Serie Generale n. 217 del 18-9-2001
DECRETI E DELIBERE DI ALTRE AUTORITA'
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
DELIBERAZIONE 7 settembre 2001
Disposizioni in materia di tariffe per il trasporto e il dispacciamento del gas naturale e per l'utilizzo dei terminali di Gnl, in attuazione della deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 maggio 2001, n. 120/01. (Deliberazione n. 193/01). (GU Serie Generale n.217 del 18-09-2001)

L'AUTORITÀ
PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 7 settembre 2001,
Premesso che:
l'art. 23, commi 2 e 3, del decreto legislativo 23 maggio 2000,
n. 164, di attuazione della direttiva 98/30/CE, recante norme comuni
per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'art. 41 della
legge 17 maggio 1999, n. 144, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale -
serie generale - n. 142 del 20 giugno 2000 (di seguito: decreto
legislativo n. 164/2000) prevede che l'Autorità per l'energia
elettrica e il gas (di seguito: l'Autorita) determini le tariffe per
il trasporto e il dispacciamento del gas naturale, in modo da
assicurare una congrua remunerazione del capitale investito, tenendo
conto della necessità di non penalizzare le aree del Paese con
minori dotazioni infrastrutturali, e in particolare le aree del
Mezzogiorno;
con la deliberazione dell'Autorità 30 maggio 2001, n. 120,
pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 147 del 27
giugno 2001 (di seguito: deliberazione n. 120/01), l'Autorità ha
emanato criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto
e il dispacciamento del gas naturale e per l'utilizzo dei terminali
di gas naturale liquefatto (di seguito: Gnl);
ai sensi del combinato disposto dell'art. 9, comma 2, e dell'art.
16, comma 2, della deliberazione n. 120/01, ai fini della
determinazione delle tariffe relative all'anno termico 2001-2002, le
imprese di trasporto e le imprese di rigassificazione trasmettono
all'Autorità e alle altre imprese che svolgono le medesime
attività, entro trenta giorni dall'entrata in vigore della medesima
deliberazione:

