Serie Generale n. 61 del 15-3-2005
DECRETI E DELIBERE DI ALTRE AUTORITA'
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
DELIBERAZIONE 23 febbraio 2005
Modalita' e condizioni economiche per il ritiro dell'energia elettrica, di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e al comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239. (Deliberazione n. 34/05). (GU Serie Generale n.61 del 15-03-2005)

L'AUTORITÀ PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 23 febbraio 2005;
Visti:
la legge 9 gennaio 1991, n. 10 (di seguito: legge n. 10/1991);
la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n.
481/1995);
il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi (di
seguito: Cip) 12 luglio 1989, n. 15 (di seguito: provvedimento Cip n.
15/1989);
il provvedimento del Cip 14 novembre 1990, n. 34 (di seguito:
provvedimento Cip n. 34/1990);
il provvedimento del Cip 29 aprile 1992, n. 6, come integrato e
modificato dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato 4 agosto 1994 e dal decreto del Ministro
dell'industria, del commercio e dell'artigianato 24 gennaio 1997 (di
seguito: provvedimento Cip n. 6/1992);
il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (di seguito: decreto
legislativo n. 79/1999);
la direttiva 2001/77/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
del 27 settembre 2001 (di seguito: direttiva 2001/77/CE);
il decreto 19 dicembre 2003 del Ministro delle attività
produttive in materia di direttive alla società Acquirente Unico
S.p.a. (di seguito: decreto ministeriale 19 dicembre 2003);
il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (di seguito:
decreto legislativo n. 387/2003);
la direttiva 2004/8 CE del Parlamento europeo e del Consiglio
dell'11 febbraio 2004 (di seguito: direttiva 2004/8/CE);
il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio
2004, recante criteri, modalità e condizioni per l'unificazione
della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di
trasmissione;
la legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge n. 239/2004;
la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) 28 ottobre 1997, n. 108/97 (di seguito:
deliberazione n. 108/97);
la deliberazione dell'Autorità 19 marzo 2002, n. 42, come
successivamente modificata ed integrata dalla deliberazione
dell'Autorità 11 novembre 2004, n. 201 (di seguito: deliberazione n.
42/02);
l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità 30 dicembre 2003,
n. 168/03, come successivamente modificato ed integrato (di seguito:
deliberazione n. 168/03);
il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per
l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di
trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica
per il periodo di regolazione 2004-2007 e disposizioni in materia di
contributi di allacciamento e diritti fissi, allegato alla
deliberazione dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04 e sue
successive modifiche e integrazioni (di seguito: Testo integrato);
la deliberazione dell'Autorità 22 aprile 2004, n. 60/04 (di
seguito: deliberazione n. 60/04);
il documento di consultazione 20 ottobre 2004 recante modalità
di ritiro dell'energia elettrica prodotta da impianti di potenza
&amp;60;10 MVA e \geq 10 MVA se alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e del comma 41 della legge
23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: documento di consultazione);
le osservazioni al documento di consultazione di cui al
precedente alinea pervenute all'Autorità.
Considerato che:
l'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003
prevede che l'Autorità definisca, facendo riferimento a condizioni
economiche di mercato, le modalità di ritiro, da parte del gestore
di rete alla quale l'impianto è collegato, dell'energia elettrica
prodotta da:
a) impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza
inferiore a 10 MVA, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della
rete di trasmissione nazionale (di seguito: GRTN) nell'ambito delle
convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip n.
15/1989, n. 34/1990, n. 6/1992, nonchè della deliberazione n.
108/1997, limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti,
come definiti dagli articoli 1 e 4 della medesima deliberazione, fino
alla loro scadenza;
b) impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti
rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice
ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad
acqua fluente, ad eccezione di quella ceduta nell'ambito dei
provvedimenti con convenzioni di cessione pluriennali già richiamate
alla precedente lettera a), fino alla loro scadenza;
il comma 41 della legge n. 239/2004 prevede che l'Autorità
determini, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato, le
modalità di ritiro, da parte del gestore di rete alla quale
l'impianto è collegato, dell'energia elettrica prodotta:
a) da impianti di potenza inferiore a 10 MVA;
b) ai sensi dell'art. 3, comma 12, secondo periodo, del decreto
legislativo n. 79/1999;
c) da impianti di potenza qualsiasi, entrati in esercizio dopo
il 1° aprile 1999 e alimentati dalla fonte eolica, solare,
geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente,
per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, ad eccezione
dell'energia elettrica di cui al primo e al terzo periodo del comma
12 dell'art. 3 del decreto legislativo n. 79/1999, che continua ad
essere ritirata dal GRTN fino a scadenza delle convenzioni in essere;
il comma 41 della legge n. 239/2004, nel consentire una modalità
di ritiro alternativa al mercato agli impianti di potenza inferiore a
10 MVA e agli impianti di potenza qualsiasi alimentati dalla fonte
eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed
idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad
acqua fluente entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999, conferma,
in materia di fonti rinnovabili, il disposto dell'art. 13, commi 3 e
4, del decreto legislativo n. 387/2003, visto che la tipologia di
impianto e la sua eventuale partecipazione al mercato non possono
dipendere dalla data di entrata in esercizio;
l'art. 17, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede
l'inclusione dei rifiuti tra le fonti energetiche ammesse a
beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili;
l'art. 17, comma 2, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede
che siano escluse dal regime riservato alle fonti rinnovabili, tra le
altre, le fonti assimilate alle fonti rinnovabili, di cui all'art. 1,
comma 3, della legge n. 10/1991;
l'art. 13, comma 4, del decreto legislativo 387/2003 prevede che,
dopo la scadenza delle convenzioni di cessione destinata, la relativa
energia elettrica venga destinata al mercato, con l'unica eccezione
delle fonti rinnovabili non in grado di partecipare al sistema delle
offerte (impianti di potenza fino a 10 MVA e impianti alimentati da
fonti rinnovabili non programmabili di potenza qualsiasi), per le
quali l'Autorità deve definire le modalità di ritiro tenendo conto
di condizioni economiche di mercato;
il comma 41, ultimo periodo, della legge n. 239/2004, nel
consentire una modalità di ritiro alternativa al mercato agli
impianti di potenza fino a 10 MVA, agli impianti di cui al secondo
periodo del comma 12 dell'art. 3 del decreto legislativo n. 79/1999 e
agli impianti alimentati dalla fonte eolica, solare, geotermica, del
moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per
quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente entrati in
esercizio dopo il 1° aprile 1999, intende garantire il ritiro
dell'energia elettrica prodotta da impianti non in grado di
partecipare al sistema delle offerte;
l'art. 20, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003 prevede
che fino alla data di entrata a regime del mercato elettrico, come
verrà fissata con proprio decreto dal Ministro delle attività
produttive, al produttore che cede l'energia elettrica di cui
all'art. 13, comma 3, del decreto legislativo n. 387/2003, è
riconosciuto il prezzo fissato dall'Autorità all'ingrosso alle
imprese distributrici per la vendita ai clienti del mercato
vincolato;
la data di entrata a regime del mercato elettrico verrà fissata
con decreto dal Ministro delle attività produttive e che, pertanto,
le disposizioni del presente provvedimento per quanto riguarda le
fonti rinnovabili si applicano a decorrere da tale data;
rispetto allo schema proposto nel documento di consultazione, in
cui tutti i rapporti commerciali delle imprese distributrici e della
società Acquirente Unico S.p.a. (di seguito: Acquirente unico)
confluivano nel GRTN, la quasi totalità delle osservazioni pervenute
ha richiesto che l'Acquirente unico rappresenti l'interfaccia unica e
