Serie Generale n. 280 del 29-11-2013
DECRETI, DELIBERE E ORDINANZE MINISTERIALI
MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO
MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO
DECRETO 30 settembre 2013
Modifica all'allegato 2 del decreto 23 giugno 2011 e proroga dei termini per la partecipazione dell'istanza di risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6/92 per gli impianti alimentati da combustibili da processo o residui o recuperi di energia. (13A09567) (GU Serie Generale n.280 del 29-11-2013)

IL MINISTRO
DELLO SVILUPPO ECONOMICO

Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 9, ed in particolare l'art. 22,
comma 5, secondo cui, nell'ambito del regime giuridico degli impianti
di produzione di energia elettrica a mezzo di fonte rinnovabile,
vengono stabiliti criteri e termini per la definizione e
l'aggiornamento da parte del Comitato interministeriale prezzi (di
seguito: CIP) dei prezzi di ritiro dell'energia prodotta da fonti
rinnovabili e assimilate;
Visto il provvedimento del CIP 29 aprile 1992, n. 6, come
modificato e integrato dal decreto del Ministro dell'industria, del
commercio e dell'artigianato 4 agosto 1994 (di seguito: provvedimento
Cip n. 6/92) e la relativa relazione di accompagnamento;
Visto l'art. 3, comma 12 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n.
79;
Vista la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio
dell'Unione europea 13 ottobre 2003, n. 2003/87/CE e sue successive
modifiche e integrazioni (di seguito: direttiva 2003/87/CE);
Vista la legge 23 luglio 2009, n. 99 (di seguito: legge n. 99/09)
ed in particolare l'art. 30, comma 20, secondo cui l'Autorità
«propone al Ministro dello sviluppo economico adeguati meccanismi per
la risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6/92, da disporre con
decreti del medesimo Ministro, con i produttori che volontariamente
aderiscono a detti meccanismi. Gli oneri derivanti dalla risoluzione
anticipata da liquidare ai produttori aderenti devono essere
inferiori a quelli che si realizzerebbero nei casi in cui non si
risolvano le convenzioni»;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 dicembre
2009 (di seguito: decreto 2 dicembre 2009) concernente i meccanismi
per la risoluzione volontaria e anticipata delle convenzioni Cip 6,
secondo quanto disposto dall'art. 30, comma 20, della citata legge n.
99/09;
Visti i decreti del Ministro dello sviluppo economico del 2 agosto
2010 e dell'8 ottobre 2010 riguardanti i parametri per il calcolo dei
corrispettivi spettanti per la risoluzione anticipata delle
convenzioni Cip 6 aventi ad oggetto impianti assimilati alimentati da
combustibili fossili;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 23 giugno
2011 (di seguito: decreto 23 giugno 2011) riguardante i parametri per
il calcolo dei corrispettivi spettanti per la risoluzione anticipata
delle convenzioni Cip 6 aventi ad oggetto impianti alimentati da
combustibili da processo o residui o recuperi di energia;
Visto in particolare l'art. 4, comma 2 del decreto ministeriale 23
giugno 2011 che prevede che, a garanzia del pagamento di eventuali
somme anche derivanti da conguagli relativi al periodo antecedente
alla data di efficacia della risoluzione, il titolare della
convenzione Cip 6 rilascia al Gse, almeno 30 giorni prima
dell'erogazione del corrispettivo, una fideiussione bancaria a prima
richiesta scritta per un importo pari al 20% del corrispettivo
Crecuperi , per una durata non inferiore a 18 mesi;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 29 marzo
2013 con cui è stato prorogato al 30 settembre 2013 il termine per
la presentazione delle istanze vincolanti di risoluzione delle
convenzioni Cip6 per gli impianti alimentati da combustibili da
processo o residui o recuperi di energia, e l'art. 1, comma 2, che
dispone la modifica dell'allegato 2 al decreto 23 giugno 2011,
sentita l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, in relazione
all'aggiornamento dei parametri per la verifica della convenienza
economica per il sistema;
Visto il decreto-legge del 21 giugno 2013, n. 69, (di seguito:
decreto-legge n. 69/2013) recante misure urgenti per l'economia, ed
in particolare l'art. 5 relativo a disposizioni per la riduzione dei
prezzi dell'energia elettrica con cui sono, tra l'altro, previste
nuove modalità per la determinazione del costo evitato di
combustibile riconosciuto agli impianti ammessi al regime di cui al
provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi n. 6/1992;
Vista la nota di API Anonima Petroli Italiana SpA del 9 luglio 2013
con cui la società, in relazione alla risoluzione della convenzione
Cip 6 dell'impianto IGCC presso la raffineria di Falconara Marittima,
richiede lo svincolo della fideiussione prestata al GSE ai sensi
dell'art. 4, comma 2, del decreto 23 giugno 2011;
Visto il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas
espresso con deliberazione 12 settembre 2013 383/2013/l/eel;
Vista la richiesta di proroga al 30 settembre 2014 del termine per
la presentazione dell'istanza vincolante di risoluzione della
convenzione Cip 6 avanzata al Ministero da alcune società titolari
di impianti alimentati da combustibili da processo o residui o
recuperi di energia;
Considerato che la garanzia fideiussoria introdotta dall'art. 4,
comma 2 è stata prevista al fine di garantire la corresponsione
degli eventuali conguagli derivanti dalla definizione del Costo
evitato di combustibile;
Considerata la complessità delle condizioni da verificare per
alcuni impianti potenzialmente interessati dalla risoluzione delle
convenzioni Cip6 nonchè la particolare situazione congiunturale in
cui debbono attuarsi le scelte dei soggetti imprenditoriali
coinvolti, alcune delle quali relative a rilevanti modifiche degli
assetti societari e del contesto industriale, con ricadute sul
tessuto economico ed occupazionale;
Ritenuto opportuno rivedere i termini per la presentazione delle
domande di risoluzione anticipata per tale tipologia di impianti allo
scopo di consentire la più ampia partecipazione dei soggetti
interessati alla risoluzione anticipata e di mantenere la
flessibilità riconosciuta con il decreto 28 giugno 2012 con
riferimento alla decorrenza della risoluzione delle convenzioni Cip6;
Ritenuto che, definiti i conguagli di costo evitato di combustibile
e regolati nel loro ammontare, su istanza del produttore già
titolare della Convenzione Cip 6, il GSE disponga lo svincolo
anticipato della fideiussione di cui all'art. 4, comma 2, del decreto
ministeriale 23 giugno 2011;