E F N R E C
a) i ricavi RT, RT, RT, RT, RL, RL e RA;
b) la proposta relativa alla definizione dei punti di entrata e
dei punti di uscita dalla rete nazionale di gasdotti;
c) le proposte tariffarie relative al primo anno termico del
periodo di regolazione;
d) i requisiti di iniezione ed erogazione e i costi dei servizi
di modulazione;
ai sensi dell'art. 16, comma 3, della deliberazione n. 120/01, le
imprese diverse dalla impresa maggiore possono presentare
all'Autorità, entro quindici giorni dal ricevimento delle proposte
di cui all'art. 16, comma 2 della medesima deliberazione,
osservazioni e richieste di modifica. Le proposte si intendono
approvate qualora l'Autorità non si pronunci in senso contrario
entro sessanta giorni dal ricevimento delle stesse;
ai sensi dell'art. 16, comma 4, della deliberazione n. 120/01, le
imprese di trasporto e le imprese di rigassificazione pubblicano,
anche mediante l'utilizzo dei propri siti Internet, le tariffe
approvate dall'Autorità entro quindici giorni dalla data della loro
approvazione; le tariffe rimangono in vigore per tutto l'anno termico
successivo.
Premesso, inoltre, che:
in data 4 luglio 2001, la società Transmediterranean Pipeline
Company Limited (di seguito: TMPC) ha trasmesso all'Autorità le
proposte relative ai propri ricavi di riferimento;
in data 5 luglio 2001, la società Edison Gas S.p.a. (di seguito:
Edison Gas) ha trasmesso all'Autorità le proposte relative ai propri
ricavi di riferimento e a quelli di SGM S.p.a., in applicazione
dell'art. 7, comma 1, lettera c), della deliberazione n. 120/01, le
proposte relative al corrispettivo unitario di capacità per il
trasporto sulle reti regionali, i requisiti di iniezione ed
erogazione e i volumi di gas da stoccaggio e i costi del servizio di
modulazione ai fini del bilanciamento del sistema;
in data 11 luglio 2001, la società Rete Gas Italia S.p.a. (di
seguito: Rete Gas Italia) ha trasmesso all'Autorità le proposte
relative ai punti di entrata e di uscita, ai ricavi di riferimento, e
le proposte tariffarie, nonchè i requisiti di iniezione ed
erogazione, i volumi di gas da stoccaggio e i costi del servizio di
modulazione ai fini del bilanciamento del sistema;
in data 31 luglio 2001, l'Edison Gas ha inviato all'Autorità
commenti alle proposte tariffarie dell'impresa maggiore;
gli uffici dell'Autorità hanno inviato alla TMPC in data 19
luglio 2001 e 27 luglio 2001, all'Edison Gas in data 19 luglio 2001 e
a Rete Gas Italia in data 1 agosto 2001, richieste di approfondimenti
relativamente alla determinazione dei ricavi di riferimento, ai sensi
della deliberazione n. 120/01;
TMPC, Edison Gas e Rete Gas Italia hanno provveduto, con
comunicazioni successive, a trasmettere all'Autorità gli
approfondimenti richiesti, integrazioni e nuove proposte relative al
calcolo dei ricavi di riferimento e alle tariffe; in particolare Rete
Gas Italia ha presentato, in data 6 agosto 2001, una nuova proposta
avente ad oggetto i punti di entrata e uscita, i corrispettivi
unitari di capacità per il trasporto sulla rete nazionale e il
corrispettivo variabile recepisce, tra l'altro, anche gli ultimi dati
forniti da Edison Gas e TMPC, a seguito delle richieste di
approfondimenti da parte dell'Autorità;
Visti:
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
il decreto legislativo n. 164/2000;
Visti:
il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato 22 dicembre 2000, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale - serie generale - n. 18 del 23 gennaio 2001 (di seguito:
decreto ministeriale 22 dicembre 2000), che individua la rete
nazionale di gasdotti;
la deliberazione dell'Autorità n. 120/01;
la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
21 giugno 2001, n. 136/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale -
serie generale - n. 154 del 5 luglio 2001, recante la direttiva per
la conversione in euro dei corrispettivi unitari delle tariffe e per
la fatturazione ai clienti finali;
Considerato che:
a seguito di richiesta di chiarimenti da parte degli uffici
dell'Autorità e di successivi approfondimenti, Edison Gas, TMPC e
Rete Gas Italia hanno provveduto a rivedere i loro calcoli e a
trasmettere nuove proposte, risultate conformi alla disciplina di cui
alla deliberazione n. 120/01;
Considerato che:
Rete Gas Italia ha dichiarato, con la comunicazione del 27 luglio
2001, che la ricostituzione degli stoccaggi procede secondo un
programma che condurrà a fine campagna al completo riempimento degli
stoccaggi della società Stoccaggi Gas Italia con gas degli utenti in
misura sufficiente a fornire il "working gas" necessario per la
modulazione dell'intero mercato allacciato alla propria rete, incluso
il mercato civile; pertanto, ai fini degli adempimenti di cui
all'art. 18, comma 1 del decreto legislativo n. 164/2000, Rete Gas
Italia non ha evidenziato costi per le attività di cui all'art. 9,
comma 1, lettera b), della deliberazione n. 120/01;
inoltre, con la medesima comunicazione del 27 luglio 2001, Rete
Gas Italia ha indicato i costi per l'attività di cui all'art. 9,
comma 1, lettera a), della deliberazione n. 120/01, evidenziando che
essi comprendono la gestione delle fluttuazioni di svaso/invaso e la
compensazione degli sbilanciamenti che si verificano su base
temporale inferiore al giorno, ma non comprendono il servizio di
compensazione di sbilanciamenti generati dagli utenti, tenuto conto
del sopra menzionato riempimento completo degli stoccaggi;
in data 24 luglio 2001, Edison Gas ha dichiarato che, per quanto
concerne i fabbisogni di modulazione dei clienti non idonei, ai sensi
dell'art. 18, comma 1, del decreto legislativo n. 164/2000, ha
provveduto alla copertura in qualità di venditore e pertanto non
sono stati evidenziati costi; per quanto riguarda i costi di
bilanciamento di cui all'art. 9, comma 1, lettera a), della
deliberazione n. 120/01, Edison Gas ha presentato una propria
proposta di copertura del fabbisogno di bilanciamento, con l'ipotesi
che Rete Gas Italia integri il servizio di modulazione fornito da
Edison Gas;
ritenuto che, tenuto conto delle dimensioni di ciascuna rete, sia
la soluzione adottata da parte di Edison Gas, sia la soluzione
adottata da parte di Rete Gas Italia in materia di bilanciamento del
sistema siano entrambe giustificate sul piano tecnico e permettano
nel tempo valutazioni comparative riguardo la loro efficacia;
ritenuto che sia opportuno, a motivo della fase di avvio del
nuovo ordinamento tariffario relativo alle attività di trasporto e
dispacciamento e di rigassificazione di Gnl:
dare certezza alle imprese e agli utenti del sistema attraverso
l'approvazione formale delle proposte tariffarie trasmesse
all'Autorità;
assicurare trasparenza al processo di approvazione delle
tariffe, tenuto conto dei dati e delle informazioni trasmesse dalle
imprese in applicazione della deliberazione n. 120/01;
ritenuto, inoltre, che sia opportuno, ai fini della pubblicazione
delle tariffe di cui all'art. 16, comma 4, della deliberazione n.
120/01:
che l'impresa maggiore fornisca informazioni che consentano
agli utenti di individuare a quale punto di uscita sia aggregato
ciascun punto di riconsegna;
che le imprese di trasporto forniscano informazioni su quale
corrispettivo fisso si applichi a ciascun punto di riconsegna;
Delibera:
Art. 1.
Definizioni
1.1. Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni
dell'art. 1 della deliberazione dell'Autorità per l'energia
elettrica e il gas 30 maggio 2001, n. 120/01, pubblicata nella
Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 147 del 27 giugno 2001 (di
seguito: deliberazione n. 120/01).

