di cui al comma 12.1,
lettera a), relativa alla medesima fascia;
b) l'energia elettrica prelevata in un'ora di ciascuna delle fasce
orarie F1, F2, F3 ed F4 è ottenuta dividendo il valore
dell'energia elettrica prelevata di cui al comma 12.1, lettera b),
per il numero di ore dell'anno appartenenti alla medesima fascia.

12.3 I parametri del profilo tipo del prelievo di potenza di cui
al comma 12.1, lettera a) e del prelievo di energia elettrica di cui
alla lettera b) del medesimo comma sono fissati nelle tabelle 5 e 6
di cui all'allegato n. 1.

Articolo 13
Regime tariffario semplificato per il servizio di distribuzione

13.1 Ciascuna impresa distributrice con meno di 5000 clienti
connessi alla propria rete di distribuzione alla data del 31 dicembre
2003, in alternativa a quanto disposto dai commi 7.1 e 7.2, può
richiedere all'Autorità, entro i termini di cui al comma 4.1, di
essere autorizzato ad adottare il regime tariffario semplificato per
il servizio di distribuzione.
13.2 Ciascuna impresa distributrice autorizzata dall'Autorità ad
adottare il regime tariffario semplificato applica, alle attuali e
potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da
b) a f) ubicate nel proprio ambito di competenza, corrispettivi per
il servizio di distribuzione pari alla tariffa TV2 di cui al comma
10.1.
13.3 Ciascuna impresa distributrice autorizzata dall'Autorità ad
adottare il regime tariffario semplificato è esonerata dagli
obblighi di verifica del rispetto del vincolo V1 di cui all'articolo
9.

Articolo 14
Punti di emergenza

14.1 Ai fini dell'applicazione delle opzioni tariffarie di cui
all'articolo 7 ovvero della tariffa TV2 nei casi di applicazione del
regime tariffario semplificato, la potenza impegnata e l'energia
elettrica prelevata in un punto di emergenza durante il periodo di
emergenza sono convenzionalmente attribuite al punto di prelievo,
indicato come principale nel contratto avente ad oggetto il servizio
di trasporto ed interessato dal disservizio di rete per cause
accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione.

Articolo 15
Aggiornamento delle componenti dei vincoli

15.1 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti
ro(base 1) e ro(base 3) a copertura dei costi operativi, inclusi gli
ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi
precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed
impiegati, rilevato dall'Istat;
b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;
c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di
controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;
e) limitatamente agli elementi ro(base 1)(disMT), ro(base 1)(disBT),
ro(base 3)(disMT) e ro(base 3)(disBT), il tasso di variazione
collegato ad aumenti dei costi riconosciuti derivanti da recuperi
di qualità del servizio.

15.2 Per il periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31 dicembre
2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 15.1, lettera b),
è pari al 3,5%.
15.3 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti
ro(base 1) e ro(base 3) a copertura dei costi relativi alla
remunerazione del capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli
investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi
quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di
pubblicazione dell'Istat;
b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica
in Italia;
c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti
realizzati.

Articolo 16
Componenti UC(base 3) e UC(base 6)

16.1 Ciascuna impresa distributrice applica ai clienti finali
controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a f) le
componenti UC(base 3) e UC(base 6).

SEZIONE 3
CORRISPETTIVI PER I SERVIZI DI TRASMISSIONE E DI DISTRIBUZIONE
DELL'ENERGIA ELETTRICA PER LE IMPRESE DISTRIBUTRICI E PER I
PRODUTTORI

Articolo 17
Corrispettivi per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica
prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione
nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di
trasmissione nazionale

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

a) al Gestore della rete un corrispettivo determinato applicando la
componente CTR, fissata nella tabella 7 di cui all'allegato n. 1,
alla somma:

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

ii) dell'energia elettrica netta immessa nella rete dell'impresa
medesima nei punti di interconnessione virtuale alla rete di
trasmissione nazionale in alta tensione, aumentata di un fattore
percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica
sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 8, colonna A,
di cui all'allegato n. 1;

b) al soggetto titolare dell'impianto di produzione di energia
elettrica connesso a un punto di interconnessione virtuale alla
rete di trasmissione nazionale in media o bassa tensione un
corrispettivo determinato applicando la componente CTR di cui alla
lettera a) del presente comma all'energia elettrica immessa nella
rete dell'impresa medesima nel medesimo punto, aumentata di un
fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia
elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 8,
colonna A, di cui all'allegato n. 1.

Articolo 18
Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione
dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle
reti di distribuzione

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

a) dalla componente CTR di cui al comma 17.1, applicata all'energia
netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di
interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere
conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di
distribuzione, fissato nella tabella 8, colonna B, di cui
all'allegato n. 1;
b) dalla componente CDF, applicata a ciascun punto di
interconnessione;
c) dalla componente CDE, applicata all'energia netta prelevata
dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione.

18.2 La componente CDF di cui al comma 18.1, lettera b), è pari:

a) alla componente ro(base 1) dell'opzione tariffaria TV1, prevista
con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2,
lettera c), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in
bassa tensione;
b) alla componente ro(base 1) dell'opzione tariffaria TV1, prevista
con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2,
lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in
media tensione;
c) alla componente ro(base 1) dell'opzione tariffaria TV1, prevista
con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2,
lettera f) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in
alta tensione.

18.3 La componente CDE di cui al comma 18.1, lettera c) è pari
alla:

a) componente ro(base 3) dell'opzione tariffaria TV1, prevista con
riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2,
lettera c) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in
bassa tensione;
b) componente ro(base 3) dell'opzione tariffaria TV1, prevista con
riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2,
lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in
media tensione;
c) componente ro(base 3) dell'opzione tariffaria TV1, prevista con
riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2,
lettera f) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in
alta tensione.

18.4 Il corrispettivo di cui al comma 18.1, lettera b), non si
applica ai punti di interconnessione di emergenza.

Articolo 19
Corrispettivo per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica
per i produttori di energia elettrica

19.1 Chiunque abbia la disponibilità di un impianto di produzione
di energia elettrica connesso ad una rete con obbligo di connessione
di terzi riconosce al Gestore della rete, per il servizio di
trasmissione dell'energia elettrica, un corrispettivo determinato
applicando all'energia elettrica prodotta e immessa nella medesima
rete, anche per il tramite di linee dirette e di reti interne
d'utenza, una componente tariffaria pari a 0,0253 centesimi di
euro/kWh.
19.2 Il corrispettivo di cui al precedente comma è fatturato dal
Gestore della rete con cadenza mensile.

Articolo 20
Remunerazione del servizio di trasmissione

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

a) i corrispettivi percepiti dal medesimo Gestore ai sensi del comma
17.1, lettera a), e del comma 19.1, e b) il corrispettivo
destinato alla copertura dei costi riconosciuti per il
funzionamento del Gestore della rete, determinato applicando una
componente pari a 0,0336 centesimi di euro/kWh, all'energia di cui
al comma 17.1, lettera a).

Articolo 21
Aggiornamento delle componenti tariffarie

21.1 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR
di cui al comma 17.1, della componente tariffaria di cui al comma
19.1 e della componente di cui al comma 20.1, lettera b) a copertura
dei costi operativi, inclusi gli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi
precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed
impiegati, rilevato dall'Istat;
b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;
c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di
controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse.

21.2 Per il periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31 dicembre
2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 21.1, lettera b),
è pari al 2,5%.
21.3 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente CTR
di cui al comma 17.1. della componente tariffaria di cui al comma
19.1 e della componente di cui al comma 20.1, lettera b) a copertura
dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito,
applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli
investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi
quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di
pubblicazione dell'Istat;
b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica
in Italia;
c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti
realizzati;
d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione
riconosciuta agli interventi di sviluppo della capacità di
trasporto su reti di trasmissione.

TITOLO 3
CORRISPETTIVI PER LA VENDITA DELL'ENERGIA ELETTRICA DESTINATA AL
MERCATO VINCOLATO

SEZIONE 1
CORRISPETTIVI PER LA VENDITA DELL'ENERGIA ELETTRICA AI CLIENTI DEL
MERCATO VINCOLATO CON CONTRATTI DIVERSI DA QUELLI PER L'UTENZA
DOMESTICA IN BASSA TENSIONE

Articolo 22
Struttura dei corrispettivi

22.1 Ciascuna impresa distributrice offre alle attuali o
potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da
b) a f), una tariffa composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente CCA;
b) componente COV(base 1) il cui valore è fissato nella tabella 9 di
cui all'allegato n. 1 ed è aggiornato annualmente dall'Autorità;
c) componente COV(base 3) il cui valore è fissato nella tabella 9 di
cui all'allegato n. 1 ed è aggiornato annualmente dall'Autorità;
d) componente UC8(base 1), e componente UC(base 5).

22.2 Qualora il servizio di vendita di cui al comma 22.1 sia
oggetto di un contratto che preveda anche l'erogazione dei servizi di
trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica, trovano
applicazione le disposizioni di cui al titolo 2, sezioni 1 e 2, della
presente parte, unitamente a quelle di cui alla presente sezione.

Articolo 23
Componente a copertura dei costi di approvvigionamento di energia
elettrica (CCA)

23.1 La componente CCA è fissata pari alla somma dei seguenti
elementi:

a) VE;
b) PC;
c) OD.

23.2 L'elemento PC di cui al comma 23.1, lettera b), è pari a:

a) il prodotto tra il parametro gamma ed il parametro PGN per i
clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4;
b) il prodotto tra il parametro sigma ed il parametro PGN(base B) per
i clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna delle fasce orarie FB1, FB2;
c) il prodotto tra il parametro sigma ed il parametro PGN(base T),
per clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4.

23.3 L'elemento OD di cui al comma 23.1, lettera c), è pari a:

a) il prodotto tra il parametro gamma(base OD) ed il parametro D per
i clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare
l'energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed
F4;
b) il prodotto tra il parametro sigma ed il parametro D(base T), per
clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l'energia
elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4.

23.4 I valori del parametro sigma sono fissati nella tabella 10 di
cui all'allegato n. 1. Gli elementi VE, PC, OD e la componente CCA
sono pubblicati dall'Autorità prima dell'inizio di ciascun
trimestre.

SEZIONE 2
CORRISPETTIVI PER LA VENDITA DELL'ENERGIA ELETTRICA AI CLIENTI DEL
MERCATO VINCOLATO CON CONTRATTI PER L'UTENZA DOMESTICA IN BASSA
TENSIONE

Articolo 24
Tariffe D1, D2, D3

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

a) componente sigma(base 1), costituita dagli elementi sigma(base
1)(mis), sigma(base 1)(cot) e sigma(base 1)(cov);
b) componente sigma(base 7);
c) componente sigma(base 3), costituita dagli elementi sigma(base
3)(tras), sigma(base 3)(disAT) e sigma(base 3)(disMT);
d) componente CCA, di cui all'articolo 23;
e) componenti UC(base 1) e UC(base 5) di cui al comma 22.1, lettera
d);
f) componente UC(base 3), e UC(base 6) di cui di cui all'articolo 16.