finale delle imprese distributrici e del GRTN, al fine di
semplificare i rapporti contrattuali e le compensazioni economiche a
carico del conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e
assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera b), del Testo
integrato;
il ruolo dell'Acquirente unico quale interfaccia unica e finale
delle imprese distributrici e del GRTN consente di ampliare la base
di acquisto dell'Acquirente unico, con conseguente diminuzione del
fattore di rischio connesso alla quota di energia acquistata sul
mercato, e di ottenere una riduzione dei prezzi di acquisto per
effetto della quota di energia da fonti non rinnovabili ritirata a
prezzi inferiori a quelli delle fonti rinnovabili;
il ruolo dell'Acquirente unico come interfaccia unica e finale
delle imprese distributrici e del GRTN consente anche di scomputare
dagli acquisti di energia elettrica effettuati dalle imprese
distributrici medesime presso l'Acquirente unico il controvalore
dell'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004;
le ragioni, esposte nel documento di consultazione, che hanno
portato a proporre il GRTN come interfaccia unica e finale si
porranno solo a medio-lungo termine in quanto:
l'Acquirente unico è destinato a svolgere un ruolo
significativo ancora per diversi anni, continuando a garantire le
forniture di energia elettrica ai clienti che, pur avendo le
caratteristiche di idoneità, preferiscono rimanere vincolati, come
previsto dal comma 30 della legge n. 239/2004, che integra l'art. 14
del decreto legislativo n. 79/1999;
il controllo, anche a fini statistici, delle quantità di
energia elettrica ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del
decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n.
239/2004 da parte del GRTN può essere comunque garantito prevedendo
adeguati scambi informativi tra le imprese distributrici e il GRTN;
i commi 85, 86, 87, 88 e 89 della legge n. 239/2004 prevedono
semplificazioni negli iter autorizzativi per impianti di
microgenerazione, definiti come gli impianti di potenza fino a 1 MW;
gli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW alimentati
da fonti rinnovabili presentano, congiuntamente ad elevate
potenzialità di sviluppo delle fonti marginali o residuali, elevati
costi di produzione, come anche evidenziato dalle Associazioni dei
piccoli produttori nelle osservazioni al documento di consultazione.
Ritenuto opportuno:
prevedere che l'Acquirente unico svolga un ruolo di interfaccia
unica e finale per:
le imprese distributrici che destinano direttamente ai propri
clienti vincolati l'energia elettrica ritirata ai sensi dell'art. 13,
commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003, cedendo
all'Acquirente unico l'eventuale quantità di energia elettrica
eccedente il fabbisogno dei propri clienti vincolati;
il GRTN, che cede all'Acquirente unico l'energia elettrica
ritirata dagli impianti collegati alla rete di trasmissione
nazionale;
prevedere che il ritiro dell'energia elettrica eccedente le
quantità ritirate nell'ambito delle convenzioni di cessione
destinata di cui all'art. 13, commi 2 e 3, del decreto legislativo n.
387/2003, e fino alla loro scadenza, sia svolto dal GRTN, anzichè
dal gestore di rete, in modo da continuare ad avere una unica
controparte contrattuale per il ritiro dell'intera quantità di
energia prodotta e immessa in rete, semplificandone di conseguenza la
gestione amministrativa;
escludere il prezzo zonale orario che si forma nel sistema delle
offerte come prezzo riconosciuto per il ritiro dell'energia elettrica
ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n.
387/2003, poichè tale prezzo:
viene comunque riconosciuto ai produttori che scelgono di
partecipare al sistema delle offerte;
è soggetto ai rischi e alle imprevedibilità del sistema delle
offerte;
non è un parametro in grado di influire sulla localizzazione
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, che dipende invece da
fattori localizzativi legati alla disponibilità locale di risorse
rinnovabili;
introduce l'esigenza di compensazioni a carico del conto per
nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'art. 59,
comma 1, lettera b), del Testo integrato;
prevedere che il gestore di rete riconosca ai produttori il
prezzo di cui all'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo
integrato per l'energia elettrica ritirata da impianti alimentati da
fonti rinnovabili ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003, essendo tale prezzo riferito a condizioni
economiche di mercato, già riconosciuto nel periodo transitorio di
cui all'art. 20, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003;
prevedere, in alternativa al prezzo di cui al precedente alinea e
su richiesta del produttore, un prezzo di cessione unico e
indifferenziato per fasce orarie, al fine di tener conto delle
peculiarità di alcuni impianti alimentati da fonti rinnovabili non
programmabili;
prevedere, in considerazione delle peculiarità e dei vantaggi
che gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e degli impianti di
cogenerazione presentano rispetto agli altri impianti, che il gestore
di rete riconosca ai produttori per l'energia elettrica da fonti non
rinnovabili ritirata ai sensi del comma 41 della legge n. 239/2004:
il prezzo di cui all'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo
integrato nel caso di impianti di cogenerazione di potenza inferiore
a 10 MVA che soddisfano la deliberazione n. 42/2002;
il parametro Ct per gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA
che non soddisfano la deliberazione n. 42/2002;
prevedere per gli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1
MW l'esclusione dall'obbligo di stipula del contratto di
dispacciamento in immissione, al fine di semplificare le condizioni
di accesso alla rete per detti impianti non collegati alla rete di
trasmissione nazionale, per i quali sia la direttiva 2001/77/CE, che
la direttiva 2004/8/CE, nonchè la legge n. 239/2004, prevedono
procedure di accesso alla rete e autorizzative semplificate;
riconoscere agli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1
MW alimentati da fonti rinnovabili, ad eccezione delle centrali
ibride, limitatamente ai primi due milioni di kWh ritirati
annualmente da ciascun impianto, prezzi minimi garantiti tali da
assicurare la copertura dei costi di produzione in condizioni di
economicità e redditività;
orientare al mercato la cessione di rilevanti quantitativi di
energia elettrica prodotta da impianti di rilevanti dimensioni,
garantendo invece il ritiro delle eccedenze rispetto ai fabbisogni
dell'autoproduzione;
prevedere che alle eccedenze di energia elettrica prodotte dagli
impianti di potenza uguale o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti
assimilate o da fonti rinnovabili diverse dalla fonte eolica, solare,
geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente,
per quest'ultima fonte, agli impianti ad acqua fluente, purchè nella
titolarità di un autoproduttore, come definito dall'art. 2, comma 2,
del decreto legislativo n. 79/1999, il gestore di rete riconosca il
parametro Ct;
prevedere, al fine di evitare comportamenti opportunistici, che
il produttore che si avvale delle modalità di ritiro ai sensi
dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del
comma 41 della legge n. 239/2004 debba:
richiedere il ritiro dell'intera quantità di energia elettrica
prodotta e immessa in rete, ad eccezione di quella ceduta nell'ambito
delle convenzioni di cessione pluriennali di cui all'art. 13, commi 2
e 3, del decreto legislativo n. 387/2003;
sottoscrivere con il gestore di rete una convenzione di durata
annuale e rinnovabile, secondo lo schema allegato al presente
provvedimento (Allegato A);
prevedere l'esenzione dall'applicazione dei corrispettivi per
l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto
di cui all'art. 35, comma 35.2, della deliberazione n. 168/2003 per
gli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW e
un'applicazione graduale di detti corrispettivi per gli impianti di
potenza superiore a 1 MW e fino a 5 MW alimentati da fonti
rinnovabili o dai rifiuti ammessi a beneficiare del regime riservato
alle fonti rinnovabili ai sensi dell'art. 17 del decreto legislativo
n. 387/2003, escluse le centrali ibride;
prevedere corrispettivi volti a riconoscere ai gestori di rete i
costi amministrativi sostenuti, secondo criteri di semplificazione
amministrativa ed equità; prevedere che i corrispettivi di cui al
precedente alinea siano a carico dei produttori, al fine di evitare
ulteriori aggravi al conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e
assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera b), del Testo
integrato;
Delibera:

