Nextville - logo
  Evidenzia modifiche:

print

Dm Sviluppo economico 23 giugno 2011

Risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6/92 per impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia

Questo provvedimento attua quanto previsto da:

Sono atti correlati al presente provvedimento:


Versione coordinata con modifiche. Testo vigente oggi 23/09/2019



Ministero dello sviluppo economico
Decreto 23 giugno 2011
(Gu 10 agosto 2011 n. 185)
Disposizioni attuative del decreto 2 dicembre 2009 ai fini della risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6/92 per gli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia

Il Ministro dello sviluppo economico

Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 9, ed in particolare l'articolo 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 6/92) e la relativa relazione di accompagnamento;

Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, ed in particolare l'articolo 3, comma 12,secondo cui ai produttori di energia elettrica di cui alla legge 9/1991, articolo 22, comma 3, ritirata dal Gestore della rete di trasmissione nazionale (Grtn, oggi Gse) viene corrisposto un prezzo determinato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: Autorità) in applicazione del criterio del costo evitato;

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. 99/2009) ed in particolare l'articolo colo 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'articolo 30, comma 20, della citata legge n. 99/2009;

Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 agosto 2010 riguardante 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 8 ottobre 2010 relativo alle modalità di rateizzazione del corrispettivo Cfossili di cui al decreto 2 agosto 2010;

Vista la lettera della società Elettra produzione Srl del 10 novembre 2010 con la quale è richiesta la proroga del termine di presentazione dell'istanza vincolante della risoluzione della convenzione Cip 6 in essere per l'impianto di Sesca ai sensi del decreto 2 agosto 2010, come modificato dal decreto 8 ottobre 2010, in quanto l'eventuale risoluzione della convenzione Cip 6 dell'impianto citato, alimentato anche a gas di processo, necessita di valutazioni congiunte a quelle per la medesima scelta sull'impianto di Servola in considerazione dell'esigenza di definizione unitaria della politica industriale del gruppo societario nel cui contesto industriale gli impianti in oggetto sono collocati;

Considerato che il numero di ore equivalenti, da impiegare nel calcolo dei corrispettivi da liquidare per la risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6 per gli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia, deve essere individuato anche in funzione della motivata esigenza di garantire la continuità di utilizzo dei suddetti combustibili;

Considerato che le problematiche emerse per alcuni impianti rientrano in un quadro di criticità industriale eccezionale, con ricadute sul tessuto economico ed occupazionale e che in generale gli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia sono inseriti in realtà industriali integrate, complesse e strategiche;

Ritenuto opportuno concedere la proroga, richiesta da Elettra produzione Srl, dei termini per la risoluzione della convenzione Cip 6 relativa all'impianto di Sesca, tenuto conto del quadro di criticità industriale in cui l'impianto è collocato e della valutazione complessiva dell'impatto sulla realtà industriale collegata, uniformando il termine a quello previsto per gli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia;

Ritenuto opportuno prevedere la possibilità di rateizzazione del corrispettivo da riconoscere a fronte della risoluzione anticipata della convenzione Cip 6, prevista per gli impianti assimilati alimentati da combustibili fossili dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 8 ottobre 2010, anche per gli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia;

Ritenuto opportuno,al fine di consentire ai titolari di convenzioni Cip 6 di raggiungere i necessari accordi nell'ambito del contesto industriale in cui gli impianti in convenzione sono collocati, prevedere una maggiore flessibilità temporale per presentare l'istanza vincolante di risoluzione delle convenzioni Cip 6 rispetto a quanto previsto dall'analogo provvedimento relativo agli impianti alimentati da combustibili fossili;

Ritenuto opportuno prevedere per gli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia la possibilità di differire nel tempo, fino ad un periodo massimo funzione della durata residua della convenzione, la risoluzione delle convenzioni Cip 6, in ragione della complessità tecnica e dell'importanza strategica dei siti industriali in cui tali impianti sono collocati, fatto salvo l'obbligo di presentare l'istanza vincolante entro i termini previsti dal presente provvedimento;