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

a) componente tau(base 1)(D2);
b) componente tau(base 2)(D2);
c) componente tau(base 3)(D2);
d) componente CAD;
e) componenti UC(base 1), UC(base 5) di cui al comma 22.1, lettera
d);
f) componente UC(base 3) di cui all'articolo 16.

24.3 Ciascun esercente l'attività di vendita offre una tariffa
denominata D3 alle attuali o potenziali controparti di contratti di
cui al comma 2.2, lettera a), diversi da quelli di cui al comma 24.2.
La tariffa D3 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente tau(base 1)(D3);
b) componente tau(base 2)(D3);
c) componente tau(base 3)(D3);
d) componente CAD;
e) componenti UC(base 1), UC(base 5) di cui al comma 22.1, lettera
d);
f) componente UC(base 3) di cui all'articolo 16.

24.4 La componente CAD di cui ai commi 24.2 e 24.3 è pari alla
somma dei seguenti elementi:

a) VE;
b) PF, i cui valori sono fissati nella tabella 11 di cui all'allegato
n. 1;
c) PV.

24.5 L'elemento PV di cui al comma 24.4 è pari al prodotto tra il
parametro f, i cui valori sono fissati nella tabella 12 di cui
all'allegato n. 1, e il valore della componente CCA di cui al comma
24.1, al netto degli elementi VE e PE.
24.6 La componente CAD, gli elementi VE e PV sono pubblicati
dall'Autorità prima dell'inizio di ciascun trimestre.
24.7 I valori delle componenti sigma(base 1), sigma(base 2),
sigma(base 3), tau(base 1)(D2), tau(base 2)(D2), tau(base 3)(D2),
tau(base 1)(D3), tau(base 2)(D3), tau(base 3)(D3), sono fissati nelle
tabelle 13, 14, 15 e 16 di cui all'allegato n. 1.
24.8 Gli scaglioni di consumo espressi in kWh per anno previsti
dalla tabella 14 ai fini dell'addebito della componente tau(base
3)(D2) sono applicati con il criterio del pro-quota giorno. Gli
scaglioni giornalieri sono ottenuti dividendo per 365
(trecentosessantacinque) i valori che delimitano gli scaglioni stessi
e arrotondando il quoziente alla terza cifra decimale secondo il
criterio commerciale. Le modalità di calcolo di cui al presente
comma sono applicate alle fatture o bollette emesse in seguito alla
lettura dei misuratori.

Articolo 25
Opzioni tariffarie ulteriori

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

Articolo 26
Aggiornamento delle componenti tariffarie

26.1 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti
sigma(base 1), sigma(base 2) e sigma(base 3) a copertura dei costi
operativi, inclusi gli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi
precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed
impiegati, rilevato dall'Istat;
b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;
c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
d) il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di
controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse;
e) limitatamente agli elementi sigma(base 3)(disMT), e alla
componente ci, il tasso di variazione collegato ad aumenti dei
costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio.

26.2 Per il periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31 dicembre
2007, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 26.1, lettera b),
è pari al 3,5% con riferimento al servizio di distribuzione, e al
2,5% con riferimento al servizio di trasmissione.
26.3 Nel corso del periodo di regolazione 1 febbraio 2004 - 31
dicembre 2007 l'Autorità aggiorna, entro il 31 luglio dell'anno
precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti
sigma(base 1), sigma(base 2) e sigma(base 3) a copertura dei costi
relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli
investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi
quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di
pubblicazione dell'Istat;
b) il tasso di variazione atteso della domanda di energia elettrica
in Italia;
c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti
realizzati;
d) limitatamente all'elemento sigma(base 3)(tras), il tasso di
variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli
interventi di sviluppo della capacità di trasporto su reti di
trasmissione.

SEZIONE 3
CORRISPETTIVI PER LA CESSIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA ALLE IMPRESE
DISTRIBUTRICI PER LA VENDITA AI CLIENTI DEL MERCATO VINCOLATO

Articolo 27
Ambito di applicazione

27.1 Le disposizioni contenute nella presente sezione si applicano
alle cessioni di energia elettrica, intestate all'Acquirente unico ai
sensi del decreto del Ministro delle attività produttive 19 dicembre
2003, alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del
mercato vincolato.

Articolo 28
Condizioni di cessione

28.1 L'Acquirente unico predispone ed invia all'Autorità per
l'approvazione un contratto tipo di cessione di energia elettrica
alle imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato
vincolato.
28.2 Il contratto tipo di cui al precedente comma 28.1 deve essere
predisposto nell'osservanza di criteri che consentano:

a) all'Acquirente unico di operare secondo principi di efficienza;
b) all'Acquirente unico di avere a disposizione i dati e le
informazioni funzionali alla propria attività in tempi tali da
consentire di salvaguardare l'economicità degli
approvvigionamenti;
c) all'Acquirente unico di attivare opportune coperture del rischio
di controparte connesso con la cessione di energia elettrica alle
imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato
vincolato;
d) di trattare i distributori in maniera non discriminatoria.

28.3 L'Autorità si pronuncia sul contratto tipo entro 15
(quindici) giorni dal ricevimento del medesimo. Trascorso inutilmente
tale termine il contratto tipo si intende approvato.

Articolo 29
Costo di approvvigionamento da parte delle imprese distributrici
dell'energia elettrica per la vendita al mercato vincolato

29.1 L'impresa distributrice acquirente, per la quantità di
energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato dalla
stessa serviti definita all'articolo 31, è tenuta al pagamento del
prezzo di cessione di cui all'articolo 30.
29.2 Entro il giorno 15 (quindici) aprile di ciascun anno
l'impresa distributrice è tenuta versare all'Acquirente unico, se
positivo, o ha diritto a ricevere dal medesimo, se negativo, un
ammontare pari al prodotto tra:

a) il prezzo medio dell'energia elettrica prelevata nell'anno solare
precedente nella medesima area di riferimento, determinato ai
sensi dell'articolo 6, comma 6.3 della deliberazione n. 118/03;
b) la differenza tra l'energia elettrica destinata, nell'anno solare
precedente, ai propri clienti del mercato vincolato non trattati
su base oraria, di cui al comma 31.2, e l'energia elettrica
attribuita nel medesimo anno alla medesima impresa distributrice
ai sensi dell'articolo 5, comma 5.4 della deliberazione n. 118/03.

Articolo 30
Prezzo di cessione dell'energia elettrica alle imprese distributrici
per la vendita al mercato vincolato

30.1 Il prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese
distributrici per la vendita al mercato vincolato, espresso in
centesimi di euro/kWh, è pari, in ciascuna delle fasce orarie F1,
F2, F3 e F4 di un mese, alla somma di tre componenti:

a) la media, ponderata per le rispettive quantità di energia
elettrica, dei costi unitari sostenuti dall'Acquirente unico nelle
ore comprese in detta fascia oraria:

i) per l'acquisto dell'energia elettrica nel mercato del giorno
prima e nel mercato di aggiustamento;

ii) per l'acquisto dell'energia elettrica attraverso contratti di
compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del
sistema delle offerte;

iii) per la copertura dei rischi connessi all'oscillazione dei
prezzi dell'energia elettrica, attraverso contratti diffe-
renziali o ad altre tipologie di contratto;

b) il costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico in qualità di
utente del dispacciamento per il mercato vincolato nelle ore
comprese in detta fascia oraria;
c) il corrispettivo unitario riconosciuto all'Acquirente unico per
l'attività di acquisto e vendita dell'energia elettrica per il
mercato vincolato.

30.2 Con riferimento al comma 30.1, lettera a), punti ii) ed iii),
il costo unitario relativo alle ore comprese in ciascuna delle fasce
orarie F1, F2, F3, e F4 di un mese è pari al prodotto tra il costo
unitario che l'Acquirente unico avrebbe sostenuto in detta fascia
oraria se avesse acquistato nel mercato del giorno prima l'energia
elettrica oggetto del contratto di compravendita o del contratto per
la copertura dei rischi connessi con l'oscillazione dei prezzi
dell'energia elettrica e il rapporto tra:

a) il costo unitario sostenuto dall'Acquirente unico in detto mese
per l'acquisto dell'energia elettrica attraverso contratti di
compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del
sistema delle offerte o per la copertura dei rischi connessi con
l'oscillazione dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica;
b) il costo unitario che l'Acquirente unico avrebbe sostenuto in
detto mese se avesse acquistato nel mercato del giorno prima
l'energia elettrica oggetto del contratto di compravendita o del
contratto per la copertura dei rischi connessi con l'oscillazione
dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica.

Articolo 31
Energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato serviti
da un'impresa distributrice

31.1 L'energia elettrica destinata ai clienti del mercato
vincolato serviti da un'impresa distributrice è pari, in ciascuna
ora, alla somma di:

a) la quota del prelievo residuo d'area dei clienti del mercato
vincolato non trattati su base oraria attribuito all'impresa
distribuisce ai sensi dell'articolo 5, comma 5.4, della
deliberazione n. 118/03;
b) l'energia elettrica prelevata nei punti di prelievo corrispondenti
a clienti del mercato vincolato trattati su base oraria e compresi
nell'ambito territoriale di detta impresa distributrice, aumentata
di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di
energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione,
fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'Allegato n. 1.