Art. 1.
Definizioni

1.1. Ai fini dell'applicazione delle disposizioni contenute nel
presente provvedimento si applicano le definizioni di cui all'art. 2
del decreto legislativo n. 387/2003, le definizioni di cui all'art. 1
dell'Allegato A alla deliberazione n. 168/2003, le definizioni di cui
all'art. 1 del Testo integrato, nonchè le ulteriori definizioni
formulate come segue:
a) energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 è l'energia elettrica prodotta dagli
impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10
MVA, ivi compresa la produzione imputabile delle centrali ibride,
nonchè dagli impianti di potenza qualsiasi alimentati dalle fonti
rinnovabili eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice
ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima fonte, agli impianti ad
acqua fluente, ad eccezione di quella ceduta al GRTN nell'ambito
delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip
n. 15/1989, n. 34/1990, n. 6/1992, nonchè della deliberazione n.
108/97, limitatamente alle unità di produzione nuove, potenziate o
rifatte, come definite dagli articoli 1 e 4 della medesima
deliberazione. L'energia elettrica prodotta dagli impianti di potenza
inferiore a 10 MVA alimentati dai rifiuti di cui all'art. 17, comma
1, del decreto legislativo n. 387/2003 rientra nell'ambito di
applicazione dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n.
387/2003;
b) energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/2004
è l'energia elettrica prodotta dagli impianti alimentati da fonti
non rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA, ivi compresa la
produzione non imputabile delle centrali ibride, e l'energia
elettrica prodotta, come eccedenze, dagli impianti, di potenza uguale
o superiore a 10 MVA, alimentati da fonti assimilate o da fonti
rinnovabili diverse dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto
ondoso, maremotrice ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima
fonte, agli impianti ad acqua fluente, purchè nella titolarità di
un autoproduttore, come definito dall'art. 2, comma 2, del decreto
legislativo n. 79/99, ad eccezione di quella ceduta al GRTN
nell'ambito delle convenzioni in essere stipulate ai sensi dei
provvedimenti Cip n. 15/1989, n. 34/1990, n. 6/1992, nonchè della
deliberazione n. 108/97, limitatamente alle unità di produzione
nuove, potenziate o rifatte, come definite dagli articoli 1 e 4 della
medesima deliberazione;
c) GRTN è il Gestore della rete di trasmissione nazionale di cui
all'art. 3 del decreto legislativo n. 79/1999;
d) gestore di rete è la persona fisica o giuridica responsabile,
anche non avendone la proprietà, della gestione di una rete
elettrica con obbligo di connessione di terzi, nonchè delle
attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi
il GRTN e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo n.
79/1999.

Art. 2.
Oggetto e finalità

2.1. Il presente provvedimento disciplina le modalità per il
ritiro dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del
decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n.
239/2004, facendo riferimento a condizioni economiche di mercato.

Art. 3.
Modalità per il ritiro dell'energia elettrica

3.1. L'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del
decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004
è ritirata, su richiesta del produttore, dal gestore di rete alla
quale l'impianto è collegato. Il produttore che si avvale di detta
facoltà, presenta istanza al gestore di rete alla quale l'impianto
è collegato, fornendo tutte le informazioni atte a dimostrare
l'esistenza dei requisiti previsti dall'art. 13, commi 3 e 4, del
decreto legislativo n. 387/2003 o dal comma 41 della legge n.
239/2004.
3.2. Il produttore che intende avvalersi dei benefici di cui
all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al
comma 41 della legge n. 239/2004 richiede al gestore di rete alla
quale l'impianto è collegato il ritiro dell'intera quantità di
energia elettrica prodotta e immessa in rete, ad eccezione di quella
ceduta nell'ambito delle convenzioni di cessione pluriennali di cui
all'art. 13, commi 2 e 3, del decreto legislativo n. 387/2003.
3.3. Il gestore di rete riconosce ai produttori, per l'energia
elettrica ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, i
prezzi di cui all'art. 4.
3.4. Se il gestore di rete alla quale l'impianto è collegato è
un'impresa distributrice, il controvalore dell'energia ritirata ai
sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003
e del comma 41 della legge n. 239/2004 viene scomputato dagli
acquisti di energia elettrica effettuati dall'impresa distributrice
medesima presso l'Acquirente unico. Se il gestore di rete alla quale
l'impianto è collegato è il GRTN o un gestore di rete diverso dalle
imprese distributrici, l'Acquirente unico riconosce a tali soggetti i
prezzi di cui all'art. 4. Se il ritiro dell'energia di cui all'art.
13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al comma 41
della legge n. 239/2004 avviene in porzioni del territorio nazionale
servite da reti con obbligo di connessione di terzi non interconnesse
con la rete di trasmissione nazionale, neppure indirettamente
attraverso reti di distribuzione o attraverso collegamenti in
corrente continua, il controvalore dell'energia ritirata viene
remunerato secondo le modalità previste dall'art. 7 della legge
9 gennaio 1991, n. 10.
3.5. Se il gestore di rete alla quale l'impianto è collegato è
un'impresa distributrice che non dispone di un bacino di clienti
vincolati nel proprio ambito territoriale sufficiente ad assorbire
l'energia ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, la
medesima impresa distributrice cede la parte eccedente i propri
fabbisogni all'Acquirente unico, che la destina ad altre imprese
distributrici per i clienti del mercato vincolato. Per detta energia
l'Acquirente unico riconosce all'impresa distributrice i prezzi di
cui all'art. 4.
3.6. Il produttore che richiede al gestore di rete il ritiro
dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004
conclude con il medesimo una convenzione di durata annuale e
rinnovabile, secondo lo schema riportato nell'Allegato A al presente
provvedimento.
3.7. Il produttore che richiede al gestore di rete il ritiro
dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004
conclude con il GRTN, direttamente o attraverso l'interposizione del
medesimo gestore di rete:
a) il contratto per il servizio di trasmissione di cui all'art.
19 del Testo integrato per l'energia elettrica prodotta e immessa in
rete, ai sensi di quanto previsto dall'art. 5, comma 2, della
deliberazione n. 168/2003;
b) il contratto per il servizio di dispacciamento in immissione,
ai sensi dall'art. 5, comma 2, della deliberazione n. 168/2003, solo
se l'impianto è di potenza nominale elettrica superiore a 1 MW, in
deroga alla medesima deliberazione.
3.8. Il produttore che richiede l'interposizione del gestore di
rete per la stipula dei contratti di cui al comma 3.7, è tenuto a
fornire al gestore di rete tutte le informazioni necessarie alla
stipula e gestione dei medesimi.
3.9. Il produttore che richiede al gestore di rete il ritiro
dell'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003 e al comma 41 della legge n. 239/2004 non è
tenuto alla comunicazione dei programmi di immissione di cui all'art.
17, comma 17.1, della deliberazione n. 168/2003.
3.10. Agli utenti del dispacciamento responsabili di punti di
dispacciamento per le unità di produzione che cedono la propria
energia ai sensi del comma 3.2, con riferimento ai predetti punti e
limitatamente all'energia elettrica immessa, non si applica la
disciplina dei corrispettivi di sbilanciamento di cui all'art. 32
della deliberazione n. 168/03.
3.11. In deroga a quanto previsto dal comma 3.2, i produttori che
cedono parte dell'energia elettrica prodotta nell'ambito delle
convenzioni di cessione pluriennali di cui all'art. 13, commi 2 e 3,
del decreto legislativo n. 387/03 richiedono al GRTN, anzichè al
gestore di rete, il ritiro dell'energia elettrica eccedente dette
convenzioni, fino alla loro scadenza.

