Serie Generale n. 150 del 30-6-1997
DECRETI E DELIBERE DI ALTRE AUTORITA'
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
DELIBERAZIONE 26 giugno 1997
Razionalizzazione ed inglobamento nella tariffa elettrica dei sovrapprezzi non destinati alle entrate dello Stato. (Deliberazione n. 70/97). (GU Serie Generale n.150 del 30-06-1997)

L'AUTORITÀ
PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 26 giugno 1997;
Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481;
Visto il decreto-legge 13 settembre 1996, n. 473, convertito in
legge, con modificazioni, dalla legge 14 novembre 1996, n. 577,
recante disposizioni urgenti in materia di trasparenza delle tariffe
elettriche;
Visto il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato 8 agosto 1996 concernente modificazioni alle
aliquote ordinarie e al sovrapprezzo termico;
Visto il provvedimento CIP del 14 dicembre 1993, n. 15, recante
disposizioni in materia di prezzi, condizioni di fornitura,
contributi di allacciamento nel settore elettrico e successive
modificazioni ed integrazioni;
Visto il provvedimento CIP del 29 aprile 1992, n. 6, recante
disposizioni in materia di prezzi dell'energia elettrica relativi a
cessione, vettoriamento e produzione per conto dell'ENEL, parametri
relativi allo scambio e condizioni tecniche generali per
l'ammissibilità a fonte rinnovabile;
Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 9, concernente norme per
l'attuazione del nuovo Piano energetico nazionale;
Visti i provvedimenti CIP del 9 dicembre 1988, n. 20, del 27
gennaio 1988, n. 3, e del 12 settembre 1985, n. 31;
Visto l'art. 4 della legge 7 agosto 1982, n. 529;
Visto l'art. 6 del decreto del Presidente della Repubblica 21
agosto 1963, n. 1165;
Visto l'art. 4, comma 2, del decreto del Presidente della
Repubblica 22 maggio 1963, n. 730;
Visti gli articoli 1 e 3 della legge 27 dicembre 1953, n. 959;
Visto il decreto legislativo 26 gennaio 1948, n. 98;
Visto l'art. 52 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775;
Considerato l'esito del procedimento avviato con delibera
dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 16 maggio 1997, n.
44/97, e in particolare gli elementi acquisiti nel corso di audizioni
speciali con i soggetti interessati;
Considerata l'esigenza di provvedere al ripianamento del conto per
l'onere termico anche per il primo semestre dell'anno 1997;
Delibera:
Art. 1.
Razionalizzazione ed inglobamento dei sovrapprezzi
1.1. Sono inglobati nella tariffa:
a) il sovrapprezzo termico ordinario;
b) l'aliquota di recupero dell'imposta di fabbricazione sugli oli
combustibili impiegati per generare direttamente o indirettamente
energia elettrica;
c) l'aliquota aggiuntiva provvisoria di sovrapprezzo per il
ripianamento del conto per l'onere termico relativo agli anni 1994,
1995 e 1996;
d) la maggiorazione straordinaria di cui all'art. 33, comma 1,
della legge 9 gennaio 1991, n. 9, per la parte relativa alla
reintegrazione degli oneri derivanti dalla sospensione e interruzione
dei lavori per la realizzazione di centrali nucleari;
e) il sovrapprezzo nuovi impianti di cui al titolo VI, del
provvedimento CIP n. 6/1992, relativo alla nuova energia elettrica
prodotta con fonti rinnovabili e assimilate.
1.2. A seguito dell'inglobamento sono individuate nella tariffa le
parti variabili denominate parte A e parte B.
1.3. Nella parte A vengono inglobate, oltre alla preesistente parte
variabile della tariffa, le seguenti componenti:
A1) l'aliquota aggiuntiva provvisoria di sovrapprezzo per il
ripianamento del conto per l'onere termico relativo agli anni 1994,
1995 e 1996;
A2) la maggiorazione straordinaria di cui all'articolo 33, comma 1,
della legge 9 gennaio 1991, n. 9, per la parte relativa alla
reintegrazione degli oneri derivanti dalla sospensione e interruzione
dei lavori per la realizzazione di centrali nucleari;
A3) il sovrapprezzo termico ordinario, per la quota necessaria alla
copertura del costo evitato di combustibile di cui al punto 2. titolo
II, del provvedimento CIP n. 6/1992, nonchè il sovrapprezzo nuovi
impianti di cui al titolo VI, dello stesso provvedimento, relativo
alla nuova energia elettrica prodotta con fonti rinnovabili e
assimilate.