31.2 L'energia elettrica destinata ai clienti del mercato
vincolato non trattati su base oraria, di cui al comma 29.2, serviti
da un'impresa distributrice è pari alla differenza tra:

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

31.3 L'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa
distributrice di cui al comma 31.2, è pari, in ciascuna delle fasce
orarie F1, F2, F3 ed F4, alla somma dell'energia elettrica:

a) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di
interconnessione con altre aree di riferimento o con la rete di
trasmissione nazionale o nei punti di interconnessione compresi
nell'area di riferimento, aumentata di un fattore percentuale per
tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con
obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna
B, di cui all'allegato n. 1;
b) prelevata dai clienti del mercato vincolato connessi alla rete di
trasmissione nazionale nell'ambito di competenza dell'impresa
distributrice, aumentata di un fattore percentuale per tenere
conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di
connessione di terzi fissato nella tabella 17, colonna A, di cui
all'allegato n. 1;
c) immessa nella rete dell'impresa distributrice nei punti di
interconnessione virtuale, aumentata di un fattore percentuale per
tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con
obbligo di connessione di terzi fissato nella tabella 17, colonna
A, di cui all'allegato n. 1;

31.4 L'energia elettrica prelevata dalla rete dell'impresa
distributrice di cui al comma 31.2, è pari alla somma dell'energia
elettrica:

a) prelevata dalla rete dell'impresa distributrice nei punti di
interconnessione con altre aree di riferimento o con la rete di
trasmissione nazionale o nei punti di interconnessione compresi
nell'area di riferimento, aumentata di un fattore percentuale per
tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con
obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna
B, di cui all'allegato n. 1;
b) prelevata dai clienti del mercato libero connessi alla rete
dell'impresa distributrice, aumentata di un fattore percentuale
per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti con
obbligo di connessione di terzi, fissato nella tabella 17, colonna
A, di cui all'allegato n. 1;
c) prelevata dai clienti del mercato vincolato compresi nell'ambito
di competenza dell'impresa distributrice e trattati su base
oraria, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle
perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione
di terzi, fissato nella tabella 17, colonna A, di cui all'allegato
n. 1.

Articolo 32
Fatturazione e regolazione dei pagamenti

32.1 Il periodo di fatturazione dei corrispettivi per la cessione
alle imprese distributrici dell'energia elettrica destinata al
mercato vincolato, di cui all'articolo 29, è il mese di calendario.
32.2 Ai fini dell'emissione delle fatture di cui al comma 32.1,
ciascuna impresa distributrice comunica all'Acquirente unico entro il
giorno 20 (venti) del mese successivo a quello di competenza
l'energia elettrica destinata al mercato vincolato di cui
all'articolo 31.
32.3 L'Acquirente unico verifica la correttezza e la congruità
delle comunicazioni di cui al comma 32.2, sulla base delle
informazioni di cui al comma 33.1.
32.4 Nel caso in cui un'impresa distributrice non adempia agli
obblighi del comma 32.2, l'Acquirente unico fattura in acconto alla
medesima impresa il corrispettivo per la vendita dell'energia
elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato assumendo come
riferimento convenzionale un'energia elettrica pari all'ammontare
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato dalla medesima
impresa nello stesso mese dell'anno precedente aumentato del 10%.
32.5 Entro il giorno 27 (ventisette) del mese successivo a quello
di competenza, l'Acquirente unico calcola il prezzo di cessione di
cui all'articolo 29.
32.6 I pagamenti delle imprese distributrici all'Acquirente unico
sono effettuati con valuta beneficiaria il quindicesimo giorno
lavorativo del secondo mese successivo a quello di competenza.

Articolo 33
Obblighi di informazione

33.1 Ciascuna impresa distributrice trasmette all'Acquirente
unico, secondo le modalità dal medesimo definite, la registrazione
delle misure dell'energia elettrica, nonchè ogni altra informazione
o dato utile ai fini del compimento, da parte del medesimo Acquirente
unico, degli adempimenti di competenza, ivi inclusa la verifica di
cui al comma 32.3.
33.2 L'Acquirente unico comunica all'Autorità e pubblica nel
proprio sito internet, entro il termine del mese successivo a quello
di competenza:

a) il prezzo di cui all'articolo 30 relativo al mese di competenza;
b) i costi totali sostenuti dall'Acquirente unico nel mese di
competenza, articolati su base oraria e distinti per ciascuna
tipologia di costo di cui all'articolo 30;
c) la quantità di energia elettrica acquistata nel mercato del
giorno prima e nel mercato di aggiustamento in ciascuna ora del
mese di competenza ed in ciascuna zona;
d) la quantità di energia elettrica acquistata al di fuori del
sistema delle offerte in ciascuna ora del mese di competenza ed in
ciascuna zona;
e) il prezzo medio pagato al Gestore del mercato elettrico per gli
acquisti di cui alla lettera c) nel mese di competenza ed in
ciascuna zona;
f) il prezzo medio dell'energia elettrica oggetto dei contratti di
compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte nel
mese di competenza ed in ciascuna zona;
g) gli sbilanciamenti relativi a ciascuna ora del mese di competenza
distinti per punto di dispacciamento.

33.3 Ai fini della determinazione dei corrispettivi per il
servizio di vendita dell'energia elettrica destinata al mercato
vincolato di cui al Titolo 3, l'Acquirente unico comunica
all'Autorita':

a) entro 20 (venti) giorni dall'inizio di ciascun trimestre, la stima
dei costi unitari di approvvigionamento dell'Acquirente unico
relativi a ciascuno dei quattro trimestri successivi, articolata
per fascia oraria e distinta per ciascuna tipologia di costo di
cui all'articolo 30;
b) entro 30 (trenta) giorni dalla fine di ciascun trimestre, la
differenza tra la stima dei costi di approvvigionamento comunicati
nel trimestre precedente e i costi effettivi di approvvigionamento
sostenuti dall'Acquirente unico nel medesimo periodo.

33.4 L'Acquirente unico invia all'Autorità con cadenza
trimestrale il budget finanziario relativo ai quattro trimestri
successivi, nonchè il rendiconto finanziario relativo all'ultimo
trimestre.

TITOLO 4
SERVIZIO DI MISURA DELL'ENERGIA ELETTRICA

Articolo 34
Disposizioni generali

34.1 Ciascun misuratore che consenta la rilevazione oraria o per
fascia oraria delle grandezze elettriche è sincronizzato con un
unico riferimento a cura del soggetto responsabile della rilevazione
e della registrazione delle misure dell'energia elettrica.
34.2 Ai fini del calcolo dei corrispettivi per il servizio di cui
al comma 2.1, lettera d), le misure rilevanti sono esclusivamente
quelle effettuate dai misuratori di cui al presente titolo.

Articolo 35
Soggetti responsabili del servizio di misura dell'energia elettrica

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

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'impresa distributrice per
i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;
b) con riferimento ai punti di immissione relativi ad un impianto di
produzione di energia elettrica, il soggetto titolare
dell'impianto medesimo;
c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di
trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete
tali punti si trovano;
d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di
distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica
attraverso tali punti.

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

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'impresa distributrice per
i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;
b) con riferimento ai punti di immissione situati su una rete con
obbligo di connessione di terzi, il soggetto che gestisce la
medesima rete;
c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di
trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete
tali punti si trovano;
d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di
distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica
attraverso tali punti.

35.3 Il soggetto di cui al comma 35.2 trasmette al Gestore della
rete la registrazione delle misure dell'energia elettrica rilevate,
per quanto necessario ai fini del compimento, da parte del medesimo
Gestore della rete, degli adempimenti amministrativi di competenza.
35.4 Le misure dell'energia elettrica rilevate e registrate nei
punti di immissione e di prelievo non possono essere utilizzate per
finalità diverse da quelle relative ai servizi di trasmissione,
distribuzione e di vendita di cui al comma 2.1, salvo consenso
scritto da parte del soggetto titolare dell'impianto di produzione
dell'energia elettrica o del cliente finale a cui tali punti si
riferiscono.
35.5 I soggetti di cui al comma 35.1, lettera a), con riferimento
ai punti di prelievo, corrispondenti ai clienti finali di cui
all'Articolo 36, comma 36.1, lettera a), sono tenuti ad effettuare
l'installazione dei misuratori dell'energia elettrica entro i termini
di cui all'Articolo 41, comma 41.1.

Articolo 36
Disposizioni relative ai clienti del mercato libero connessi a reti
in altissima, alta e media tensione, ai clienti del mercato vincolato
connessi a reti in altissima e alta tensione e agli impianti di
produzione di energia elettrica

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

a) ai clienti del mercato libero connessi in altissima, alta e media
tensione;
b) ai clienti del mercato vincolato connessi in altissima e alta
tensione;
c) ai soggetti titolari di impianti di produzione di energia
elettrica, con potenza nominale superiore a 250 kW.

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

a) consentire la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora,
della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva
immesse e prelevate nei punti di immissione e di prelievo;
b) essere provvisti di un sistema di segnalazione automatica di
eventuali irregolarità del proprio funzionamento;
c) consentire al soggetto nella cui disponibilità si trova il sito
in cui è installato il misuratore l'accesso alle rilevazione e
alle registrazioni, con le stesse modalità e indipendentemente
dall'accesso alle medesime rilevazioni e registrazioni da parte
del soggetto di cui al comma 35.2;
d) essere predisposti per l'installazione, su richiesta del soggetto
nella cui disponibilità si trova il sito in cui i misuratori
medesimi sono installati ed a spese di quest'ultimo, di
dispositivi per il monitoraggio delle immissioni e dei prelievi di
energia elettrica.

36.3 In alternativa a quanto previsto al comma 36.2, lettera c),
il soggetto di cui al comma 35.2 rende disponibili al cliente finale,
su supporto digitale, i dati registrati nel corso del mese, entro il
quinto giorno lavorativo del mese successivo a quello in cui i dati
sono stati registrati.
36.4 Nel caso in cui si verifichino irregolarità di funzionamento
del misuratore, l'intervento di manutenzione è effettuato, entro 48
(quarantotto) ore dalla segnalazione automatica o dalla
comunicazione, dal soggetto di cui al comma 35.1 che ne dà
tempestiva informazione al cliente finale o al soggetto di cui al
comma 35.2.
36.5 Per il periodo in cui si è verificata l'irregolarità di
funzionamento di cui al comma 36.4, la ricostruzione delle misure
dell'energia elettrica è effettuata dal soggetto di cui al comma
35.2, sulla base dell'errore di misurazione accertato in sede di
verifica del misuratore, con effetto retroattivo dal momento in cui
l'irregolarità si è verificata, ove lo stesso momento sia
determinabile, oppure, nei casi di indeterminabilità, dall'inizio
del mese in cui l'irregolarità è stata rilevata. Qualora non sia
possibile determinare il suddetto errore di misurazione, la
ricostruzione eeffettuata con riferimento alle misure relative ad
analoghi periodi o condizioni, tenendo conto di ogni altro elemento
idoneo.
36.6 Il soggetto che ha diritto alla disponibilità delle misure
dell'energia elettrica può richiedere in qualsiasi momento la
verifica dei misuratori. Rimangono a carico del richiedente le spese
necessarie per la verifica nel caso in cui gli errori riscontrati
risultino compresi entro i limiti di precisione previsti per il
misuratore. Qualora gli errori riscontrati superino tali limiti, il
soggetto di cui al comma 35.1 assume a proprio carico le spese di
verifica e provvede al ripristino della funzionalità del medesimo
misuratore.

Articolo 37
Disposizioni relative ai clienti del mercato vincolato connessi a
reti in media e bassa tensione

37.1 Al servizio di misura dell'energia elettrica con riferimento
ai punti di prelievo relativi ai clienti del mercato vincolato
connessi a reti in media e bassa tensione si applica, fatto salvo
quanto disposto dagli articoli 31 e 32, quanto previsto dalla
deliberazione n. 200/99.