Decreta:

Art. 1


Modifica dell'allegato 2 al decreto 23 giugno 2011

1. L'allegato 2 al decreto 23 giugno 2011, per gli impianti
alimentati da combustibili da processo o residui o recuperi di
energia che aderiscono alla risoluzione anticipata della convenzioni
stipulate ai sensi del provvedimento del Comitato interministeriale
prezzi 29 aprile 1992, n. 92, (di seguito: convenzioni Cip 6/92), è
modificato e sostituito dall'allegato al presente decreto.
2. Restano ferme tutte le altre condizioni e modalità di cui ai
decreti del Ministro dello sviluppo economico 2 dicembre 2009, 2
agosto 2010, 8 ottobre 2010 e 23 giugno 2011, nonchè le disposizioni
di cui all'art. 1, comma 2, del decreto 28 giugno 2012.

Art. 2


Disposizioni finali

1. Il GSE, su istanza del produttore, dispone lo svincolo
anticipato della fideiussione di cui all'art. 4, comma 2 del decreto
23 giugno 2011 con riferimento alle convenzioni Cip 6/92 oggetto di
risoluzione anticipata, nel caso in cui siano stati definiti e
regolati nel loro ammontare i conguagli della componente di costo
evitato di combustibile.
2. Il termine finale di presentazione delle istanze di risoluzione
anticipata di cui all'art. 2, comma 4 del decreto del Ministro dello
sviluppo economico 23 giugno 2011 è fissato al 30 settembre 2014.
3. Il presente decreto è inviato alla registrazione della Corte
dei conti, è pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
italiana ed entra in vigore il giorno successivo alla sua
pubblicazione.
Roma, 30 settembre 2013

Il Ministro: Zanonato

Registrato alla Corte dei conti il 12 novembre 2013
Ufficio di controllo Atti MISE - MIPAAF registro n. 10, foglio n. 208