1.4. Nella parte B vengono inglobati:
a) il sovrapprezzo termico ordinario, al netto della quota
inglobata nella parte A;
b) l'aliquota di recupero dell'imposta di fabbricazione sugli oli
combustibili impiegati per generare direttamente o indirettamente
energia elettrica.
1.5. Non vengono inglobate nella tariffa, in quanto destinate alle
entrate dello Stato.
a) le imposte;
b) la maggiorazione straordinaria di cui all'art. 33, comma 1,
della legge 9 gennaio 1991, n. 9, per la parte necessaria ad
assicurare il reintegro delle minori entrate per lo Stato.
1.6. Ai fini della trasparenza tariffaria, le imprese distributrici
dovranno indicare separatamente, nella fatturazione all'utenza,
l'ammontare:
a) della quota fissa o corrispettivo di potenza;
b) della parte variabile della tariffa come somma delle parti A e
B;
c) del sovrapprezzo non inglobato;
d) delle imposte.
1.7. Le imprese distributrici dovranno dare separata evidenza
contabile alle componenti A 1, A 2, A3 e alla parte B.
1.8. Rimangono invariati gli aspetti di gestione della Cassa
conguaglio settore elettrico non espressamente modificati dal
presente provvedimento.

Art. 2.
Regime ed esoneri
2.1. A ciascuna classe di utenza si applicano le componenti
inglobate della parte A e la parte B, con gli importi specificati
nella Tabella 1.
2.2. Per le utenze domestiche con potenza impegnata fino a 3kW, si
applica quanto già previsto dal punto 2, capitolo III, del
provvedimento CIP n. 15/1993, relativamente ai consumi di energia
elettrica in eccesso dei limiti indicati al punto richiamato.
2.3. Le componenti inglobate della parte A e la parte B della
tariffa non si applicano all'energia elettrica:
a) ceduta alle imprese distributrici;
b) che le imprese produttricidistributrici cedono a titolo di
permuta ad altre imprese nazionali, sino a concorrenza dei ritiri di
energia effettuati dalla stessa impresa nel corso di ciascun periodo
contrattuale;
c) che le imprese elettriche degli enti locali cedono ai comuni per
uso esclusivo dei servizi comunali nei limiti della produzione non
ammessa al contributo a copertura dei costi di energia;
d) fornita dall'ENEL, ai sensi dell'art. 4 della legge 7 agosto
1982, n. 529, ai titolari di concessioni idroelettriche i cui
impianti sono stati trasferiti all'ENEL;
e) destinata da società cooperative al soddisfacimento dei
fabbisogni dei propri soci, nei limiti delle loro disponibilità di
autoproduzione;
f) l'energia prodotta e consumata dalle imprese autoproduttrici nei
propri stabilimenti per le destinazioni consentite dagli artt. 20, 22
e 23 della legge 9 gennaio 1991, n. 9.
2.4. È esonerata dalla parte B e assoggettata esclusivamente al
regime di cui alla Tabella 2 per quanto concerne le componenti
inglobate della parte A della tariffa:
a) l'energia elettrica ceduta alle utenze sottese, nei limiti della
loro spettanza a tale titolo;
b) l'energia elettrica ceduta dall'ENEL alle Ferrovie dello Stato
ed alla Società Terni e sue aventi causa nei limiti dei quantitativi
previsti rispettivamente dall'art. 4, comma 2, del decreto del
Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730, ed all'art. 6 del
decreto del Presidente della Repubblica 21 agosto 1963, n. 1165;
c) l'energia elettrica fornita ai comuni rivieraschi e destinata ad
uso esclusivo di pubblici servizi, a norma dell'art. 52 del regio
decreto 11 dicembre 1933, n. 1775, e degli artt. 1 e 3 della legge 27
dicembre 1953, n. 959.

Art. 3.
Componente tariffaria A1
3.1. Il conto per l'onere termico presso la Cassa conguaglio
settore elettrico opererà esclusivamente per il ripianamento degli
squilibri relativi agli anni 1994, 1995, 1996 ed al primo semestre
1997.