Articolo 38
Disposizioni relative ai punti di interconnessione

38.1 I misuratori consentono la rilevazione e la registrazione,
per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica
attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di interconnessione.
38.2 Il servizio di misura dell'energia elettrica prelevata dalla
rete di trasmissione nazionale da un'impresa distributrice è svolto
conformemente alle specifiche tecniche e alle modalità definite dal
Gestore della rete sulla base delle direttive emanate dell'Autorità
con la deliberazione n. 138/00.

Articolo 39
Corrispettivo per l'erogazione del servizio di misura dell'energia
elettrica ai clienti finali

39.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e
potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da
b) a f) una tariffa composta dalle componenti tariffarie MIS(base 1)
e MIS(base 3), fissate pari ai valori di cui alla tabella 18
dell'allegato n. 1.

Articolo 40
Remunerazione del servizio di misura dell'energia elettrica nei
punti di interconnessione e di immissione

40.1 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di
interconnessione, al soggetto che provvede all'installazione e
manutenzione del misuratore viene riconosciuto dalla controparte un
corrispettivo pari al 46% della componente tariffaria MIS(base 1) del
corrispondente livello di tensione.
40.2 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di
interconnessione ovvero in punti di immissione, al soggetto che
provvede alla rilevazione e registrazione delle misure viene
riconosciuto dalla controparte un corrispettivo pari al 54% della
componente tariffaria MIS(base 1) del corrispondente livello di
tensione.

Articolo 41
Disposizioni inerenti l'installazione dei misuratori di energia
elettrica

41.1 Per i punti di prelievo, l'installazione di misuratori atti
alla misurazione dell'energia elettrica secondo quanto specificato
all'Articolo 36, comma 36.2, deve avvenire nei termini di seguito
indicati:

a) entro il 30 giugno 2004, relativamente ai punti di prelievo in
altissima e alta tensione e ai punti di prelievo in media tensione
con potenza disponibile superiore a 500 kW;
b) entro il 31 dicembre 2004, relativamente ai punti di prelievo in
media tensione con potenza disponibile a partire da 201 kW e fino
a 500 kW;
c) entro il 31 dicembre 2005, relativamente ai punti di prelievo in
media tensione con potenza disponibile a partire da 101 kW e fino
a 200 kW;
d) entro il 31 dicembre 2006, relativamente ai punti di prelievo in
media tensione con potenza disponibile pari o inferiore a 100 kW.

41.2 Eventuali inadempienze dei soggetti di cui al comma 35.1
rispetto a quanto previsto al comma 41.1 saranno considerate al fine
della determinazione del corrispettivo a remunerazione del servizio
di misura dell'energia elettrica.

PARTE III
PEREQUAZIONE E INTEGRAZIONE

TITOLO 1
PEREQUAZIONE DEI COSTI DI DISTRIBUZIONE E DI ALTRI ONERI A CARICO
DELLE IMPRESE DISTRIBUTRICI

SEZIONE 1
REGIME DI PEREQUAZIONE GENERALE

Articolo 42
Perequazione

42.1 La perequazione dei costi di distribuzione e di altri oneri a
carico delle imprese distributrici per gli anni 2004-2007 si articola
in:

a) perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia
elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato;
b) perequazione dei costi del servizio di trasmissione;
c) perequazione dei costi del servizio di distribuzione su reti ad
alta tensione;
d) perequazione dei costi del servizio di distribuzione relativi alla
trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al
livello di media tensione;
e) perequazione dei costi del servizio di distribuzione su reti a
media e bassa tensione;
f) perequazione dei ricavi per la fornitura dell'energia elettrica a
clienti domestici.

42.2 La perequazione di cui al comma 42.1, si applica a tutte le
imprese distributrici, salvo quanto disposto dai commi 42.3 e 42.4.
42.3 Le imprese distributrici che aderiscono al regime
semplificato di cui all'articolo 13 sono escluse dalla partecipazione
ai meccanismi di cui al comma 42.1 c), d) ed e).
42.4 Le imprese elettriche ammesse al regime di integrazione delle
tariffe previste dall'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10,
sono escluse dalla partecipazione ai meccanismi di perequazione di
cui al comma 42.1.

Articolo 43
Perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica
destinata ai clienti del mercato vincolato

43.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione relativo al
meccanismo di cui al comma 42.1, lettera a), è pari a:

A=[CA-RA]

dove:

- A è l'ammontare di perequazione dei costi di approvvigionamento
dell'energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato;

CA denota il costo sostenuto per l'approvvigionamento dell'energia
elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato, calcolato
secondo la seguente formula:

----&gt; Vedere formule alle pagg. 64 - 65 &lt;----

Articolo 44
Perequazione dei costi relativi al servizio di trasmissione 44.1 In
ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 42.1,
lettera b) è pari a:

----&gt; Vedere formule alle pagg. 65 - 66 &lt;----

Articolo 45
Perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione

45.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma
42.1, lettera c), è pari a:

----&gt; Vedere formule alle pagg. 66 - 67 &lt;----

Articolo 46 Perequazione dei costi di distribuzione relativi alla
trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello
di media tensione

46.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma
42.1, lettera d) è pari a:

----&gt; Vedere formule alle pagg. 67 - 68 - 69 &lt;----

Articolo 47
Perequazione dei costi di distribuzione sii reti di media e di bassa
tensione

47.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma
42.1, lettera e) è pari a:

DB = RA*IC*w

dove

- DB è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione su
reti di media e bassa tensione;
- IC è l'indicatore di concentrazione della clientela;
- RA è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia
contrattuale dal vincolo V1 e dalla tariffa D1, a copertura dei
costi di distribuzione in media e bassa tensione, calcolato
considerando anche i ricavi ottenuti dal servizio distribuzione in
media e bassa tensione prestato ad altre imprese distributrici;
- w è un coefficiente che esprime l'incidenza dei costi operativi
diretti di distribuzione in media e bassa tensione sui costi
totali di distribuzione in media e bassa tensione riconosciuti, e
assume valore pari a 0,3.

47.2 L'indicatore di concentrazione IC è calcolato secondo la
seguente formula:

----&gt; Vedere formule alle pagg. 69 - 70 &lt;----

Articolo 48
Perequazione dei ricavi ottenuti dall'applicazione delle tariffe D2
e D3

48.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma
42.1, lettera f) è pari a:

RD = RA - RE

dove:

- RD è l'ammontare di perequazione dei ricavi ottenuti dalle tariffe
D2 e D3;
- RA rappresenta il livello dei ricavi che l'impresa distributrice
avrebbe conseguito dall'applicazione della tariffa D1 ai clienti ai
quali sono state applicate le tariffe D2 e D3 ovvero opzioni
ulteriori domestiche di cui all'articolo 25, con riferimento al
numero medio di punti di prelievo, alla potenza media impegnata e
ai consumi di competenza dell'anno al quale si riferisce
l'ammontare di perequazione;
- RE rappresenta il livello dei ricavi che l'impresa distributrice
avrebbe conseguito dall'applicazione delle tariffe D2 e D3, senza
sconti o abbuoni, ai clienti ai quali sono state applicate le
tariffe D2 e D3 ovvero opzioni ulteriori domestiche di cui
all'articolo 25, con riferimento al numero medio di clienti, alla
potenza media impegnata e ai consumi di competenza dell'anno al
quale si riferisce l'ammontare di perequazione.

SEZIONE 2
REGIME DI PEREQUAZIONE SPECIFICO AZIENDALE

Articolo 49
Perequazione specifica aziendale

49.1 È istituita per gli anni 2004-2007 la perequazione specifica
aziendale a copertura degli scostamenti dei costi di distribuzione
effettivi dai costi di distribuzione riconosciuti dai vincoli
tariffari, non coperti dai meccanismi di perequazione di cui alla
sezione i della presente titolo, derivanti da variabili esogene fuori
dal controllo dell'impresa.
49.2 La partecipazione alla perequazione specifica aziendale è
facoltativa. Sono escluse dalla partecipazione alla perequazione
specifica aziendale le imprese elettriche ammesse al regime di
integrazione delle tariffe previste dall'articolo 7 della legge 9
gennaio 1991, n. 10.
49.3 In ciascun anno l'ammontare relativo alla perequazione
specifica aziendale è pari a:

PSA=Csa * RAP(base t)

dove

- PSA è l'ammontare relativo alla perequazione specifica aziendale;
- RAP(base t) è, per ciascun anno t del periodo regolatorio
2004-2007, il ricavo ammesso perequato, pari alla somma algebrica
dell'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione di cui al
comma 42.1, lettere c), d) ed e) e del ricavo ammesso dal vincolo
V1 e dalla tariffa D1.
- Csa è il fattore di correzione specifico aziendale dei ricavi
ammessi a copertura dei costi di distribuzione, calcolato come
segue:

CE(base B) fiRAP(base B)
Csa = ---------------------------
RAP(base B)

con

- CE(base B) pari al costo effettivo sostenuto dall'impresa
distributrice per l'erogazione del servizio di distribuzione
dell'energia elettrica, nell'anno di riferimento, determinato sulla
base di una specifica istruttoria, eventualmente condotta anche in
collaborazione con la Guardia di finanza;
- RAP(base B) pari al ricavo ammesso dal vincolo V1, dalla tariffa D1
e dalla perequazione dei costi di distribuzione in alta tensione,
in media tensione, in bassa tensione e per la trasformazione dal
livello di alta al livello di media tensione, a copertura dei costi
di distribuzione, nell'anno di riferimento.

49.4 Per il periodo di regolazione 2004-2007, l'anno di
riferimento rilevante ai fini delle disposizioni di cui al comma 49.3
è il 2003.
49.5 Il valore del fattore di correzione Csa è calcolato per
ciascuna impresa che ne faccia richiesta entro il 31 dicembre 2004,
previa specifica istruttoria, secondo quanto previsto dal comma 49.3.
Il fattore di correzione Csa è aggiornato annualmente in coerenza
con le modalità di aggiornamento della quota parte delle componenti
tariffarie a copertura della remunerazione del capitale investito.