Allegato

Procedura per la valutazione degli oneri di cui all'articolo 2,
comma 3 del D.M. 23 giugno 2011

Per la valutazione degli oneri derivanti dalla convenzione Cip n.
6/92 in essere, il GSE tiene conto di tutti i costi associati alla
vigenza della convenzione ivi compresi gli oneri derivanti
dall'applicazione delle direttive comunitarie 2003/87/CE e 2009/28/CE
e gli oneri associati al rimborso dei certificati verdi, laddove ne
sussistono le condizioni.
Tali oneri associati alla vigenza delle convenzioni Cip 6 sono
attualizzati a un tasso di sconto annuo convenzionalmente assunto
costante e pari al 6%.
I suddetti costi sono confrontati con i costi connessi alla
risoluzione anticipata delle convenzioni Cip6 in essere, comprensivi
degli eventuali oneri finanziari per l'approvvigionamento di risorse
finanziarie da parte del GSE, corrispondenti a un tasso annuo
convenzionalmente assunto pari al tasso di rateizzazione di cui
all'articolo 3, comma 3 del decreto 23 giugno 2011.
La valutazione degli oneri derivanti dalla convenzione Cip n.
6/92 è effettuata dal GSE in base alla metodologia e ai parametri di
seguito indicati, vincolanti ai fini della medesima valutazione nei
confronti dei soggetti che hanno manifestato l'interesse alla
risoluzione anticipata della convenzione.
In particolare, i costi associati alla vigenza delle convenzioni
Cip n. 6/92 sono determinati dalla somma degli elementi di seguito
elencati:
a) Costo evitato di impianto e costo di evitato di esercizio,
manutenzione e spese generali connesse (CEI)
Per la determinazione di questa componente di costo (espresso in
euro), si fa riferimento alla quantità di energia pari al prodotto
tra la potenza convenzionata netta dell'impianto e il numero di ore
indicate nell'allegato 1 al decreto 23 giugno 2011. Tali quantitativi
di energia sono proporzionati, annualmente, su una quota pari al
rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di efficacia della
risoluzione della convenzione e i giorni totali annui nel periodo di
vigenza della convenzione.
I costi relativi al CEI comprendono il costo evitato di impianto
e il costo evitato di esercizio, manutenzione, e spese generali. Ai
fini della determinazione dei costi associati al CEI, il valore 2013
della tariffa di riferimento CEI, pari a 31,8 €/MWh, è incrementato
gli anni successivi secondo un tasso del 2%.
b) Riconoscimento degli oneri ETS ex direttiva 2009/29/CE
Il riconoscimento degli oneri ETS è preso in considerazione
esclusivamente per il periodo successivo all'anno 2012.
A tale fine, le emissioni attese di gas serra sono pari al
prodotto tra la producibilità attesa (potenza convenzionata
moltiplicata per il numero di ore h, come indicate nell'allegato 1 al
decreto 23 giugno 2011) e la media aritmetica dei coefficienti
emissivi (espressi in t/GWh) degli ultimi tre anni solari; il prezzo
convenzionale PEUA , relativo ai titoli EUA, è pari a 7,44 €/ tCO2
(media ponderata 2012). I valori associati ai quantitativi di energia
elettrica sono proporzionati, annualmente, su una quota pari al
rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di efficacia della
risoluzione della convenzione e i giorni totali annui nel periodo di
vigenza della convenzione.
c) Rimborso dei Certificati Verdi
Gli oneri associati al rimborso dei CV sono calcolati secondo
quanto stabilito in attuazione della deliberazione dell'Autorità per
l'energia elettrica e il gas n. 113/06, secondo la seguente formula
di rimborso:
Vm = QIAFR x PIAFR + QGSE x PGSE
dove:
a) QGSE è la quota di certificati verdi nella titolarità del
GSE;
b) PGSE è il prezzo medio di negoziazione dei certificati
verdi nella titolarità dei produttori da impianti IAFR;
c) QIAFR è la quota di certificati verdi relativi alla
produzione di impianti qualificati dal GSE come impianti IAFR;
d) PIAFR è il prezzo medio di generazione che remunera
adeguatamente i costi sostenuti per la realizzazione di nuovi
impianti alimentati da fonti rinnovabili, al netto dei ricavi
derivanti dalla vendita di energia al mercato, tenendo conto della
ripartizione percentuale delle diverse tipologie di impianti IAFR.