Ritenuto opportuno, ai fini della definizione del numero di ore equivalenti/anno, utilizzare come riferimento la media delle ore di produzione degli ultimi sei anni di esercizio degli impianti, sommando le ore di manutenzione straordinaria, eccedenti le ore di manutenzione ordinaria, nell'anno in cui sono state svolte, e scartando dal calcolo l'anno con il minor numero di ore di funzionamento in modo tale da compensare l'effetto di eventuali situazioni eccezionali;

Ritenuto opportuno aggiornare sulla base del tasso di inflazione reale del 2009 il valore del costo evitato di impianto (Cei) già previsto dal decreto 2 dicembre 2009, ai fini del calcolo del corrispettivo riconosciuto a fronte della risoluzione volontaria delle convenzioni Cip 6 in essere;

Ritenuto opportuno verificare che gli oneri derivanti dalla risoluzione anticipata di ciascuna convenzione siano inferiori a quelli che si realizzerebbero in caso di scadenza naturale della convenzione anche nel caso di adesione all'opzione di rateizzazione o di differimento della risoluzione;

Decreta:

Articolo 1

Ambito di applicazione e corrispettivo riconosciuto

1. Il presente decreto, in attuazione dell'articolo 4, comma 7, del decreto 2 dicembre 2009, definisce criteri e parametri per il calcolo del corrispettivo da riconoscere agli impianti di produzione di energia elettrica, alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia e oggetto delle convenzioni Cip 6 in essere, che aderiscono alla risoluzione anticipata delle medesime convenzioni, nonché le modalità e tempistiche per le erogazioni.

2. Il corrispettivo Crecuperi di cui all'articolo 4, comma 1, del decreto 2 dicembre 2009, è riconosciuto dalla data di risoluzione della convenzione e viene erogato dal Gse secondo quanto previsto dall'articolo 3 del presente decreto.

3. Ai fini del calcolo del corrispettivo di cui al comma 2:

a. il valore del parametro h (numero di ore equivalenti/anno), di cui all'articolo 4, comma 7, del decreto 2 dicembre 2009 per il singolo impianto la cui convenzione è oggetto di risoluzione è riportato nell'allegato 1 al presente decreto;

b. il parametro Cei di cui all'articolo 4, comma 1, del decreto 2 dicembre 2009 è aggiornato con riferimento all'anno di decorrenza della risoluzione della convenzione e calcolato, per il 2010, sulla base del tasso di inflazione reale del 2009, ed è pari a 22,1 euro/MWh, e per gli anni successivi sulla base di un tasso convenzionale di inflazione pari al 2%.

4. Ai fini del calcolo di cui al comma 3 nonché ai fini della verifica di cui all'articolo 2, comma 5, il corrispettivo Crecuperi è calcolato dal Gse alla data di sottoscrizione del contratto di risoluzione della convenzione Cip 6, alle condizioni previste dal presente decreto, e permane così valorizzato anche con riferimento alle risoluzioni delle convenzioni differite ai sensi dell'articolo 2, comma 1, punto ii).

Articolo 2

Procedure per la risoluzione anticipata delle Convenzioni Cip 6

1. I titolari delle convenzioni Cip n. 6/92 aventi ad oggetto impianti di produzione di energia elettrica assimilati alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia presentano al Gse istanza vincolante di risoluzione della singola convenzione, sulla base del modello di istanza predisposto dal Gse. Nell'istanza di risoluzione l'operatore indica la data di efficacia della risoluzione stessa che può essere:

i. il 1° giorno di ciascun mese tra luglio 2011 e dicembre 2011;

ii. il 1° gennaio e il 1° luglio di ogni anno compreso tra il 2012 e l'anno in cui ricade la metà del periodo residuo della durata della convenzione rispetto al 1° gennaio 2012.

2. Nella presentazione dell'istanza vincolante di cui al comma 1, l'operatore indica altresì la modalità di erogazione prescelta tra quelle previste all'articolo 3.