3.2. La componente tariffaria A1 è fissata, per ciascuna classe di
utenza, come specificato nella colonna A1 della Tabella 3. La
componente tariffaria A1 non si applica all'energia elettrica di cui
al comma 2.4.
3.3. Le imprese distributrici sono tenute a versare alla Cassa
conguaglio settore elettrico, entro sessanta giorni dalla fine di
ogni bimestre, la componente tariffaria A1 in relazione all'energia
elettrica venduta nello stesso bimestre. La Cassa conguaglio settore
elettrico contabilizzerà tali versamenti al fine del ripianamento
del conto per l'onere termico, comunicandone bimestralmente
l'andamento all'Autorità per l'energia elettrica e il gas.
3.4. In deroga a quanto previsto nel precedente comma, le imprese
distributrici che ne hanno diritto sono autorizzate a trattenere il
gettito relativo alla componente tariffaria A1 entro i limiti delle
loro spettanze al 30 giugno 1997, come individuate dalla Cassa
conguaglio settore elettrico.

Art. 4.
Componente tariffaria A2
4.1. La componente tariffaria è fissata, per ciascuna classe di
utenza, come specificato nella colonna A2 della Tabella 3. La
componente tariffaria non si applica all'energia elettrica di cui al
comma 2.4.
4.2. Le imprese distributrici sono tenute a versare alla Cassa
conguaglio settore elettrico, entro sessanta giorni dalla fine di
ogni bimestre, la componente tariffaria A2 in relazione all'energia
elettrica venduta nello stesso bimestre.
4.3. Fino al 31 dicembre 1997 la componente tariffaria A2 è
altresì utilizzata per compensare eventuali differenze tra il
gettito previsto pari a 400 miliardi di lire e il gettito effettivo
del sovrapprezzo non inglobato di cui alla lettera b) del comma 1.5.

Art. 5.
Componente tariffaria A3
5.1. La componente tariffaria A3 è fissata, per ciascuna classe di
utenza, come specificato nella colonna A3 della Tabella 3 ed è
fissata per l'energia elettrica di cui al comma 2.4. aprile nella
colonna A 3 bis della stessa Tabella.
5.2. Viene istituito presso la Cassa conguaglio settore elettrico
il "Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate" che
incorpora il "Conto sovrapprezzo per nuovi impianti da fonti
rinnovabili ed assimilate".
5.3. Le quote del prezzo di cessione di cui al secondo e terzo
capoverso del punto A, Titolo IV del provvedimento CIP n. 6/1992,
nonchè i contributi alle imprese produttricidistributrici di cui
alla lettera B), Titolo IV del medesimo provvedimento, sono a carico
del conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate.
5.4. Le imprese distributrici sono tenute a versare alla Cassa
conguaglio settore elettrico, per ogni bimestre secondo le modalità
previste dal provvedimento CIP n. 6/1992, la componente tariffaria A3
in relazione all'energia elettrica venduta nello stesso bimestre.
5.5. Restano invariate le modalità previste dal provvedimento CIP
n. 6/1992 per la determinazione:
a) dei contributi erogati alle imprese distributriciacquirenti
relativi ai prezzi di cessione dell'energia elettrica prodotta da
impianti di cui agli artt. 20 e 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9,
per la quota eccedente il costo evitato di impianto, il costo di
esercizio e di manutenzione nonchè le spese generali connesse;
b) dei contributi erogati alle imprese produttricidistributrici
relativi alla nuova energia prodotta da impianti utilizzanti fonti
rinnovabili ed assimilate.

Art. 6.
Parte B - Conto costi energia
Contributi alle imprese produttrici e importatrici
6.1. È istituito presso la Cassa conguaglio settore elettrico il
"Conto costi energia".
6.2. Il conto costi energia viene alimentato tramite versamento, da
parte delle imprese distributrici, della parte B della tariffa,
relativamente alle vendite all'utenza finale, secondo quanto previsto
dai successivi commi 6.16 e 6.17.
6.3. Ai fini del presente provvedimento, per combustibili fossili
commerciali si intendono quelli di cui al paragrafo A), punto 1, del
provvedimento CIP n. 3/1988, nonchè il combustibile denominato
"orimulsion", come definito nel decreto del Presidente del Consiglio
dei Ministri del 2 ottobre 1995, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale
n. 276 del 25 novembre 1995.