Art. 4.
Prezzi dell'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi
dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del
comma 41 della legge n. 239/2004

4.1. Il gestore di rete che ritira l'energia elettrica di cui
all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003
riconosce ai produttori un prezzo pari a quello di cessione
dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al
mercato vincolato, definito dall'art. 30, comma 30.1, lettera a), del
Testo integrato.
4.2. Il prezzo di cui al comma 4.1, su richiesta del produttore
all'atto della stipula della convenzione di cui al comma 3.6, viene
riconosciuto come prezzo unico indifferenziato per fasce orarie e
viene determinato dall'Acquirente unico, seguendo le stesse modalità
di cui all'art. 30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato.
4.3. Il gestore di rete che ritira l'energia elettrica di cui al
comma 41 della legge n. 239/2004 riconosce ai produttori un prezzo
pari al:
a) prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese
distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall'art.
30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato nel caso di impianti
di cogenerazione di potenza inferiore a 10 MVA che soddisfano la
definizione di cogenerazione di cui alla deliberazione n. 42/02;
b) parametro Ct nel caso di impianti diversi da quelli di cui
alla lettera a).
4.4. Per l'energia elettrica prodotta da centrali ibride di potenza
inferiore a 10 MVA, il gestore di rete che la ritira riconosce ai
produttori un prezzo pari al:
a) prezzo di cui al comma 4.1, limitatamente alla produzione
imputabile;
b) prezzo di cui al comma 4.3, lettera a), per la rimanente
quantità di energia elettrica nel caso in cui l'impianto soddisfa la
definizione di cogenerazione di cui alla deliberazione n. 42/02, o al
prezzo di cui al comma 4.3, lettera b), nel caso in cui tale
definizione non viene soddisfatta.

Art. 5.
Prezzi minimi garantiti per gli impianti alimentati da fonti
rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW

5.1. Per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza
nominale elettrica fino a 1 MW, ad eccezione delle centrali ibride,
ai primi due (2) milioni di kWh ritirati annualmente da ciascun
impianto dal gestore di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del
decreto legislativo n. 387/2003, vengono riconosciuti, per scaglioni
progressivi, i seguenti prezzi minimi garantiti:
a) fino a 500.000 kWh annui, 95 euro/MWh; da oltre 500.000 fino a
1.000.000 di kWh annui, 80 euro/MWh; da oltre 1.000.000 fino a
2.000.000 di kWh annui, 70 euro/MWh;
b) il prezzo di cui al comma 4.1 per l'energia elettrica ritirata
annualmente eccedente i primi due (2) milioni di kWh.
5.2. I prezzi minimi garantiti di cui al comma 5.1 si applicano,
con le stesse modalità, anche agli impianti alimentati dai rifiuti
ammessi a beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili ai
sensi dell'art. 17 del decreto legislativo n. 387/03.
5.3. Il comma 5.1 si applica per l'intero anno di durata della
convenzione di cui all'art. 3, comma 3.6, su richiesta del produttore
presentata al gestore di rete in occasione dell'emissione della prima
fatturazione mensile in applicazione del presente provvedimento e,
successivamente, all'inizio di ciascun anno solare.
5.4. I prezzi minimi garantiti di cui al comma 5.1 sono aggiornati,
su base annuale, applicando ai valori in vigore nell'anno solare
precedente il quaranta percento (40%) del tasso di variazione annuale
dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato
dall'Istat, con arrotondamento alla prima cifra decimale secondo il
criterio commerciale.
5.5. La differenza tra quanto riconosciuto dai gestori di rete ai
produttori, ai sensi del comma 5.1, e il prezzo di cessione
dall'Acquirente unico alle imprese distributrici per la vendita al
mercato vincolato, definito dall'art. 30, comma 30.1, lettera a), del
Testo integrato, è posta a carico del conto per nuovi impianti da
fonti rinnovabili e assimilate, di cui all'art. 59, comma 1, lettera
b), del Testo integrato.

Art. 6.
Costi riconosciuti al gestore di rete

6.1. Per l'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi
dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del
comma 41 della legge n. 239/2004 i produttori riconoscono al gestore
di rete cui l'impianto è connesso:
a) un corrispettivo fisso pari a 120 euro all'anno per ciascun
impianto ed un corrispettivo proporzionale all'energia ritirata pari
allo 0,5% del controvalore dell'energia ritirata ai sensi dell'art.
13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41
della legge n. 239/2004, a copertura dei costi amministrativi;
b) un ulteriore corrispettivo fisso pari a 120 euro all'anno per
ciascun impianto ed un ulteriore corrispettivo proporzionale
all'energia ritirata pari allo 0,5% del controvalore dell'energia
ritirata ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo
n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, a copertura dei
costi gestionali nel caso in cui il gestore di rete gestisce, per
conto del produttore, i contratti di cui al comma 3.7.