TITOLO 2
INTEGRAZIONE

Articolo 50
Integrazione dei ricavi a V1

50.1 È istituita per gli anni 2004-2007 l'integrazione dei ricavi
a V1, destinata al caso in cui l'impresa distributrice pur applicando
la tariffa massima consentita TV2, di cui al comma 10.1, non
raggiunga il ricavo ammesso dal vincolo V1 in ragione della
particolare composizione e modalità di consumo della propria
clientela.
50.2 All'integrazione dei ricavi a V1 sono ammesse le imprese
distributrici alla cui rete risultano connessi meno di 5000 clienti
al 31 dicembre dell'anno a cui si riferisce l'ammontare di
integrazione.
50.3 Dall'integrazione dei ricavi a V1 sono escluse le imprese
elettriche ammesse al regime di integrazione delle tariffe previste
dall'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

Articolo 51
Ammontare di integrazione dei ricavi a V1

51.1 In ciascuno degli anni del periodo di regolazione 1 febbraio
2004 - 31 dicembre 2007 l'ammontare relativo all'integrazione di cui
al comma 50.1 è pari, per ciascuna tipologia contrattuale, alla
differenza, se positiva, tra il ricavo ammesso dal vincolo V1 e il
ricavo ottenibile applicando la tariffa TV2 definita dall'Autorità.

PARTE IV
PRESTAZIONI PATRIMONIALI IMPOSTE

TITOLO 1
IMPOSIZIONE

Articolo 52
Fissazione delle componenti tariffarie A

52.1 Nel presente titolo vengono fissate le componenti tariffarie
per l'adeguamento dei corrispettivi per il servizio di distribuzione
di cui al comma 2.1, lettera b), destinate alla copertura degli oneri
generali afferenti al sistema elettrico.
52.2 Le componenti tariffarie di cui al comma 52.1 sono:

a) componente tariffaria A(base 2), per la copertura dei costi
connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari
dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle
attività connesse e conseguenti, di cui all'articolo 2, comma 1,
lettera c), del decreto 26 gennaio 2000;
b) componente tariffaria A(base 3), per la copertura degli oneri
sostenuti dal Gestore della rete ai sensi dell'articolo 3, comma
12, del decreto legislativo n. 79/99;
c) componente tariffaria A(base 4), per la perequazione dei
contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali di cui
all'articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto 26 gennaio 2000;
d) componente tariffaria A(base 5), per la copertura dei costi
relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata
all'innovazione tecnologica di interesse generale del sistema
elettrico di cui all'articolo 2, comma 1, lettera d), del decreto
26 gennaio 2000;
e) componente tariffaria A(base 6), per la reintegrazione alle
imprese produttrici distributrici dei costi sostenuti per
l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione
di cui all'articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio
2000;
f) componente tariffaria A(base 8), per le integrazioni tariffarie di
cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n.
34/74, e successivi aggiornamenti.

52.3 Le componenti tariffarie di cui al comma 52.2 si applicano
come maggiorazioni ai:

a) corrispettivi del servizio di distribuzione di cui alla parte II,
titolo 2, sezione 2 e titolo 3, sezione 2, della medesima parte;
b) corrispettivi del servizio di distribuzione di cui alla parte II,
titolo 2, sezione 3, limitatamente agli usi finali delle imprese
distributrici.

52.4 Ai fini della applicazione delle componenti tariffarie di cui
al comma 52.2, lettere a), b), d) ed e) i corrispettivi di cui al
comma 52.3, lettera a), sono solo quelli dovuti dai clienti del
mercato vincolato.
52.5 Le componenti tariffarie A alimentano i conti di gestione di
cui al titolo 2, sezione 2, della presente parte.
52.6 I valori delle componenti tariffarie A sono determinati
dall'Autorità.

TITOLO 2
ESAZIONE E GESTIONE DEL GETTITO

SEZIONE 1
ESAZIONE

Articolo 53
Disposizioni generali

53.1 Nella presente sezione sono disciplinate le modalità di
esazione delle componenti tariffarie A, delle componenti UC(base 3),
UC(base 5) e UC(base 6) e delle altre prestazioni patrimoniali
imposte.
53.2 La Cassa definisce le modalità operative in base alle quali
gli esercenti provvedono ai versamenti sui conti da essa gestiti.

Articolo 54
Esazione delle componenti tariffarie A(base 2), A(base 3), A(base
4), A(base 5), A(base 6), A(base 8)

54.1 Le imprese distributrici, versano alla Cassa, entro 60
(sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle
componenti tariffarie A(base 2), A(base 3), A(base 5), A(base 6),
A(base 8) e la differenza, se positiva, tra il gettito della
componente tariffaria A(base 4) e l'ammontare complessivo della
componente tariffaria compensativa di cui al comma 73.2, in relazione
al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel
bimestre medesimo.
54.2 Le imprese distributrici, comunicano alla Cassa, entro 60
(sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al
servizio fornito nel bimestre ad ogni cliente finale avente diritto
alla componente tariffaria compensativa di cui al comma 73.2:

a) l'aliquota della componente tariffaria compensativa relativa a
tale cliente finale;
b) il titolo in virtù del quale tale componente tariffaria
compensativa viene riconosciuta a tale cliente finale.

Articolo 55
Esazione degli importi destinati al conto oneri per recuperi di
continuità del servizio

55.1 Le imprese distributrici, versano alla Cassa, entro 60
(sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al
servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre
medesimo, il gettito delle componenti UC(base 6).
55.2 Le imprese distributrici, versano inoltre alla Cassa le
penalità dovute nel caso di mancato raggiungimento dei livelli
tendenziali di cui al Testo integrato della qualità dei servizi.

Articolo 56 Esazione degli importi destinati al Conto oneri derivanti
da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica
negli usi finali di energia elettrica

56.1 Gli esercenti il servizio di trasporto di cui al comma 2.1,
lettera a), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal
termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio di
distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo, gli
importi determinati sulla base delle componenti fissate nella tabella
25 dell'allegato n. 1.

Articolo 57
Esazione della componente UC(base 3) e UC(base 5)

57.1 Le imprese distributrici, versano alla Cassa, entro 60
(sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle
componenti UC(base 3), in relazione al servizio di distribuzione di
energia elettrica erogato nel bimestre medesimo.
57.2 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera c),
versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun
bimestre, il gettito della componente UC(base 5), in relazione al
servizio erogato nel bimestre medesimo.

Articolo 58
Esazione dell'elemento VE

58.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera c),
versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun
bimestre, il gettito dell'elemento VE, in relazione al servizio
erogato nel bimestre medesimo.

SEZIONE 2
GESTIONE DEL GETTITO

Articolo 59
Istituzione dei conti di gestione

59.1 Sono istituiti presso la Cassa:

a) il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue,
alimentato dalla componente tariffaria A(base 2);
b) il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate,
alimentato dalla componente tariffaria A(base 3);
c) il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi
tariffari speciali, alimentato dalla componente tariffaria A(base
4);
d) il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca, su cui
affluiscono le disponibilità del Fondo per il finanziamento
dell'attività di ricerca, alimentato dalla componente tariffaria
A(base 5);
e) il Conto per la reintegrazione alle imprese
produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di
produzione di energia elettrica nella transizione, alimentato
dalla componente tariffaria A(base 6);
f) il Conto oneri per recuperi di continuità del servizio,
alimentato dagli importi di cui al comma 55.2 e dalla componente
UC(base 6);
g) il Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, alimentato
dalla componente UC(base 1);
h) il Conto per la perequazione dei costi di trasmissione e di
distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di
connessione di terzi e per i meccanismi di integrazione,
alimentato dalla componente UC(base 3);
i) il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII,
comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74, e successivi
aggiornamenti, alimentato dalla componente A(base 8);
l) il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione
dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica,
alimentato dagli importi di cui al comma 56.1;
m) il Conto oneri per certificati verdi, alimentato dall'elemento VE;
n) il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia
elettrica, alimentato dalla componente UC(base 5);
o) il Conto oneri per il funzionamento della Cassa conguaglio per il
settore elettrico, alimentato, in relazione al fabbisogno annuale
della Cassa, in via proporzionale dai conti di cui al presente
comma.

59.2 Con cadenza bimestrale la Cassa trasferisce sul Conto per la
reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi
sostenuti per l'attività di produzione dell'energia elettrica nella
transizione, eventuali differenze tra il gettito delle componenti
tariffarie A(base 3) e i contributi liquidati a valere sulle
disponibilità del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e
assimilate.
59.3 Entro centoventi giorni dal termine di ciascun bimestre, la
Cassa trasmette all'Autorità un rapporto dettagliato della gestione
dei conti da essa gestiti, fornendo elementi utili per gli
aggiornamenti delle corrispondenti componenti tariffarie.
59.4 La Cassa può utilizzare le giacenze esistenti presso i conti
di cui al comma 59.1 per far fronte ad eventuali carenze temporanee
di disponibilità di taluno di essi, a condizione che sia garantita
la capienza dei conti dai quali il prelievo è stato effettuato a
fronte dei previsti pagamenti e che, a tal fine, si provveda al loro
progressivo reintegro.
59.5 La Cassa è autorizzata a delegare agli esercenti che
percepiscono i corrispettivi di cui al comma 52.4 il versamento al
Gestore della rete, a titolo di acconto sui versamenti ad esso dovuti
ai sensi del comma 61.6, di una percentuale del gettito della
componente tariffaria A(base 3) fissata dalla stessa Cassa, tenuto
conto delle spettanze dei soggetti aventi diritto ai contributi
gravanti sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed
assimilate.
59.6 In caso di mancato o parziale versamento da parte degli
esercenti, la Cassa applica sulla somma dovuta un tasso di interesse
di mora pari all'Euribor a un mese base 360 maggiorato di tre punti e
mezzo percentuali.
59.7 Ai fini delle determinazioni di sua competenza, la Cassa può
procedere ad accertamenti di natura amministrativa, tecnica,
contabile e gestionale, consistenti nell'audizione e nel confronto
dei soggetti coinvolti, nella ricognizione di luoghi ed impianti,
nella ricerca, verifica e comparazione di documenti. In caso di
rifiuto di collaborazione da parte degli esercenti, la Cassa procede
a far menzione della circostanza nel verbale, onde trarne elementi di
valutazione.