6.4. I costi unitari variabili riconosciuti dell'energia elettrica
sono determinati:
a) per la produzione da impianti termoelettrici che utilizzano
combustibili fossili commerciali sulla base di un parametro di costo
unitario riconosciuto dei combustibili riferito alle quotazioni di un
paniere di combustibili fossili sui mercati internazionali e di un
indice di consumo specifico medio unico per tutti i tipi di impianti
termoelettrici;
b) per gli acquisti netti di energia elettrica dall'estero, in
misura non superiore ai costi riconosciuti per la produzione da
impianti termoelettrici di cui al precedente punto a).
6.5. Il costo unitario variabile riconosciuto dell'energia
elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano
combustibili fossili commerciali (Ct, espresso in L/kWh) è
determinato nel modo seguente:
Ct = Rt x Vt,
dove:
Rt (in kcal/kWh) è il consumo specifico medio riconosciuto per la
produzione netta degli impianti termoelettrici nazionali;
Vt (in L/kcal) è il costo unitario riconosciuto dei combustibili.
6.6. Il costo unitario riconosciuto per l'energia elettrica
importata (Cm, espresso in L/kWh) è determinato nel modo seguente:
Cm = alfa x (Rt x Vt) + (1- alfa) x Pm se Pm &lt; (Rt x Vt)
Cm = Rt x Vt se Pm maggiore o uguale a (Rt x Vt),
dove:
Pm (in L/kWh) è il costo medio dell'energia elettrica importata
dall'impresa, determinato come al comma 6.10.
6.7. L'indice di consumo specifico (Rt) è pari a 2290 kcal/kWh. Il
parametro alfa è pari a 0,20.
6.8. Il costo unitario riconosciuto dei combustibili (Vt) è
fissato sulla base del prezzo medio di un paniere di combustibili
fossili sui mercati internazionali, rilevato negli ultimi quattro
mesi rispetto al mese che precede il bimestre di applicazione, salvo
quanto previsto al successivo comma. Composizione e valori sono
determinati nell'allegato 1.
6.9. Per il bimestre luglioagosto 1997, il prezzo medio del paniere
di combustibili fossili (Vt), calcolato sulla base delle quotazioni
medie sui mercati internazionali nei mesi da dicembre 1996 a maggio
1997, è pari a 23,343 L/Mcal.
6.10. Il costo medio dell'energia elettrica importata (Pm) è
determinato come media ponderata dei costi unitari delle importazioni
effettuate negli ultimi quattro mesi rispetto al mese che precede il
bimestre di applicazione, ove la ponderazione riflette le quantità
effettivamente importate nello stesso periodo.
6.11. La Cassa conguaglio settore elettrico riconosce a ciascuna
impresa produttricedistributrice o importatrice un contributo
bimestrale determinato come somma algebrica degli addendi Ca e Cb di
seguito definiti:
a) l'addendo Ca è calcolato come:
Ca = Qt x Ct + Qm x Cm,
dove:
Qt (in kWh) è la quantità media di energia elettrica prodotta (al
netto dei consumi di centrale) dall'impresa con impianti
termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali nei
corrispondenti bimestri dei tre anni precedenti, come dichiarata
dalle imprese alla Cassa conguaglio settore elettrico;
Qm (in kWh) è la quantità media di energia elettrica importata
dall'impresa nei corrispondenti bimestri dei tre anni precedenti,
come dichiarata dalle imprese alla Cassa conguaglio settore
elettrico;
Ct e Cm per il bimestre considerato sono definiti ai commi 6.5 e
6.6;
b) l'addendo Cb può assumere valori positivi o negativi calcolati
come:
Cb = ((Qt + Qm + Qi) - (Qt + Qm + Qi )) x PB x (1- Perdite),
dove:
Qt (in kWh) è la quantità di energia elettrica prodotta
dall'impresa con impianti termoelettrici che utilizzano combustibili
fossili commerciali nel bimestre;
Qm (in kWh) è la quantità di energia elettrica importata
dall'impresa nel bimestre;
Qi (in kWh) è la quantità di energia elettrica prodotta
dall'impresa con impianti idroelettrici e geotermoelettrici nel
bimestre;
Qi (in kWh) è la quantità media di energia elettrica prodotta
dall'impresa con impianti idroelettrici e geotermoelettrici nei
corrispondenti bimestri dei tre anni precedenti;
PB (in L/kWh) è il valore medio unitario nazionale della parte B
della tariffa, definito come rapporto tra il gettito effettivo della
parte B della tariffa e le vendite totali di energia elettrica
all'utenza finale;
Perdite denota la quota media di energia elettrica perduta nel
trasporto all'utenza finale, assunta pari a 0,065.