Art. 2.
Verifica delle proposte relative ai punti
di entrata e uscita per l'anno termico 2001-2002
2.1. Sono approvate le proposte di cui agli articoli 5 e 16 della
deliberazione n. 120/01 presentate dall'impresa maggiore per l'anno
termico 2001-2002 aventi ad oggetto i punti di entrata e uscita dalla
rete nazionale dei gasdotti come riportate nella tabella 1 allegata
al presente provvedimento.

Art. 3.
Verifica delle proposte tariffarie
per l'anno termico 2001-2002
3.1. Sono approvate le proposte di cui al combinato disposto
dell'art. 9 e dell'art. 16, comma 2, della deliberazione n. 120/01
presentati dall'impresa maggiore e dalle altre imprese per l'anno
termico 2001-2002 aventi ad oggetto le tariffe come riportate nelle
tabelle 2 e 3 allegate al presente provvedimento, i ricavi RTE, RTF,
RTN, RTR, RLE, RLC e RA e i requisiti di iniezione ed erogazione e i
costi dei servizi di modulazione.

Art. 4.
Pubblicazione delle tariffe
4.1. L'impresa maggiore pubblica, anche nel proprio sito Internet,
contestualmente alle tariffe, informazioni atte a consentire agli
utenti di individuare a quale punto di uscita sia aggregato ciascun
punto di riconsegna.
4.2. Le imprese di trasporto pubblicano, anche nel proprio sito
Internet, contestualmente alle tariffe, informazioni idonee a
consentire agli utenti di individuare quale corrispettivo fisso si
applica a ciascun punto di riconsegna.

Art. 5.
Disposizioni finali
5.1. 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 decorrere dal 7
settembre 2001.
Milano, 7 settembre 2001
Il Presidente: Ranci

Allegato
Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale
(anno termico 2001/2002)
1.1. Punti di entrata.
3 punti di entrata relativi ai punti di interconnessione con i
metanodotti esteri di importazione:
in prossimità del confine delle acque territoriali a largo di
Mazara del Vallo;
in prossimità di Passo Gries;
in prossimità di Tarvisio.
1 punto di entrata in corrispondenza dell'impianto di
rigassificazione Gnl di Panigaglia.
10 punti di entrata dai principali campi di produzione nazionali
o dai loro centri di raccolta e trattamento:
Nord occidentale;
Nord orientale;
Rubicone;
Falconara - Fano;
Pineto;
San Salvo;
Candela;
Monte Alpi;
Crotone;
Gagliano.
2 punti di entrata dagli stoccaggi:
relativo ai siti di stoccaggio dell'Eni S.p.a.;
relativo ai siti di stoccaggio dell'Edison Gas S.p.a.
Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale (anno
termico 2001/2002)
1.2. Punti di entrata da produzioni nazionali e aggregazioni di
campi minori.
----&gt; Vedere Tabella a pag. 53 della G.U. &lt;----

Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale
(anno termico 2001/2002)
1.3. Punti di uscita.