Articolo 60
Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue

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

Articolo 61
Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate

61.1 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed
assimilate viene utilizzato per coprire la differenza tra i costi
sostenuti dal Gestore della rete per l'acquisto di energia elettrica
ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99,
e la somma dei ricavi derivanti dalla vendita dell'energia elettrica
sul mercato e dalla vendita dei diritti di cui all'articolo 11, comma
3, del medesimo decreto legislativo.
61.2 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed
assimilate viene utilizzato per coprire, altresì, le residue
competenze, relative a periodi precedenti l'1 gennaio 2001, inerenti
le quote del prezzo di cessione di cui al secondo e al terzo
capoverso del punto A, Titolo IV del provvedimento CIP 6/92, nonchè
i contributi alle imprese produttrici-distributrici di cui alla
lettera B, Titolo IV del medesimo provvedimento.
61.3 Ai fini dell'applicazione delle disposizioni di cui al
presente articolo, la Cassa riconosce al Gestore della rete un
importo corrispondente all'ammontare dell'IVA da corrispondere a
valere sugli acquisti dell'energia elettrica effettuati in attuazione
del disposto dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n.
79/99 e non recuperabile in compensazione attraverso l'IVA a questi
versata dagli acquirenti di detta energia elettrica ai sensi del
decreto ministeriale.
61.4 Il riconoscimento viene effettuato dalla Cassa nella misura
dello sbilancio, e del conseguente credito di imposta, generati dalla
mancata compensazione di cui al comma precedente in relazione agli
adempimenti IVA in carico al Gestore della rete complessivamente
considerati.
61.5 Il Gestore della rete dichiara alla Cassa, entro il giorno 15
di ciascun mese, l'ammontare della differenza, su base mensile, tra i
ricavi rinvenienti dalla vendita dell'energia elettrica secondo le
modalità di cui alla deliberazione n. 223/00, nonchè dei diritti di
cui all'articolo 11, comma 3, del decreto legislativo n. 79/99 ed i
costi per l'acquisto di detta energia elettrica. Tale differenza
comprende, altresì, gli oneri di natura tributaria e fiscale.
61.6 La Cassa provvede a versare al Gestore della rete, con valuta
terzultimo giorno lavorativo di ciascun mese, l'ammontare di cui al
comma 61.5.
61.7 Il Gestore della rete trasmette alla Cassa, nei termini e
secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e
un rendiconto delle partite economiche connesse all'acquisto e alla
cessione dell'energia di cui all'articolo 3, comma 12, del decreto
legislativo n. 79/99, nonchè delle partite tributarie e fiscali
complessive.
61.8 Gli importi liquidati dall'amministrazione finanziaria a
fronte del credito di imposta che costituisce presupposto del
riconoscimento di cui ai commi 61.3 e 61.4 e riscossi dal Gestore
della rete sono da questo versati alla Cassa che li registra sul
Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate.

Articolo 62
Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi
tariffari speciali

62.1 Il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei
regimi tariffari speciali viene utilizzato per il rimborso alle
imprese distributrici delle componenti tariffarie compensative di cui
al comma 73.2.
62.2 Qualora la differenza di cui al comma 54.1 tra il gettito
della componente tariffaria A(base 4) e l'ammontare complessivo della
componente tariffaria compensativa risulti negativa, la Cassa, entro
novanta giorni dal termine del bimestre, liquida tale differenza a
favore dell'esercente.

Articolo 63
Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca

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

Articolo 64
Conto oneri per recupero continuità del servizio

64.1 Il Conto oneri per recupero continuità del servizio è
utilizzato per il finanziamento dei riconoscimenti di costo a favore
degli esercenti per recuperi aggiuntivi di continuità del servizio
di cui al Testo integrato della qualità dei servizi.

Articolo 65
Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione
dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica

65.1 Il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la
promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia
elettrica è utilizzato per il finanziamento a favore degli esercenti
per la realizzazione di interventi conformi alle disposizioni del
decreto 24 aprile 2001.

Articolo 66
Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento
dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato

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

Articolo 67 Conto per la perequazione dei costi di trasmissione e di
distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di
connessione di terzi e per i meccanismi di integrazione

67.1 Il Conto per la perequazione dei costi di trasmissione e di
distribuzione dell'energia elettrica e per i meccanismi di
integrazione viene utilizzato per la copertura degli squilibri del
sistema di perequazione dei costi di trasmissione e di distribuzione
dell'energia elettrica, nonchè per la copertura degli oneri
derivanti dal meccanismo di integrazione di cui all'articolo 50.

Articolo 68
Conto per le integrazioni tariffarie

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

Articolo 69
Conto oneri per certificati verdi

69.1 Il Conto oneri per certificati verdi viene utilizzato per la
copertura degli oneri conseguenti all'applicazione delle disposizioni
di cui all'articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99.
69.2 Con separato provvedimento l'Autorità definisce le modalità
per il riconoscimento degli oneri sostenuti dai produttori di energia
elettrica che hanno adempiuto agli obblighi di cui all'articolo 11
del decreto legislativo n. 79/99, relativamente alla quantità di
energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato prodotta
da fonti non rinnovabili negli anni 2001 e 2002, al netto della
cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni,
eccedenti i 100 GWh.

Articolo 70
Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica

70.1 Il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia
elettrica viene utilizzato per la copertura dei costi a carico del
gestore della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia
elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive
e perdite standard nelle reti.

Articolo 71 Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici -
distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di
energia elettrica nella transizione

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

PARTE V
REGIMI TARIFFARI SPECIALI AL CONSUMO

Articolo 72
Deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC

72.1 Le aliquote delle componenti tariffarie A dovute da soggetti
parti di contratti di cui al 2.2, lettere da d) a f), per i consumi
mensili eccedenti gli 8 GWh sono pari a 0.
72.2 Le componenti tariffarie A e UC si applicano nella misura
ridotta fissata dall'Autorità all'energia elettrica:

a) ceduta alle utenze sottese di cui all'articolo 45 del Regio
decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 nei limiti della loro spettanza
a titolo di sottensione;
b) ceduta dall'Enel Spa alla società Ferrovie dello Stato Spa ai
sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica
22 maggio 1963, n. 730;
c) ceduta dall'Enel Spa alla società Terni Spa e sue aventi causa ai
sensi dell'articolo 6 del decreto del Presidente della Repubblica
21 agosto 1963, n. 1165;
d) fornita ai comuni rivieraschi e non destinata ad uso esclusivo di
pubblici servizi, a norma dell'articolo 52 del Regio decreto 11
dicembre 1933, n. 1775 e degli articoli 1 e 3 della legge 27
dicembre 1953, n. 959;
e) fornita in alta e altissima tensione per la produzione di
alluminio primario di cui al decreto 19 dicembre 1995.

72.3 Per i soggetti per i quali il comma 72.2, lettere da a) a d),
prevede l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura
ridotta, le disposizioni di cui al comma 72.1 si applicano solo ai
consumi eccedenti i quantitativi per i quali è prevista
l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta.
72.4 Le componenti tariffarie A e UC non si applicano all'energia
elettrica fornita dall'Enel Spa, ai sensi e per la durata prevista
dall'articolo 4 della legge 7 agosto 1982, n. 529, ai titolari di
concessioni idroelettriche i cui impianti sono stati trasferiti
all'Enel Spa e sue aventi causa.
72.5 Ai clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2,
lettera c), con potenza impegnata inferiore o uguale a 1,5 kW, le
componenti tariffarie A(base 2), A(base 3) e A(base 5) sono applicate
unicamente con aliquote espresse in centesimi di euro/kWh pari a
quelle previste per i clienti finali parti di contratti di cui al
comma 2.2, lettera a).
72.6 Le componenti tariffarie A ed UC non si applicano all'energia
elettrica consumata dagli esercenti per gli usi direttamente connessi
allo svolgimento dei seguenti servizi, ivi inclusi gli usi di
illuminazione:

a) trasmissione
b) dispacciamento;
c) distribuzione;
d) vendita ai clienti del mercato vincolato;

72.7 La deroga di cui al comma 72.6 si applica anche ai clienti
finali nella cui disponibilità si trova una porzione della rete di
trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 3, comma 7, del decreto
legislativo n. 79/99.

Articolo 73
Regimi tariffari speciali

73.1 Le norme previste dal presente articolo si applicano ai
clienti finali a cui, alla data del 31 dicembre 1999, si applicavano
aliquote della parte A della tariffa, al netto delle componenti
inglobate, ovvero, anche disgiuntamente, aliquote della parte B della
tariffa ridotte rispetto a quelle previste per la generalità della
clientela ad eccezione delle forniture effettuate dalle imprese
elettriche degli enti locali ai comuni per uso esclusivo dei servizi
comunali.
73.2 A ciascun cliente finale di cui al comma 73.1, l'impresa
distributrice applica una componente tariffaria compensativa,
espressa in centesimi di euro/kWh, pari alla differenza tra:

a) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione delle condizioni
tariffarie previste per tali clienti dalla normativa in vigore al
31 dicembre 1999, al netto delle imposte e delle componenti
inglobate nella parte A della tariffa;
b) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione a tale cliente
dei corrispettivi previsti per i servizi di trasmissione,
distribuzione, misura e vendita, al netto delle componenti
tariffarie A e UC.

73.3 Gli addebiti di cui al comma 73.2, lettera b), per ciascun
cliente finale sono pari al minor valore tra:

a) la somma degli addebiti risultanti dall'applicazione dell'opzione
tariffaria più conveniente per tale cliente tra le opzioni
tariffarie base offerte dall'esercente per il servizio di
distribuzione e degli addebiti risultanti dai corrispettivi
previsti per i servizi di trasmissione, misura e vendita;
b) la somma degli addebiti risultanti dall'applicazione dell'opzione
tariffaria TV1, e degli addebiti risultanti dai corrispettivi
previsti per i servizi di trasmissione, misura e vendita.

73.4 Ai fini del calcolo della componente tariffaria compensativa,
di cui al comma 73.2, gli addebiti di cui alla lettera a) del
medesimo comma vengono determinati, nel caso in cui l'opzione
tariffaria più conveniente non preveda una componente espresso in
centesimi di euro/kW impegnato, utilizzando, per la definizione della
potenza impegnata, il rapporto tra l'energia elettrica consumata e la
potenza impegnata relativo all'ultimo anno di disponibilità ditale
informazione.
73.5 Ai fini dell'applicazione di quanto previsto al comma 73.2,
il valore di riferimento della parte B della tariffa da utilizzare
per determinare le condizioni tariffarie previste per un cliente
finale dalla normativa in vigore al 31 dicembre 1999 è pari, per
ciascun bimestre, a partire dal primo bimestre dell'anno 2000,
all'aliquota della parte B della tariffa applicabile a tale cliente
nel bimestre precedente, indicizzata applicando una variazione
percentuale uguale a quella registrata dal parametro Ct nello stesso
bimestre. Nel caso di forniture in alta e altissima tensione per la
produzione di alluminio primario, di cui al decreto 19 dicembre 1995,
l'indicizzazione si applica solo qualora la variazione bimestrale del
parametro Ct sia risultata positiva.
73.6 Oltre a quanto previsto al comma 73.2, al termine di ciascun
periodo di fatturazione l'impresa distributrice accredita al cliente
finale ammesso al regime tariffario speciale, in riduzione degli
addebiti tariffari relativi a tale periodo, la differenza, se
positiva, tra quanto addebitato al cliente nel periodo di
fatturazione applicando l'opzione tariffaria base prescelta e quanto
sarebbe stato addebitato nello stesso periodo applicando l'opzione
tariffaria TV1.
73.7 E esercente riconosce, ad un cliente finale, la componente
tariffaria compensativa di cui al comma 73.2 anche nel caso in cui
tale cliente acquisisca la qualifica di cliente idoneo.
73.8 L'esercente è tenuto a dare separata evidenza contabile
degli storni di ricavo derivanti dall'applicazione della componente
tariffaria compensativa di cui al comma 73.2.