6.12. Ai finì della determinazione del contributo di cui al
presente comma, non si considera la produzione da impianti di cui
agli artt. 20 e 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9.
6.13. Per gli impianti nuovi o ammodernati, entrati in funzione da
meno di tre anni, i parametri Qt e Qi si riferiscono alle medie delle
quantità di energia elettrica prodotte nei bimestri corrispondenti
degli anni di esercizio dell'impianto. Per impianti entrati in
funzione da meno di un anno, i parametri Qt e Qi vengono
determinati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas. A tal
fine l'impresa produttrice dovrà presentare all'Autorità
apposita domanda corredata del programma annuale di utilizzo
dell'impianto. Per impianti ammodernati si intendono quelli per
i quali sono state effettuate modifiche che comportano
variazioni in aumento o in diminuzione della potenza nominale
superiori al 20%.
Le modalità di determinazione dei parametri Qt e Qi previste dal
presente comma si applicano anche per gli impianti non ancora entrati
in funzione, ma già autorizzati alla data di entrata in vigore del
presente provvedimento.
6.14. Eventuali differenze tra la parte B della tariffa versata da
tutte le imprese distributrici per il bimestre considerato e i
contributi riconosciuti alle imprese produttricidistributrici sono
portate in aumento o diminuzione dei contributi riconosciuti alle
imprese stesse. Tale aumento o diminuzione è, per ciascuna impresa,
proporzionale alla quantità media di energia elettrica prodotta (al
netto dei consumi di centrale) da impianti termoelettrici che
utilizzano combustibili fossili commerciali e dall'energia elettrica
importata nei corrispondenti bimestri dei tre anni precedenti.
6.15. Rimangono invariate le modalità di determinazione dei
contributi erogati alla Società Idroelettrica Valcanale - S.r.l. e
alla Società Idroelettrica Weissenfels - S.r.l., ai sensi dei
provvedimenti CIP n. 31/1985 e n. 20/1988.
6.16. Le imprese produttricidistributrici sono tenute a comunicare
alla Cassa conguaglio settore elettrico, entro sessanta giorni dal
termine di ogni bimestre, le quantità di energia elettrica prodotta
da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili
commerciali, da impianti idroelettrici e geotermoelettrici ovvero
importata.
Le imprese distributrici devono versare alla Cassa conguaglio
settore elettrico, entro sessanta giorni dal termine di ogni
bimestre, il gettito della parte B della tariffa relativo alle
vendite all'utenza finale nello stesso bimestre. Nei successivi
trenta giorni la Cassa conguaglio settore elettrico provvederà alla
determinazione dei contributi spettanti a ciascuna impresa
produttrice ed alla loro liquidazione
6.17. In deroga a quanto previsto al precedente comma 6.16, le
imprese produttricidistributrici possono trattenere, a titolo di
acconto sui contributi spettanti per ciascun bimestre, un importo
pari al minor valore tra:
0,95 x Ca,
0,95 x Ca + Ct x ((Qt + Qm + Qi) - (Qt + Qm + Qi )).

Art. 7.
Aggiornamento della parte B
7.1. La parte B della tariffa verrà aggiornata dall'Autorità per
l'energia elettrica e il gas all'inizio di ciascun bimestre, qualora
si registrino variazioni, in aumento o diminuzione, maggiori del 2%
nel costo unitario riconosciuto dei combustibili (Vt), rispetto al
valore preso precedentemente come riferimento.
7.2. L'aggiornamento sarà finalizzato alla copertura del
fabbisogno necessario per i contributi di cui alla lettera a) del
comma 6.11. utilizzando come riferimento:
le quantità di energia elettrica prodotta ed importata nei
corrispondenti bimestri dei tre anni precedenti;
le perdite medie di energia elettrica, quantificate nella misura
indicata alla lettera b) del comma 6.11;
la struttura dei consumi di energia elettrica, per classi di
utenza.