Art. 7.
Corrispettivi per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della
capacità di trasporto per l'energia elettrica ritirata dai gestori
di rete ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo
n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004

7.1. All'energia elettrica ritirata dai gestori di rete ai sensi
dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del
comma 41 della legge n. 239/2004, si applicano i corrispettivi per
l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto
di cui all'art. 35, comma 35.2, della deliberazione n. 168/03, ad
eccezione:
a) degli impianti di potenza nominale elettrica fino a 1 MW, per
i quali detti corrispettivi sono nulli;
b) degli impianti di potenza nominale elettrica superiore a 1 MW
e fino a 5 MW alimentati da fonti rinnovabili o dai rifiuti ammessi a
beneficiare del regime riservato alle fonti rinnovabili ai sensi
dell'art. 17 del decreto legislativo n. 387/2003, escluse le centrali
ibride, per i quali i corrispettivi di cui all'art. 35, comma 35.2,
della deliberazione n. 168/2003 vengono moltiplicati per il fattore R
pari a
R=(P-1)/4
arrotondato, con criterio commerciale alla terza cifra decimale,
dove P è la potenza nominale elettrica dell'impianto, espressa in
MW, con tre decimali.
7.2. Ai fini della quantificazione dei corrispettivi per
l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto
di cui al comma 7.1, il programma di immissione di cui all'art. 35,
comma 35.2, della deliberazione n. 168/03 è assunto pari all'energia
elettrica effettivamente immessa nella rete con obbligo di
connessione di terzi.
7.3. Ai fini di quanto previsto dai commi 5.1 e 7.1, per impianto
si intende, di norma, l'insieme delle unità di produzione di energia
elettrica poste a monte del punto di connessione con la rete con
obbligo di connessione di terzi.

Art. 8.
Obblighi informativi

8.1. Il prezzo di cessione dall'Acquirente unico alle imprese
distributrici per la vendita al mercato vincolato, definito dall'art.
30, comma 30.1, lettera a), del Testo integrato, pubblicato
dall'Acquirente unico nel proprio sito Internet ai sensi dell'art.
33, comma 2, del Testo integrato, viene anche pubblicato nel sito
internet dell'Autorità.
8.2. il prezzo di cui al comma 4.2 viene comunicato dall'Acquirente
unico all'Autorità e viene pubblicato nel sito internet
dell'Autorità.
8.3. Entro il 31 marzo di ogni anno, a partire dall'anno 2006, le
imprese di distribuzione e i gestori di rete diversi dalle imprese
distributrici che ritirano energia elettrica ai sensi dell'art. 13,
commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e del comma 41 della
legge n. 239/2004, trasmettono al GRTN un elenco contenente
denominazione, tipologia, dimensione, ragione sociale dei soggetti
titolari degli impianti e quantità annuali di energia elettrica
ritirata.
8.4. Il GRTN integra le informazioni di cui al comma 8.3 con quelle
relative agli impianti la cui energia elettrica è ritirata dal GRTN
ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n.
387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, trasmettendo, entro
il 31 maggio di ogni anno, a partire dall'anno 2006, all'Autorità e
alla Cassa conguaglio per il settore elettrido l'elenco completo
degli impianti, contenente le informazioni di cui al comma 8.3.
8.5. L'Acquirente unico definisce, entro trenta (30) giorni
dall'entrata in vigore del presente provvedimento, una procedura per
le compensazioni di cui al comma 3.4, che viene pubblicata nel
proprio sito internet.
8.6. I prezzi di cui ai commi 4.1 e 4.2 vengono riconosciuti dai
gestori di rete ai produttori, anche in acconto, rispetto alla data
di pubblicazione ai sensi dell'art. 33, comma 2, lettera a), del
Testo integrato, secondo valori e modalità stabiliti dall'Acquirente
unico.

Art. 9.
Verifiche

9.1. Le verifiche sugli impianti che si avvalgono delle modalità
di ritiro ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo
n. 387/2003 e del comma 41 della legge n. 239/2004, svolte, ove
necessario, attraverso sopralluoghi al fine di accertare la
veridicità delle informazioni e dei dati trasmessi sono effettuate
dall'Autorità, anche avvalendosi della Cassa Conguaglio per il
settore elettrico ai sensi della deliberazione n. 60/04.

Art. 10.
Disposizioni finali

10.1. Il presente provvedimento si applica a decorrere:
dalla data di entrata a regime del mercato elettrico, come verrà
individuata dal decreto del Ministro delle attività produttive di
cui all'art. 20, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003, per
l'energia elettrica di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto
legislativo n. 387/2003;
dalla data di entrata in vigore della legge n. 239/2004, per
l'energia elettrica di cui al comma 41 della legge n. 239/2004.
10.2. Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale della Repubblica italiana e nel sito internet
dell'Autorità (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore dalla
data della sua pubblicazione.
Milano, 23 febbraio 2005
Il presidente: Ortis

Allegato A

SCHEMA DI CONVENZIONE PER IL RITIRO DELL'ENERGIA ELETTRICA DI CUI
ALL'Art. 13, COMMI 3 E 4, DEL DECRETO LEGISLATIVO N. 387/2003 E AL
COMMA 41 DELLA LEGGE N. 239/2004

Con la presente convenzione

tra

la società ......, rappresentata da ......, nella qualità di
......, nel seguito denominata brevemente «Gestore».
e

la società ...... nel seguito denominata brevemente «Produttore»
rappresentata da ......;
nel seguito singolarmente o congiuntamente anche denominati la
Parte o le Parti.
Premesso