Articolo 74 Energia elettrica ceduta alle province di Trento e
Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del
Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670

74.1 Sono a carico dei concessionari di grandi derivazioni a scopo
idroelettrico i corrispettivi del servizio di trasporto ed ogni altro
onere connesso all'energia elettrica ceduta gratuitamente alle
province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del
decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670.

ALLEGATO 1

TABELLE

Tabella 1: fasce orarie

====================================================================
F1: ore di punta
Nei giorni dal lunedì al venerdi':
dalle ore 8.00 alle ore 9.00 e dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dall'1
giugno al 31 luglio;
dalle ore 9.00 alle ore 11.00 dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23
agosto al 19 settembre e dal 13 al 22 dicembre;
dalle ore 11.00 alle ore 12.00 e dalle ore 15.00 alle ore 16.00
dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23 agosto al 19 settembre;
dalle ore 16.00 alle ore 17.00 dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23
agosto al 19 settembre e dal 22 novembre al 22 dicembre;
dalle ore 17.00 alle ore 18.00 dal 22 novembre al 22 dicembre.
====================================================================

====================================================================
F2: ore di alto carico
Nei giorni dal lunedì al venerdi':
dalle ore 7.00 alle ore 8.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1
giugno al 31 luglio e dal 23 agosto al 19 settembre;
dalle ore 8.00 alle ore 9.00 dall'8 gennaio al 31 maggio, dall'1 al
6 agosto e dal 23 agosto al 22 dicembre;
dalle ore 9.00 alle ore 11.00 dall'8 gennaio al 31 maggio, dall'1 al
6 agosto e dal 20 settembre al 12 dicembre;
dalle ore 11.00 alle ore 12.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al
31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 22 novembre al 22 dicembre;
dalle ore 12.00 alle ore 13.00 dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23
agosto al 19 settembre; dalle ore 13.00 alle ore 14.00 dall'8
gennaio al 14 marzo, dall'1 maggio al 6 agosto e dal 23 agosto al 19
settembre;
dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al
31 maggio, dall'1 al 6 agosto, dal 23 agosto al 19 settembre e
dall'22 novembre al 22 dicembre;
dalle ore 15.00 alle ore 16.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al
31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 20 settembre al 22 dicembre;
dalle ore 16.00 alle ore 17.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1 al
31 maggio, dall'1 al 6 agosto e dal 20 settembre al 21 novembre;
dalle ore 17.00 alle ore 18.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1
giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 21 novembre;
dalle ore 18 alle ore 19.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1
giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 22 dicembre;
dalle ore 19.00 alle ore 20.00 dall'8 gennaio al 14 marzo, dall'1
giugno al 31 luglio, dal 23 agosto al 19 settembre e dal 22 novembre
al 22 dicembre;
dalle ore 20.00 alle ore 21.00 dall'1 giugno al 31 luglio e dal 23
agosto al 19 settembre; dalle ore 21.00 alle ore 22.00 dall'1 giugno
al 31 luglio.
====================================================================

====================================================================
F3: ore di medio carico
Nei giorni dal lunedì al venerdi':
dalle ore 6.00 alle ore 7.00 dall'1 giugno al 31 luglio, dal 23
agosto al 19 settembre; dalle ore 7.00 alle ore 8.00 dal 15 marzo al
31 maggio, dall'1 al 6 agosto, dal 20 settembre al 22 dicembre;
dalle ore 11.00 alle ore 12.00 e dalle ore 14.00 alle ore 15.00 dal
15 marzo al 30 aprile e dal 20 settembre al 21 novembre;
dalle ore 12.00 alle ore 13.00 e dalle ore 20.00 alle ore 21.00
dall'8 gennaio al 31 maggio; dall'1 agosto al 6 agosto, dal 20
settembre al 22 dicembre;
dalle ore 13.00 alle ore 14.00 dal 15 marzo al 30 aprile e dal 20
settembre al 22 dicembre; dalle ore 15.00 alle ore 17.00 dal 15
marzo al 30 aprile;
dalle ore 17.00 alle ore 19.00 dal 15 marzo al 31 maggio e dall'1 al
6 agosto;
dalle ore 19.00 alle ore 20.00 dal 15 marzo al 31 maggio, dall'1 al
6 agosto e dal 20 settembre al 21 novembre;
dalle ore 21.00 alle ore 22.00 dal 23 agosto al 19 settembre.
====================================================================

====================================================================
F4: ore vuote
Dalle ore 0.00 alle ore 6.00 e dalle ore 22.00 alle ore 2 4.00, per
tutti i giorni dell'anno; dalle ore 6.00 alle ore 7.00 e dalle ore
21.00 alle ore 22.00 dall'1 gennaio al 31 maggio, dall'1 agosto al
22 agosto, dal 20 settembre al 31 dicembre;
dalle ore 7.00 alle ore 21.00 dall'1 al 7 gennaio, dal 7 al 22
agosto e dal 23 al 31 dicembre.
Sono in ogni caso considerate vuote tutte le ore dei sabati e delle
domeniche dell'anno e delle festività infrasettimanali dell'1 e 6
gennaio, del lunedì dell'Angelo, del 25 aprile, dell'1 maggio, del
2 giugno, del 15 agosto, dell'1 novembre, dell'8, 25 e 26 dicembre.
====================================================================
Tabella 2.1: Componente TRAS per i clienti finali non dotati di
misuratori atti a rilevare l'energia elettrica per
ciascuna fascia oraria F1, F2, F3 e F4
====================================================================
TRAS
Tipologie di contratto di cui comma 2.2 (centesimi di
euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 0,23
lettera c) Altre utenze in bassa tensione 0,37
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 0,22
lettera e) Altre utenze in media tensione 0,35
lettera f) Utenze in alta e altissima tensione 0,29
====================================================================

Tabella 2.2: Componente TRAS per i clienti finali dotati di misu-
ratori atti a rilevare l'energia elettrica per ciascuna
fascia oraria F1, F2, F3 e F4
====================================================================
TRAS
------------------------------------------------
Tipologie F1 F2 F3 F4
di contratto ------------------------------------------------
di cui comma centesimi centesimi centesimi centesimi
2.2 di euro/kWh di euro/kWh di euro/kWh di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze
in bassa
tensione
di illu-
minazione
pubblica 0,84 0,55 0,36 0,17
--------------------------------------------------------------------
lettera c) Altre
utenze
in bassa
tensione 0,84 0,55 0,36 0,17
--------------------------------------------------------------------
lettera d) Utenze
in media
tensione
di illu-
minazione
pubblica 0,79 0,51 0,34 0,16
--------------------------------------------------------------------
lettera e) Altre
utenze
in media
tensione 0,79 0,51 0,34 0,16
--------------------------------------------------------------------
lettera f) Utenze
in alta
e altis-
sima
tensione 0,78 0,50 0,33 0,15
====================================================================

Tabella 3: Componenti ro(base 1) e ro(base 3) delle opzioni
tariffarie TV1 e loro elementi

====================================================================
Componenti dell'opzione
tariffaria TV1
---------------------------------------
Tipologie di contratto ro1 ro2
di cui comma 2.2
---------------------------------------
centesimi di euro/punto centesimi
di prelievo per anno di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa
tensione di il-
luminazione
pubblica - 1,34
lettera c) Altre utenze
in bassa tensione 13.317,08 1,05
lettera d) Utenze in media
tensione di il-
luminazione
pubblica - 0,69
lettera e) Altre utenze
in media tensione 707.794,56 0,09
lettera f) Utenze in alta
e altissima
tensione 1.876.265,44 0,07
====================================================================

====================================================================
Elementi della componente ro1
--------------------------------------------
Tipologie di contratto ro1 (disMT) ro1 (disBT) ro1 (cot)
di cui comma 2.2
--------------------------------------------
centesimi centesimi centesimi
di euro/punto di euro/punto di euro/punto
di prelievo di prelievo di prelievo
per anno per anno per anno
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in
bassa ten-
sione di il-
luminazione
pubblica - - -
lettera c) Altre
utenze in
bassa
tensione - 11.566,31 1.750,77
lettera d) Utenze in
media ten-
sione di il-
luminazione
pubblica - - -
lettera e) Altre utenze
in media
tensione 669.556,36 - 31.231,20
lettera f) Utenze in
alta e al-
tissima
tensione - - 1.876.265,44
====================================================================

====================================================================
Elementi della componente ro3
------------------------------------------------
Tipologie
di contratto ro3 (disAT) ro3 (disMT) ro3(disBT) ro3(cot)
di cui comma
2.2
------------------------------------------------
centesimi centesimi centesimi centesimi
di euro/kWh di euro/kWh di euro/kWh di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze
in bassa
tensione
di illu-
minazio-
ne pub-
blica 0,0800 0,6700 0,5200 0,0700
lettera c) Altre
utenze
in bassa
tensione 0,0900 0,9600 - -
lettera d) Utenze
in media
tensione
di illu-
minazio-
ne pub-
blica 0,0700 0,0900 - 0,0400
lettera e) Altre
utenze
in media
tensione 0,0900 - - -
lettera f) Utenze
in alta
e altis-
sima ten-
sione 0,0700 - - -
====================================================================
Tabella 4:Valori dei parametri delta1, delta2, delta3 e delta4 delle
tariffe TV2
====================================================================
Tipologie di contratto
di cui all'articolo 2, delta1 delta2 delta3 delta4
comma 2.2