7.3. Gli aggiornamenti della parte B della tariffa sono effettuati
mantenendo invariata l'articolazione per classi di utenza.

Art. 8.
Disposizioni transitorie e finali
8.1. In occasione del primo aggiornamento della parte B della
tariffa, di cui al comma 7.1, l'Autorità per l'energia elettrica e
il gas terrà in considerazione le eventuali differenze, positive o
negative, tra la parte B della tariffa come fissata al 1 luglio 1997
e quanto previsto dal comma 7.2, relativamente ai bimestri
successivi.
8.2. Entro l'8 agosto 1997, le imprese produttrici devono
dichiarare alla Cassa conguaglio settore elettrico e all'Autorità
per l'energia elettrica e il gas, le quantità di energia elettrica
prodotta (al netto dei consumi di centrale) da impianti
termoelettrici che utilizzano combustibili fossili e da altri
impianti in ogni bimestre degli anni 1994, 1995, 1996 e del primo
semestre 1997. Entro la stessa data, l'ENEL deve dichiarare le
quantità di energia elettrica importata ed esportata in ciascun
bimestre dello stesso periodo.
8.3. Fino a quando non verrà completato il reintegro del conto per
l'onere termico, relativamente ai disavanzi registratisi negli anni
1994, 1995, 1996 e nel primo semestre dell'anno 1997, ogni
aggiornamento in diminuzione della parte B della tariffa, determinato
ai sensi del comma 7.1, comporta un automatico e contestuale aumento
della parte A1 della tariffa di pari ammontare. La componente
tariffaria per il ripianamento del conto per l'onere termico relativo
agli anni 1994, 1995 e 1996 e primo semestre 1997 viene
corrispondentemente aumentata.
8.4. Le disposizioni di cui al presente provvedimento entrano in
vigore, ove non diversamente disposto, a far data dal 1 luglio 1997.
Milano, 26 giugno 1997
Il presidente: Ranci

Tabella 1 - Sovrapprezzi inglobati in tariffa per tutte le utenze con
esclusione di quelle di cui al comma 2.4.
_____________________________________________________________________
| Classi di | Componenti|Parte B |Importo |Sovrapprezzi |
| utenza | inglobate | |totale |non inglobati |
| | della | |inglobato |(magg. straord.|
| | parte A | |in tariffa| art.33, |
| | | | | comma 1, |
| | | | | legge n. 9/91 |
| | | | | per la parte |
| | | | | necessaria |
x
| | | | | alla copertura|
| | | | | delle minori |
| | | | | entrate per |
| | | | | lo Stato) |
|___________________|___________|________|__________|_______________|
| |
| BASSA TENSIONE |
|___________________________________________________________________|
| |
| 1) Fornitura per |
| usi domestici |
|___________________________________________________________________|
| |
| a) fino a 3kW con 19,2 18,2 37,4 1,9 |
| tariffa per utenti |
| residenti |
| e fino a 150 kWh |
| di consumo mensile |
|___________________________________________________________________|
| |
| b) altre forniture 27,1 77,9 105,0 2,1 |
| per usi domestici e |
| consumi in eccesso |
| il punto a) |
|___________________________________________________________________|
| |
| 2) Forniture per 23,9 53,0 76,9 2,0 |
| usi agricoli |
|___________________________________________________________________|
| |
| 3) Altri usi 25,6 56,8 82,4 2,2 |
|___________________________________________________________________|
| |
| MEDIA TENSIONE |
|___________________________________________________________________|
| |
| 4) Tutti gli usi 20,0 38,6 58,6 1,8 |
|___________________________________________________________________|
| |
| ALTA TENSIONE |
|___________________________________________________________________|
| |
| 5) Tutti gli usi, 17,5 36,8 54,3 1,4 |
| escluso quanto |
| previsto per le |
| classi di utenza |
| 6) e 7) |
|___________________________________________________________________|
| |
| 6) Alluminio primario 6,3 6,0 12,3 0,4 |
|___________________________________________________________________|
| |
| 7) Ferrovie dello 4,7 3,5 8,2 0,2 |
| Stato (quantitativi |
| di energia elettrica |
| per trazione in |
| eccesso dei limiti |
| previsti dall'art. 4, |
| comma 2, del D.P.R. |
| 22 maggio 1963, n. |
| 730) |
|___________________________________________________________________|
Valori in L/kWh
Tabella 2 - Sovrapprezzi inglobati in tariffa per le utenze di cui al
comma 2.4.