che il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, all'art. 3,
comma 12 ha stabilito che il «Ministro dell'industria, con proprio
provvedimento ai sensi del comma 3 dell'art. 1, determina la cessione
dei diritti e delle obbligazioni relative all'acquisto di energia
elettrica comunque prodotta da altri operatori nazionali da parte
dell'Enel S.p.a. al Gestore della rete di trasmissione nazionale»;
che il decreto ministeriale 21 novembre 2000, ha determinato, con
validità ed efficacia giuridica ed economica a far data dal
1° gennaio 2001, la cessione dei diritti e delle obbligazioni
relative all'acquisto di energia elettrica comunque prodotta da altri
operatori nazionali, da parte dell'Enel S.p.a. al Gestore della rete
di trasmissione nazionale;
che il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, all'art. 13,
commi 3 e 4, prevede che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) determini le modalità di ritiro, da parte
del gestore di rete alla quale l'impianto è collegato, e previa
richiesta del produttore, dell'energia prodotta da impianti
alimentati da fonti rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA,
nonchè da impianti di potenza qualsiasi alimentati dalla fonte
eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice ed
idraulica, limitatamente, per quest'ultima, agli impianti ad acqua
fluente, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della rete di
trasmissione nazionale nell'ambito delle convenzioni in essere
stipulate ai sensi dei provvedimenti Cip n. 15/89, n. 34/90 e n.
6/92, nonchè ai sensi della deliberazione dell'Autorità n. 108/97,
limitatamente agli impianti nuovi, potenziati o rifatti;
che il comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239, stabilisce
che venga ritirata dal Gestore della rete di trasmissione nazionale o
dall'impresa distributrice, rispettivamente se prodotta da impianti
collegati alla rete di trasmissione nazionale o alla rete di
distribuzione, e previa richiesta del produttore, l'energia prodotta
da impianti di potenza inferiore a 10 MVA, da impianti di potenza
qualsiasi entrati in esercizio dopo l'1 aprile 1999 e alimentati
dalla fonte eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice
ed idraulica, limitatamente, per quest'ultima, agli impianti ad acqua
fluente, nonchè l'energia prodotta ai sensi dell'art. 3, comma 12,
secondo periodo, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
che l'Autorità, con deliberazione n. ......, definisce le
modalità di ritiro dell'energia elettrica ai sensi dell'art. 13,
commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, e del
comma 41 della legge 23 agosto 2004, n 239;
che il Produttore esercisce l'impianto ......;
che il Produttore dichiara che l'impianto è soggetto al regime
giuridico di cui all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n.
387/2004 e del comma 41 della legge n. 239/2004;
che il Produttore ha richiesto al Gestore, con comunicazione in
data ......, prot. n. ......, il ritiro dell'energia elettrica
prodotta dal suddetto impianto ai sensi dell'art. 13, commi 3 e 4,
del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 e del comma 41 della
legge 23 agosto 2004, n. 239;
che il Produttore si impegna a comunicare tempestivamente, ogni
modifica relativa all'allacciamento alla rete del Gestore del proprio
impianto di produzione;
che il ritiro dell'energia sarà effettuato nel punto di consegna
convenuto tra le Parti.
si stipula quanto segue:

Le premesse formano parte integrante e sostanziale della presente
convenzione.
Art. 1.

Oggetto della convenzione

La presente convenzione ha per oggetto il ritiro, da parte del
Gestore e su richiesta del Produttore, dell'energia elettrica di cui
all'art. 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/2003 e al
comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239.
Art. 2.

Consegna dell'energia al Gestore di rete

Il Produttore cederà l'energia prodotta di cui al precedente
art. 1 definendo la potenza massima di consegna pari a ...... kW.
La consegna dal Produttore al Gestore dell'energia, nei limiti
della potenza suddetta, viene effettuata nel punto di collegamento
............... nel comune di ...... alla tensione nominale di
........ kV e alla frequenza nominale di ........... Hz.
L'energia oggetto del presente accordo è la totale energia
immessa nella rete elettrica del Gestore, pari all'energia prodotta
al netto dell'energia assorbita dai servizi ausiliari, dall'eventuale
officina, dell'energia elettrica autoprodotta e autoconsumata, delle
perdite di trasformazione e di linea fino al punto di consegna alla
rete del Gestore, ad eccezione di quella ceduta al Gestore della rete
di trasmissione nazionale nell'ambito delle convenzioni in essere
previste dall'art. 13, comma 3, del decreto legislativo n. 387/2003.
Eventuali quantitativi di energia consegnati dal Gestore al
Produttore sono oggetto di separati accordi commerciali di fornitura.
La consegna dell'energia al Gestore dovrà essere effettuata come
previsto nel regolamento di esercizio, e dovrà essere conforme alle
prescrizioni contenute nelle regole tecniche di connessione del
Gestore di rete competente.
Il Gestore si riserva la facoltà di effettuare, per esigenze di
esercizio e di manutenzione dei propri impianti, sospensioni o
riduzioni del ritiro dell'energia, da comunicare preventivamente,
salvo i casi di emergenza, al Produttore.
Le apparecchiature di misura (AdM), di cui all'art. 8, necessarie
per misurare l'energia elettrica consegnata alla rete, da installarsi
a cura e spese del Produttore, devono essere conformi alle
prescrizioni dell'Autorità in materia di misura dell'energia
elettrica e alle prescrizioni contenute nelle regole tecniche di
connessione del Gestore di rete.
Art. 3.

Norme generali di esercizio e responsabilità

Il Produttore sottoscrive il «Regolamento di esercizio» che sarà
stipulato con il gestore di rete a cui l'impianto è collegato.
In conformità a detto regolamento e, in generale, alle regole
tecniche di connessione, il Produttore si impegna a munire le proprie
installazioni, a sua cura e spese, di idonei apparecchi di
connessione e protezione e regolazione, concordati con il Gestore e
rispondenti alle norme tecniche ed antinfortunistiche, necessari per
evitare ogni effetto dannoso al regolare esercizio della rete
elettrica, nonchè a fornire la relativa documentazione al Gestore.
Il Produttore si assume ogni responsabilità per danno a persone o
cose derivanti dall'esercizio delle proprie installazioni. il
Produttore si impegna altresì a mantenere in efficienza gli impianti
di sua proprietà in modo che rispondano alle norme tecniche in
vigore, alle disposizioni di legge in materia antinfortunistica e
alle norme di esercizio del Gestore.
(l'articolo dovrà essere oggetto di interazione, magari anche solo
come rimando ad altra convenzione, se il Gestore gestisce per conto
del Produttore i contratti di trasmissione e di dispacciamento).
Art. 4.

Corrispettivi

I corrispettivi che saranno riconosciuti dal Gestore al Produttore
sono quelli definiti dall'art. ............ della deliberazione
dell'Autorità n. .............
Qualora successivamente alla data di sottoscrizione della presente
convenzione, intervengano nuovi provvedimenti in materia di prezzi di
cessione dell'energia, i corrispettivi riconosciuti al Produttore
verranno conseguentemente adeguati.
Art. 5.

Fasce orarie

Le fasce orarie sono quelle previste dall'Allegato A alla
deliberazione dell'Autorità n. 5/2004, in vigore dal 1° aprile 2004
fino al 31 dicembre 2004, dalla deliberazione dell'Autorità n.
235/2004, per l'anno 2005, e subiranno le variazioni stabilite dagli
organismi competenti con successivi provvedimenti.
Art. 6.