--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica - - 1,100 4.174
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 1,100 0,168 1,100 1.181
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica - - 1,100 4.174
lettera e) Altre utenze in media
tensione 1,150 0,005 1,200 -
lettera f) Utenze in alta
e altissima tensione 1,300 1,300 -
====================================================================
Tabella 5 : Parametri del profilo tipo di prelievo della potenza
====================================================================
Tipologie di contratto
di cui all'articolo 2, F1 F2 F3 F4
comma 2.2
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 100% 100% 100% 100%
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 85% 90% 95% 100%
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 100% 100% 100% 100%
lettera e) Altre utenze in media
tensione 85% 90% 95% 100%
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 80% 85% 90% 100%
====================================================================
Tabella 6: Parametri del profilo tipo di prelievo dell'energia
elettrica
====================================================================
Tipologie di contratto
di cui all'articolo 2, F1 F2 F3 F4
comma 2.2
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 1% 10% 8% 81%
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 8% 30% 14% 48%
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 1% 10% 8% 81%
lettera e) Altre utenze in media
tensione 8% 31% 14% 47%
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 6% 22% 14% 58%
====================================================================
Tabella 7: Componente CTR per il servizio di trasmissione per le
imprese distributrici
====================================================================
Fascia oraria Prezzo (centesimi
di euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
F1 0,76
F2 0,49
F3 0,32
F4 0,14
====================================================================
Tabella 8: Fattori percentuali di perdita di energia elettrica sul-
le reti di distribuzione per la determinazione dei
corrispettivi del servizio di trasporto per clienti
finali e per le imprese distributrici
====================================================================
Per clienti Per imprese
Livello di tensione finali e per distributrici
al quale è effettuata i punti di
la misura dell'energia interconnessione
elettrica virtuale
% %
(A) (B)
--------------------------------------------------------------------
AAT 2,0 -
AT 2,0
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore AAT/AT 0,4
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore AT/MT 2,0
- altro 1,2
MT 4,2
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore AT/MT 2,7
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore MT/BT 4,2
- altro 3,5
BT 9,9
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore MT/BT 6,1
- altro 8,0
====================================================================
Tabella 9: Componenti COV
====================================================================
COV1 COV3
--------------------------------
centesimi di
Tipologie di contratto euro/punto di centesimi
di cui comma 2.2 prelievo per anno di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 0,01
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 282,14 -
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica - 0,01
lettera e) Altre utenze in media
tensione 6.162,17 -
lettera f) Utenze in alta e altis-
sima tensione 302.364,53 -
--------------------------------------------------------------------

Tabella 10: Parametro lamda
====================================================================
Tipologie di contratto di cui comma 2.2 lamda
del Testo integrato
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa tensione 1,108
lettera b) Utenze in bassa tensione di illuminazione
pubblica 1,108
lettera c) Altre utenze in bassa tensione 1,108
lettera d) Utenze in media tensione di illuminazione
pubblica 1,051
lettera e) Altre utenze in media tensione 1,051
lettera f) Utenze in alta e altissima tensione 1,029
====================================================================
Tabella 11: Elemento PF
====================================================================
Tariffa D2
--------------------------------------------------------------------
Fasce di consumo (kWh/anno) PV (centesimi
di euro/kWh)
-------------------------------
da a
0 900 2,19
oltre 900 2,22
====================================================================

====================================================================
Tariffa D3
--------------------------------------------------------------------
PC (centesimi
di euro/kWh)
-------------------------------
2,22
====================================================================
Tabella 12: Parametri f
====================================================================
Parametri f della tariffa D2
--------------------------------------------------------------------
scaglioni di consumo (kWh per anno) parametri f
da a
0 900 0,787
901 1800 0,792
1801 2640 1,182
2641 4440 1,479
oltre 4440 1,182
====================================================================

====================================================================
Parametro f della tariffa D3
--------------------------------------------------------------------
1,182
--------------------------------------------------------------------

Tabella 13: Componenti della tariffa D1
====================================================================
Componenti della tariffa D1
====================================================================
componente (1
--------------------------------------------------------------------
mis cot cov totale
--------------------------------------------------------------------
centesimi di centesimi di centesimi di centesimi di
euro/punto euro/punto euro/punto euro/punto
prelievo prelievo prelievo prelievo
per anno per anno per anno per anno
--------------------------------------------------------------------
1.651,56 1.164,64 187,68 3.003,88
--------------------------------------------------------------------
componente (2 componente (3
--------------------------------------------------------------------
trasm dis AT dis MT totale
centesimi centisimi centisimi centisimi centisimi
di euro/kW di euro/kWh di euro/kWh di euro/kWh di euro/kWh
per anno
--------------------------------------------------------------------
1.405,13 0,32 0,10 0,86 1,28
====================================================================
Tabella 14 - Componente tau3 della tariffa D2
====================================================================
Scaglioni di consumo (kWh/anno) Componente tau3

(centesimi di
da fino a euro/kWh)
--------------------------------------------------------------------
0 900 -
901 1800 1,90
1801 2640 4,23
2641 3540 11,39
3541 4440 9,52
oltre 4440 4,23
====================================================================
Tabella 15 - Componenti tau2 e tau2 della tariffa D2
====================================================================
Componente tau1 Componente tau2

(centesimi di (centesimi di
euro/punto di euro/kW per
prelievo per anno) anno)
--------------------------------------------------------------------
192 624
====================================================================

Tabella 16 - Componenti tau1, tau2 e tau3 della tariffa D3
====================================================================
Componente tau1 Componente tau2 Componente tau3

(centesimi di (centesimi di (centesimi di
euro/punto di euro/kW per euro/kWh)
prelievo per anno) anno)
--------------------------------------------------------------------
2.640 1.584 4,23
====================================================================
Tabella 17: Fattori percentuali di perdita di energia elettrica
sulle rete di trasmissione nazionale e sulle reti di
distribuzione per la determinazione del prezzo del-
l'energia elettrica all'ingrosso
====================================================================
Per clienti Per imprese
Livello di tensione finali e per distributrici
al quale è effettuata i punti di
la misura dell'energia interconnessione
elettrica virtuale
% %
(A) (B)
--------------------------------------------------------------------
AAT 2,9 0,9
AT 2,9
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore AAT/AT 1,3
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore AT/MT 2,9
- altro 2,1
MT 5,1
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore AT/MT 3,6
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore MT/BT 5,1
- altro 4,4
BT 10,8
- punto di misura in
corrispondenza di un
traformatore MT/BT 7,0
- altro 8,9
====================================================================
Tabella 18: Componenti MIS
====================================================================
MIS1 MIS3
--------------------------------
centesimi di
Tipologie di contratto euro/punto di centesimi
di cui comma 2.2 prelievo per anno di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica - 0,10
lettera c) Altre utenze in bassa
tensione 2.482,76 -
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica - 0,06
lettera e) Altre utenze in media
tensione 54.225,40 -
lettera f) Utenze in alta e altissima
tensione 2.660.722,67 -
====================================================================
Tabella 19: Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1
e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di
distribuzione in alta tensione per tipologia di utenza
(ro3'c(disAT))
====================================================================
Anno 2004
Tipologie ------------------------
centesimi di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
Bassa tensione - usi domestici 0,0399
--------------------------------------------------------------------
Bassa tensione - illuminazione pubblica 0,0320
--------------------------------------------------------------------
Bassa tensione - altri usi 0,0403
--------------------------------------------------------------------
Media tensione - illuminazione pubblica 0,0199
--------------------------------------------------------------------
Media tensione - altri usi 0,0385
--------------------------------------------------------------------
Alta tensione 0,0233
====================================================================

Tabella 20: Costo unitario standard per componente di rete di alta
tensione (p(base k))
====================================================================
Componente Costo unitario standard
(euro)
--------------------------------------------------------------------
Linee Km 380 kV - singola terna (per km) 11.017,99
--------------------------------------------------------------------
Linee 380 kV - doppia terna (per km) 8.814,39
--------------------------------------------------------------------
Linee 220 kV - singola terna (per km) 4.006,57
--------------------------------------------------------------------
Linee 220 kV - doppia terna (per km) 3.205,26
--------------------------------------------------------------------
Linee 150/130 kV - singola terna (per km) 4.006,57
--------------------------------------------------------------------
Linee 150/130 kV - doppia terna (per km) 3.205,26
--------------------------------------------------------------------
Linee 220 kV - in cavo (per km) 54.746,33
--------------------------------------------------------------------
Linee 130 kV - in cavo (per km) 45.522,20
--------------------------------------------------------------------
Cavo SACOI (per km) 5.867,60
--------------------------------------------------------------------
Linee 200 kV - corrente continua (per km) 1.135,24
--------------------------------------------------------------------
Linee 60 kV - singola terna (per km) 3.004,93
--------------------------------------------------------------------
Linee 60 kV - doppia terna (per km) 2.403,94
--------------------------------------------------------------------
Linee 60 kv - in cavo (per km) 34.141,65
====================================================================
Tabella 21: Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1
e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di
trasformazione dal livello di alta al livello di media
tensione per tipologia di utenza (ro(base 1 elevato a
'c(disMT))) (ro(base 3 elevato a 'c(disMT)))
====================================================================
Anno 2004
Tipologie ----------------------------
centesimi
di euro/punto centesimi
di prelievo di euro/kWh
per anno
--------------------------------------------------------------------
Bassa tensione - usi domestici - 0,1287
Bassa tensione - illuminazione pubblica - 0,1001
Bassa tensione - altri usi - 0,1437
Media tensione - illuminazione pubblica - 0,1116
Media tensione - altri usi 109.290,9900 -
====================================================================
Tabella 22: Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1
e della tariffa Dl a copertura dei costi di trasfor-
mazione dal livello di alta al livello di media tensione
per tipologia di utenza
====================================================================
Anno 2004
Tipologie ----------------------------
centesimi
di euro/punto centesimi
di prelievo di euro/kWh
per anno
--------------------------------------------------------------------
Bassa tensione - usi domestici - 0,2386
Bassa tensione - illuminazione pubblica - 0,1856
Bassa tensione - altri usi - 0,2664
Media tensione - illuminazione pubblica - 0,2068
Media tensione - altri usi 202.585,66 -
====================================================================
Tabella 23: Costo unitario standard per componente relativo alla
trasformazione dell'energia elettrica dal livello di
alta al livello di media tensione (r(base k))
====================================================================
Componente Costo unitario standard
(euro)
--------------------------------------------------------------------
Trasformatori 220/MT (per MVA installato) 3.238,3139
Trasformatori 150-130/MT (per MVA
installato) 3.035,3304
Altri trasformatori AT/MT
(per MVA installato) 3.726,4584
====================================================================

Tabella 24: Valori del coefficiente K(base J)
====================================================================
Tipo di ambito Valore di K(base J)
--------------------------------------------------------------------
Bassa concentrazione 1,24
--------------------------------------------------------------------
Media concentrazione 0,99
--------------------------------------------------------------------
Alta concentrazione 0,78
====================================================================
Tabella 25: Somme da versare sul conto oneri derivanti da misure ed
interventi per la promozione dell'efficienza energetica

====================================================================
Tipologie di contratto di cui comma 2.2 centesimi di euro/kWh
--------------------------------------------------------------------
lettera a) Utenza domestica in bassa
tensione 0,0043
lettera b) Utenze in bassa tensione
di illuminazione pubblica 0,0034
lettera c) Altre utenze in bassa tensione 0,0038
lettera d) Utenze in media tensione
di illuminazione pubblica 0,0030
lettera e) Altre utenze in media tensione 0,0038
lettera f) Utenze in alta e altissima tensione 0,0030
====================================================================