_____________________________________________________________________
Classi di utenza | Componenti inglobate della parte A
| della tariffa
_____________________________|_______________________________________
|
BASSA TENSIONE |
_____________________________|_______________________________________
|
Tutti gli usi | 7,0
_____________________________|_______________________________________
|
MEDIA TENSIONE |
_____________________________|_______________________________________
|
Tutti gli usi | 6,5
_____________________________|_______________________________________
|
ALTA TENSIONE |
_____________________________|_______________________________________
|
Tutti gli usi, | 4,8
escluso quanto previsto per |
Ferrovie dello Stato e |
Società Terni e suoi aventi |
causa |
_____________________________|_______________________________________
|
Ferrovie dello Stato, |
Società Terni e suoi | 2,3
aventi causa |
(nei limiti dei |
quantitativi previsti |
rispettivamente |
dall'art 4, comma 2, del |
D.P.R. 22 maggio 1963, |
n. 730, e all'art. 6 del |
D.P.R. 21 agosto 1963, |
n. 1165) |
_____________________________|_______________________________________
Valori in L/kWh
Tabella 3 - Componenti tariffarie della parte A.
_____________________________________________________________________
Classi di utenza | A1 | A2 | A3 | A3bis
_____________________________|_________|_______|_______|_____________
BASSA TENSIONE
_____________________________________________________________________
1) Fornitura per usi
domestici
_____________________________________________________________________
a) fino a 3kW a tariffa per 4,7 1,5 13,0 7,0
utenti residenti e fino a
150 kWh di consumo mensile
_____________________________________________________________________
b) altre forniture per usi 5,2 1,6 20,3 7,0
domestici e consumi in
eccesso il punto a)
_____________________________________________________________________
2) Fomiture per usi agricoli 5,0 1,6 17,3 7,0
_____________________________________________________________________
3) Altri usi 5,6 1,7 18,3 7,0
_____________________________________________________________________
MEDIA TENSIONE
_____________________________________________________________________
4) Tutti gli usi 4,5 1,4 14,1 6,5
_____________________________________________________________________
ALTA TENSIONE
_____________________________________________________________________
5) Tutti gli usi, 4,3 1,1 12,1 4,8
escluso quanto previsto
per le classi di utenza
6) e 7).
_____________________________________________________________________
6) Alluminio primario 0,5 2,2 3,6 -
_____________________________________________________________________
7) Ferrovie dello Stato 0,6 1,1 3,0 -
(quantitativi di energia
elettrica per trazione in
eccesso di quelli previsti
dall'art. 4, comma 2, del
D.P.R. 22 maggio 1963,
n. 730)
_____________________________________________________________________
8) Ferrovie dello Stato, 0,0 0,0 - 2,3
Società Terni e suoi
aventi causa
(nei limiti dei
quantitativi previsti
rispettivamente dall'art. 4,
comma 2, del D.P.R. 22
maggio 1963, n. 730, e
all'art. 6 del D.P.R. 21
agosto 1963, n. 1165)
____________________________________________________________________
Valori in L/kWh

ALLEGATO 1
DEFINIZIONE DEL PARAMETRO DI VARIAZIONE
DEL COSTO MEDIO DELLA CALORIA PER LA
PRODUZIONE TERMOELETTRICA
Il prezzo del paniere di combustibili fossili è determinato, per
ogni mese, come media ponderata di tre indici di mercato, uno per il
carbone (P carbone), uno per gli oli combustibili (P oli) ed uno per
il gas naturale (P gas naturale). Il prezzo del paniere è calcolato
come segue:
P = 0,1672 x P carbone + 0,6045 x P oli + 0,2283 x P gas
naturale,
dove P è il prezzo del paniere espresso in L/Mcal; P carbone, P
oli e P gas naturale sono gli indici espressi in L/Mcal
rispettivamente per il carbone, l'olio combustibile ed il gas
naturale definiti come di seguito.