Fattore di potenza ed energia reattiva

Il Produttore è tenuto a rispettare le seguenti prescrizioni
relative al fattore di potenza e all'energia reattiva.
1. Impianti di generazione sincroni che immettono in rete una potenza
attiva minore o uguale a 1 MW, se idroelettrici, e minore o uguale a
3 MW, se termoelettrici.
Per tali impianti il fattore di potenza deve essere pari a 1.
Tale valore potrà essere modificato a seguito dell'avviamento
dell'impianto, nel caso in cui il Gestore lo ritenga necessario,
sulla base dei dati di esercizio della rete.
2. Impianti di generazione sincroni che immettono in rete una potenza
attiva maggiore di 1 MW e minore o uguale a 10 MW, se idroelettrici,
e maggiore di 3 MW e minore o uguale a 10 MW, se termoelettrici.
Per tali impianti, in fase di immissione di energia attiva,
l'immissione in rete di energia reattiva induttiva deve avvenire,
nelle ore di fascia F1, F2 e F3, con fattore di potenza minore o
uguale a 0,9. Nelle ore di fascia F4 (ore vuote) il fattore di
potenza deve essere pari a 1.
3. Impianti di generazione sincroni che immettono in rete una potenza
attiva maggiore di 10 MW.
Per tali impianti, in fase di immissione di potenza attiva,
l'immissione in rete di energia reattiva deve avvenire con fattore di
potenza minore o uguale a 0,9 induttivo, nelle ore di fascia F1, F2 e
F3, e minore o uguale a 0,95 capacitivo, nelle ore di fascia F4 (ore
vuote).
4. Impianti di generazione asincroni.
Per tali impianti, in fase di immissione in rete di energia
attiva, l'assorbimento di energia reattiva induttiva deve avvenire
con fattore di potenza medio mensile maggiore o uguale a 0,9, nelle
ore di fascia F1, F2 e F3. Nessuna condizione specifica è prescritta
per le ore di fascia F4 (ore vuote).
Qualora l'impianto di produzione si interfacci con la rete
mediante un sistema di conversione statico, in funzione dalle
caratteristiche di quest'ultimo, potrà essere assimilato dal Gestore
ad un impianto di generazione di tipo sincrono oppure asincrono ai
fini dell'oggetto del presente articolo, e pertanto assoggettato ai
relativi vincoli.
Il Produttore è tenuto ad adottare idonei provvedimenti per
contenere il fattore di potenza alle prescrizioni di cui sopra
In caso di mancato rispetto da parte del Produttore delle
prescrizioni sul fattore di potenza il Gestore applicherà, a titolo
di penalità, le seguenti riduzioni del corrispettivo di cui all'art.
4.
1. Impianti di generazione sincroni.
In ciascuna fascia oraria, riduzione del corrispettivo di cui
all'art. 4 nella misura del:
1,016% se AT;
1,038% se MT;
1,095% se BT;
per ogni centesimo di valore del fattore di potenza medio mensile
che si discosti dai limiti fissati per il produttore per le
rispettive fasce orarie.
2. Impianti di generazione asincroni.
Per i quantitativi di energia reattiva induttiva prelevati per
ciascuna delle fasce orarie, espressi in kVarh, numericamente
eccedenti il 50% del corrispondente prelievo di energia attiva,
espresso in kWh, riduzione del corrispettivo di cui all'art. 4 in
misura pari al corrispettivo per la fornitura di energia induttiva
stabilito dal Gestore in caso di mancato rispetto del fattore di
potenza per le forniture multiorarie corrispondenti per livello di
tensione.
È facoltà del Gestore stabilire, per qualunque impianto,
prescrizioni diverse da quelle sopra riportate, qualora l'assetto
della rete lo richieda, previo accordo con il produttore (per
impianti con potenza &gt; 10 MW il valore fissato va notificato al
Gestore della rete di trasmissione nazionale). In detta eventualità
le penalità suddette verranno applicate con riferimento ai diversi
limiti imposti.
Art. 7.

Cambio Tensione

Il Gestore ha la facoltà di variare, anche in corso di
convenzione, il valore della tensione nominale della propria rete nei
punti di collegamento per la consegna dell'energia, dandone preavviso
con almeno un anno di anticipo al Produttore. Gli oneri conseguenti
agli adattamenti da attuare sugli impianti sono a carico di ciascun
contraente per le parti di rispettiva proprietà.
Art. 8.