A Friuli-Venezia Giulia

B Trentino-Alto Adige e Veneto

C Lombardia orientale

D Lombardia occidentale

E1 Nord Piemonte

E2 Sud Piemonte e Liguria

F Emilia e Liguria

G Basso Veneto

H Toscana e Lazio

I Romagna

L Umbria e Marche

M Marche e Abruzzo

N Lazio

O Basilicata e Puglia

P Campania

Q Calabria

R Sicilia

Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale
(anno termico 2001/2002)
----&gt; Vedere Cartina pag. 54 della G.U. &lt;----

Tabella 2 - Tariffe di trasporto e dispacciamento (anno termico
2001/2002)

2.1. Corrispettivo unitario variabile.
CV (Euro/GJ) 0,176549
2.2. Corrispettivi unitari di capacità di rete nazionale.

Cpe (Euro/Smc/g)
Mazara del Vallo 3,032460
Passo Gries 0,338364
Tarvisio 0,857216
Panigaglia 0,613272
Nord Occidentale 0,077469
Nord Orientale 0,104647
Rubicone 0,077469
Falconara - Fano 0,494016
Pineto 0,720943
San Salvo 0,559849
Candela 0,633425
Monte Alpi 0,905488
Crotone 2,026530
Gagliano 2,174299
Stoccaggi Eni
Spa/Edison Gas Spa 0,174442

Cpu (Euro/Smc/g)
Friuli-Venezia Giulia A 0,841763
Trentino-Alto Adige - Veneto B 0,986886
Lombardia Orientale C 1,076087
Lombardia Occidentale D 1,276102
Nord Piemonte E1 1,535033
Sud Piemonte e Liguria E2 1,276102
Emilia e Liguria F 0,986886
Basso Veneto G 0,862372
Toscana e Lazio H 0,858547
Romagna I 0,697670
Umbria e Marche L 0,569331
Marche e Abruzzo M 0,524838
Lazio N 0,659117
Basilicata e Puglia O 0,735951
Campania P 0,521476
Calabria Q 0,446735
Sicilia R 0,157519

2.3. Corrispettivi unitari di capacità di rete regionale.
CRr (Euro/Smc/g)
Edison Gas Spa e SGM Spa 1,801000
Rete Gas Italia Spa 1,312991

2.4. Corrispettivo fisso.
CF (Euro / punto di riconsegna)

1 livello 2 livello 3 livello

Edison Gas Spa e SGM Spa 31,000000 2.141,300000 5.183,700000

La definizione dei livelli è in funzione di 2 parametri: consumo
annuo del punto di riconsegna e tipologia di catena di misura

Rete Gas Italia Spa 3.098,700000 7.746,800000 17.570,600000

La definizione dei livelli è in funzione di 4 parametri: metri
cubi prelevati, tipologia di misura, tipologia degli apparati di
misura, metodo di acquisizione dei dati di misura.
2.5. Tariffa interrompibile.

Edison Gas Spa e SGM Spa riduzione del 4% di CRr per
un'interruzione di 5 giorni
con preavviso di 48 ore
Rete Gas Italia Spa riduzione dell'8% dei cor-
rispettivi CPe, CPu e CRr
per un'interruzione di 5
giorni con preavviso di
3 giorni

Tabella 3 - Tariffa di rigassificazione per l'utilizzo del terminale
di Panigaglia di Rete Gas Italia S.p.a. (anno termico 2001/2002)

3.1. Corrispettivo unitario di CQS (Euro/mc liquido) 3,622390
impegno associato ai quan
titativi di GNL scaricato
3.2. Corrispettivo unitario CNA (Euro/numero 16.271,491063
associato agli approdi di approdi in un anno)
contrattuali
3.3. Corrispettivo unitario CVL (Euro/GJ) 0,064330
variabile per l'energia
associata ai volumi
rigassificati
3.4. Perdite per mc rigassificato 2%