Indice carbone
La formula per il calcolo dell'indice P carbone è la seguente:
P carbone = (P CIF + T carbone)/6,3,
dove 6,3 è il potere calorifico assunto come riferimento per il
carbone espresso in Mcal/kg; PCIF è il prezzo medio CIF espresso in
L/kg; T carbone è il costo di posizionamento franco centrale per il
carbone, assunto pari a 14,3 L/kg.
Il prezzo P CIF viene calcolato come:
P CIF = (PFOB + P nolo) x E/1000,
dove PFOB è il prezzo medio FOB espresso in USS/t; Pnolo è il
prezzo medio del nolo assunto pari a 9,96 US dollaro/t; E è il
valore del cambio medio UIC del mese espresso in L/US dollaro.
Il prezzo P FOB è la media ponderata delle quotazioni dei prezzi
FOB del carbone proveniente da diversi paesi, indicate su Coal Week
International.
Il prezzo PFOB è calcolato come:
P FOB = 0,518 x P FOB USA + 0,292 x P FOB SA + 0,043 x P FOB Ci +
0,043 x P FOB Pol + 0,082 x P FOB Col + + 0,022 x P FOB Ven,
dove PFOB USA, PFOB SA, PFOB Ci, PFOB Pol, PFOB Col e PFOB Ven
sono i prezzi FOB espressi in US dollaro/t per il carbone proveniente
rispettivamente da Stati Uniti, Sud Africa, Cina, Polonia, Colombia e
Venezuela.
Indice olio combustibile
La formula per il calcolo dell'indice P oli è la seguente:
P oli = ((0,80 x P BTZ x K + 0,20 x C STZ x P STZ) x E/1.000+ T
oli + A)/9,8,
dove 9,8 è il potere calorifico assunto come riferimento per
l'olio combustibile espresso in Mcal/kg; K è un parametro, che
esprime il rapporto tra quotazioni CIF Italia e quotazioni CIF NWE,
assunto pari a 1,04; E è il valore del cambio medio UIC del mese
espresso in L/US dollaro; T oli è il costo del posizionamento franco
centrale per gli oli combustibili, assunto pari a 10,3 L/kg; A è il
valore corrente dell'accisa, pari a 28,2 L/kg.
P BTZ ed P STZ sono quotazioni medie ricavate da Platt's European
Marketscan. Il prezzo P BTZ è la quotazione BTZ CIF NWE ARA CARGOES
espressa in US dollaro/t ed il prezzo P STZ è la quotazione STZ CIF
NY (N0.60,3% SLP CARGOES) espressa in US dollaro/barile. C STZ è il
fattore di conversione da barili a tonnellate di STZ CIF NY,
corrispondente alla densità media di riferimento riportata su
Platt's European Marketscan.
Indice gas naturale
La formula per il calcolo dell'indice P gas naturale è la
seguente:
P gas naturale = (0,5 x P BTZ + 0,5 x P GREGGI) x E/(9,8 x 1.000)
+ T gas naturale/8,25,
dove 9,8 è il potere calorifico inferiore assunto come
riferimento per 1'olio combustibile espresso in Mcal/kg ed 8,25 è il
potere calorifico inferiore del metano assunto come riferimento per
il gas naturale espresso in Mcal/mc; T gas naturale è il costo del
posizionamento franco centrale per il gas naturale, assunto pari a 54
L/mc; E è il valore del cambio medio UIC del mese espresso in L/US
dollaro.
PBTZ espresso in US dollaro/t è lo stesso prezzo utilizzato per
il calcolo di P oli. PGREGGI, espresso in US dollaro/tonnellata
metrica, è il prezzo medio di un paniere di quattro greggi importati
in Italia, calcolato come segue:
P GREGGI = 0,57 x C AL x P AL + 0,15 x C IL x P IL + 0,18 x C SB
x P SB + 0,10 x C Z x P Z
dove P AL, P IL, P SB e P Z sono le quotazioni espresse in US
dollaro/barile(break-even price) pubblicate dal Platt's World Crude
Oil Price, rispettivamente dei greggi Arabian Light, Iranian Light,
Saharan Blend e Zuetina. C AL, C IL, C SB e C Z sono i fattori di
conversione, espressi in barile/tonnellata metrica, corrispondenti
alle densità nominali dei singoli greggi.