Misura dell'energia

1. Titolarità.
La misura e la registrazione dell'energia attiva e dell'energia
reattiva vengono eseguite mediante apparecchiature di misura (AdM)
installate nei punti di consegna dell'energia di cui all'art. 2 della
presente convenzione.
Il responsabile dell'installazione e della manutenzione delle AdM
(«responsabile delle AdM») e il responsabile della rilevazione e
della registrazione delle misure nei punti di misura («responsabile
della misura») sono definiti dalle disposizioni dell'Autorità in
materia di misura della energia elettrica.
2. Prescrizioni delle A d M.
Le AdM devono essere conformi alle disposizioni in materia
emanate dall'Autorità nonchè, per quanto non espressamente normato
dalla stessa AUTORITÀ, ai regolamenti definiti dal Gestore in
materia di installazione e attivazione delle apparecchiature di
misura dell'energia elettrica.
In particolare, al fine di garantirne una omogenea gestione nel
territorio nazionale:
le AdM dovranno essere costituite da apparecchiature conformi
alle Norme CEI di prodotto, i cui riferimenti sono riportati nella
«Guida all'applicazione delle norme sulla misura dell'energia
elettrica» edita dal CEI;
le AdM devono consentire la rilevazione e la registrazione, per
ciascun quarto d'ora, dell'energia attiva e reattiva misurata;
i componenti delle AdM dovranno riportare il Marchio IMQ, ove
applicabile;
la composizione e le caratteristiche delle AdM dovranno essere
dichiarate dal Produttore al Gestore;
le AdM dovranno essere nuove, oppure con caratteristiche
certificate da un laboratorio accreditato EA (European cooperation of
Accreditation);
con riferimento alle Norme CEI di prodotto, le AdM dovranno
utilizzare contatori avente precisione minima corrispondente
all'indice di classe 1 per la misura di energia attiva ed all'indice
di classe 2 per la misura dell'energia reattiva; i trasformatori di
misura, ove presenti, dovranno avere una precisione minima
corrispondente all'indice di classe 0,5;
la sincronizzazione oraria deve avvenire mediante una sorgente
interna o esterna, in modo da contenere l'errore temporale rispetto
all'UTC (Universal Time Coordinated); il comando di sincronizzazione
dovrà essere inviato con una frequenza preferibilmente settimanale,
conformemente alle indicazioni della guida CEI R013-00;
l'orologio interno delle AdM dovrà avere precisione non
inferiore a quella richiesta dalla Norma CEI EN 61038 per i
commutatori orari;
le AdM devono essere predisposte per la lettura anche da
remoto, su base giornaliera, dei dati di misura e dei loro principali
parametri di configurazione; a tale scopo, il Produttore deve mettere
a disposizione del Gestore la documentazione e l'informazione utile
ad integrare il driver di lettura remota presso il proprio centro di
telelettura. Il Produttore deve inoltre fornire l'assistenza tecnica
necessaria per consentire la suddetta integrazione. La documentazione
e la relativa informazione a supporto dovrà essere consegnata al
Gestore almeno 4 mesi prima della data prevista per l'impiego in
campo delle AdM; il Produttore dovrà inoltre rendere disponibili le
proprie AdM, o campioni delle medesime caratteristiche, per
l'esecuzione delle prove di lettura remota, necessarie alla
predisposizione del centro di telelettura del Gestore;
i dati di misura di energia (attiva e reattiva) registrati
devono essere memorizzati nelle AdM per un periodo temporale di
almeno 40 giorni, e, comunque, per un periodo tale da consentire il
rilievo e la registrazione dei dati misurati mensilmente;
le caratteristiche di targa delle AdM non devono essere
alterabili ed i dati di misura registrati dalle AdM medesime non
devono essere modificati; in ogni caso, i totalizzatori di energia
elettrica (sia attiva che reattiva) non devono essere di tipo
azzerabile;
tutti i componenti delle AdM, inclusi i cablaggi e le
morsettiere, devono essere dotati di sistemi meccanici di sigillatura
(piombatura o similari) che garantiscano da manomissioni o
alterazione dei dati di misura;
le AdM devono essere in grado di rilevare anomalie interne o
relative al sistema di alimentazione.
3. Verifiche e tarature.
La conformità delle AdM alle prescrizioni deve essere
autocertificata dal Produttore, nel caso di apparecchiature nuove, o
certificata da un laboratorio accreditato EA, nel caso contrario.
L'impiego delle AdM è subordinata al superamento delle prove di
lettura da remoto da parte del Gestore.
Le AdM dovranno essere verificate al momento della messa in
servizio (verifica di primo impianto), previa comunicazione al
Gestore, e successivamente almeno una volta a ogni 3 anni (verifiche
periodiche), il Produttore dovrà comunicare al Gestore il programma
delle verifiche periodiche, con congruo preavviso.
È prevista l'esecuzione di verifiche straordinarie o a
richiesta, su iniziativa del Gestore o dei soggetti interessati alla
misura; in tal caso la richiesta viene inoltrata dal Gestore stesso
al Produttore. Qualora le verifiche straordinarie accertino un
funzionamento anomalo delle AdM, l'onere della verifica è a carico
del Produttore, mentre è a carico del richiedente in caso di
funzionamento regolare.
Il Produttore può sempre eseguire verifiche di sua iniziativa,
purchè siano comunicate preventivamente al Gestore.
La verifica di primo impianto, le verifiche periodiche e quelle
di iniziativa del produttore sono sempre a carico del Produttore
medesimo.
In caso di anomalia accertata, è a carico del Produttore l'onere
di ripristino della misura.
Il Gestore si riserva la possibilità di presenziare direttamente
o con propri delegati alle verifiche, a qualunque titolo eseguite.
Tutte le verifiche dovranno essere effettuate conformemente alle
prescrizioni della Norma CEI 13-4 e degli eventuali successivi
aggiornamenti.
Per ogni verifica dovrà essere prodotta una relazione, che
dovrà essere trasmessa al Gestore e resa disponibile a tutti i
soggetti interessati.
Durante l'esecuzione delle verifiche, ove si ricorra al metodo
del «carico fittizio» o del «carico reale realizzato e regolato con
adatti artifici», come descritto nella Norma CEI 13-4, deve essere
conteggiata la mancata misurazione dell'energia elettrica immessa
nella rete del Gestore. A tale scopo possono essere utilizzate
eventuali AdM utilizzate come riserva e/o come riscontro. In caso di
mancanza di queste ultime, l'energia immessa sarà calcolata
ricorrendo a misurazioni locali, effettuate nel corso della verifica;
di tali misurazioni si lascerà traccia nella relazione di verifica.
L'esecuzione della verifica e l'eventuale ripristino della misura
devono rispondere anche alle ulteriori prescrizioni dell'Autorità in
materia.
4. Ricostruzione delle misure.
In caso di anomalia delle AdM o di indisponibilità del dato di
misura, la ricostruzione delle misure dovrà avvenire conformemente
alle indicazioni dell'Autorità in materia.
Art. 9.

Documentazione

Il Produttore si impegna a procurare a propria cura e spese ed a
consegnare al Gestore, su semplice richiesta e con le scadenze e/o
cadenze fissate, ogni documentazione relativa agli impianti di cui
alla presente convenzione, alle loro caratteristiche di funzionamento
ed alle operazioni di manutenzione e verifica effettuate.
Art. 10.

Modalità amministrative e fiscali

Le fatture per tutti i corrispettivi di cui alla presente
convenzione sono soggette ad IVA per cui, in caso d'uso, la
convenzione stessa è soggetta a registrazione a tassa fissa.
Le fatture per il corrispettivo inerente alla cessione, al netto
delle eventuali penalità per mancato rispetto delle prescrizioni in
materia di fattore di potenza di cui all'art. 6, sono emesse dal
Produttore mensilmente e devono prevedere la scadenza al terzultimo
giorno lavorativo del secondo mese successivo il mese cui le
immissioni si riferiscono. Qualora fra la data di emissione della
fattura e la suddetta scadenza intercorrono meno di 15 giorni, la
scadenza sarà posticipata al mese successivo.
In caso di ritardo del Gestore nei pagamenti oltre il termine
previsto, ove tale ritardo sia imputabile allo stesso Gestore, sono
riconosciuti interessi di mora, qualora superiori a Euro 5,00
(cinque/00), nella misura del tasso legale di interesse, fissato ex
art. 1284 c.c., per i primi sessanta giorni di ritardo, e dal
sessantunesimo giorno in poi, della media aritmetica delle quotazioni
dell'Euribor a un mese calcolata sul mese solare precedente a quello
in cui cade il sessantesimo giorno dalla scadenza della fattura,
aumentata di due punti percentuali.
Qualora l'interesse di mora come sopra determinato, superasse il
limite massimo stabilito ai sensi della legge 7 marzo 1996, n. 108
(«Disposizione in materia di usura») e successive modifiche ed
integrazioni, l'interesse di mora sarà calcolato al tasso
corrispondente a tale limite massimo.
Il Produttore dichiara di aver provveduto all'ottenimento della
licenza e di ogni altra autorizzazione occorrente per l'esercizio del
proprio impianto di produzione e si impegna a provvedere alla
denuncia dell'energia prodotta al competente Ufficio tecnico di
Finanza.
Art. 11.

Decorrenza e durata della convenzione

La presente convenzione ha decorrenza dal .../.../... ed avrà
scadenza al .../.../...
Dopo tale data si intenderà tacitamente rinnovata di anno in
anno in mancanza di disdetta da darsi da una delle due Parti a mezzo
lettera raccomandata almeno tre mesi prima della scadenza originaria
o dei successivi termini di proroga.
Il presente atto si intende risolto di diritto e cessa di
produrre effetti tra le Parti qualora il Produttore incorra nei
divieti e nelle decadenze previsti dall'art. 10 della legge n.
575/1965 e successive modificazioni e integrazioni.
Art. 12.

Giurisdizione

Per qualsiasi controversia derivante o comunque connessa
all'interpretazione della presente Convenzione definitiva e degli
atti dalla stessa richiamati, le Parti convengono la competenza
esclusiva del Foro di ...............
Letto, approvato e sottoscritto.
Data,
Produttore
Gestore