Il valore PIAFR è determinato come differenza fra la media dei
costi medi di produzione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili
ponderata per la produzione annuale effettiva di energia elettrica
degli impianti IAFR, differenziata per fonte, per cui sono stati
emessi i certificati verdi nell'anno 2011, pari a 116,95 €/MWh, e il
prezzo medio di vendita dell'energia elettrica sul mercato, per ogni
anno a cui l'obbligo è riferito, posto pari al prezzo unico
nazionale (PUN), assunto convenzionalmente pari alla media dei valori
del PUN degli ultimi dodici mesi disponibili alla data di entrata in
vigore del decreto.
Tale prezzo è, poi, applicato moltiplicando per:
1. la produzione dell'energia elettrica, stimata pari al
prodotto tra il numero di ore h, come indicate nell'allegato 1 al
decreto 23 giugno 2011, e la potenza convenzionata netta;
2. la quota percentuale d'obbligo prevista per l'anno in
oggetto e incrementata di 0,75 punti percentuali annui in maniera
costante fino al 2012. A partire dal 2013, la quota d'obbligo si
riduce linearmente in ciascuno degli anni successivi, a partire dal
valore assunto per l'anno 2012, fino ad annullarsi per l'anno 2015. I
valori associati ai quantitativi di energia sono proporzionati,
annualmente, su una quota corrispondente al rapporto tra i giorni
corrispondenti al periodo di efficacia della risoluzione della
convenzione e i giorni totali annui nel periodo di vigenza della
convenzione.
Tale voce di costo viene applicata esclusivamente agli impianti
che nel 2013, sulla base dei dati a consuntivo del 2012, non
risultano cogenerativi ad alto rendimento ai sensi del decreto
ministeriale 4 agosto 2011.
d) Differenza tra il costo evitato di combustibile riconosciuto ai
produttori (CEC) e i valori del ricavo da vendita sul mercato (Pz)
Tale differenza è calcolata per ciascuna zona di mercato, in
base ad una stima della differenza dello scostamento percentuale tra
il valore del CEC e il valore del prezzo zonale orario medio annuo.
Tale differenza è applicata, ogni anno fino alla scadenza naturale
della convenzione, al prodotto tra il numero di ore h, come indicate
nell'allegato 1 al decreto 23 giugno 2011, e la potenza convenzionata
netta. Il suddetto valore è proporzionato, annualmente, su una quota
corrispondente al rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di
efficacia della risoluzione della convenzione e i giorni totali annui
nel periodo di vigenza della convenzione.
Ai fini del calcolo della suddetta differenza si assume:
il valore del CEC determinato sulla base della media dei valori
giornalieri del prezzo di sbilanciamento del mercato del gas naturale
degli ultimi dodici mesi disponibili alla data di entrata in vigore
del decreto, come certificati dal GME, a cui si somma la componente
trasporto, pari alla media aritmetica dei valori mensili dei costi di
trasporto del gas dal PSV all'impianto di riferimento per il
provvedimento Cip6/92, tenuto conto dei valori del consumo specifico
di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 20 novembre
2012;
il prezzo delle singole zone è pari al prodotto tra il valore
medio degli ultimi tre anni del rapporto tra il prezzo zonale e il
PUN e il valore del PUN assunto convenzionalmente pari alla media dei
valori del PUN degli ultimi dodici mesi disponibili, come certificati
dal GME, alla data di entrata in vigore del decreto.
La differenza così calcolata tra il costo evitato di
combustibile e i valori del prezzo zonale è mantenuta costante fino
alla scadenza della convenzione, fatto salvo quanto previsto al
periodo successivo.
In considerazione della progressiva entrata in esercizio degli
interventi di sviluppo per il potenziamento della capacità di
interconnessione tra la Sicilia e il continente previsti dal gestore
della rete di trasmissione nazionale (attraverso la realizzazione di
una nuova linea "Sorgente - Rizziconi" come previsto all'interno dei
piani di sviluppo pluriennali di Terna), il prezzo MGP della Sicilia
viene considerato allineato con il prezzo della zona di mercato
continentale confinante (Sud) a partire dal 1° gennaio 2016.