3. Nel caso di cui al comma 1, punto i), l'operatore presenta al Gse istanza vincolante di risoluzione della convenzione entro 20 giorni dall'entrata in vigore del presente decreto, esclusivamente sulla base del relativo modello di istanza e di contratto predisposto dal Gse entro 5 giorni lavorativi dall'entrata in vigore del medesimo decreto.

4. Nel caso di cui al comma 1, punto ii), l'operatore presenta al Gse istanza vincolante di risoluzione della convenzione non prima di 120 giorni e non oltre 180 giorni dall'entrata in vigore del presente decreto, esclusivamente sulla base del relativo modello di istanza e di contratto predisposto dal Gse entro 90 giorni dall'entrata in vigore del medesimo decreto. 1 2

5. Al fine di verificare il rispetto della condizione di cui all'articolo 30, comma 20, della legge n. 99/2009, il Gse verifica le istanze presentate ai sensi del comma 1 effettuando, per ciascun impianto, secondo i parametri indicati nell'allegato 2, una comparazione tra la stima degli oneri connessi alla durata residua delle convenzioni e gli oneri derivanti dalla risoluzione anticipata determinati ai sensi del presente decreto, anche in caso di differimento della risoluzione entro i termini previsti al comma 1, lettera ii). La medesima verifica è effettuata in caso di opzione per la modalità di erogazione rateale di cui all'articolo 3, comma 2.

6. Solo per gli impianti per i quali risulta verificata positivamente, ai sensi del comma 4, la convenienza per il sistema, il Gse, entro 15 giorni dalla data di presentazione dell'istanza, procede alla sottoscrizione dei contratti di risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6 e comunica al Ministero dello sviluppo economico e all'Autorità i dati, non appena disponibili, relativi ai corrispettivi da erogare per ogni impianto e glionericonnessial finanziamento.

7. Ai fini del dispacciamento,ferma restando la comunicazione degli operatori prevista dal Codice di Rete, il Gse entro 5 giorni dalla data di accoglimento dell'istanza di risoluzione della convenzione, comunica a Terna l'elenco degli impianti che hanno aderito alla risoluzione della convenzione e per ciascuno di essi la data a partire dalla quale essa è risolta.

Articolo 3

Modalità di erogazione dei corrispettivi

1. Il corrispettivo Crecuperi di cui all'articolo 4, comma 1, del decreto 2 dicembre 2010, è erogato dal Gse:

a) in un'unica soluzione, entro l'ultimo giorno del mese successivo alla data di efficacia della risoluzione della convenzione;

b) in rate annuali su richiesta dell'operatore.

2. Le rate annuali sono erogate al 31 dicembre di ciascun anno residuo della convenzione. Per l'ultimo anno di convenzione l'erogazione avviene al 30 giugno per le convenzioni in scadenza nel primo semestre e al 31 dicembre per le convenzioni in scadenza nel secondo semestre

3. Le rate annuali sono determinate, per ognuno degli anni residui della convenzione, secondo la seguente formula:

 

 

Articolo 4

Disposizioni finali

1. I corrispettivi erogati dal Gse ai sensi del presente decreto sono posti a carico del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, alimentato dalla componente tariffaria A3.

2. 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 inferiorea 18 mesi, il cui testo sarà predisposto dal Gse.

3. Resta ferma la facoltà dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas di effettuare ispezioni sugli impianti oggetto della risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6 di cui al presente decreto, anche dopo la risoluzione stessa, al fine di verificare, per gli anni trascorsi in vigenza della convenzione, il rispetto delle condizioni che hanno dato titolo alle tariffe Cip 6. A tal fine, il Gse inserisce nello schema di contratto di risoluzione delle convenzioni, preventivamente comunicato al Ministero dello sviluppo economico, una specifica clausola contrattuale per la salvaguardia degli eventuali effetti dei suddetti controlli.

4. Resta fermo quanto pr evisto dall'articolo 5, comma2, del decreto 2 dicembre 2009 in merito alla relazione annuale che il Gse presenta al Ministero dello sviluppo economico circa i risparmi effettivamente realizzati a seguito della risoluzione anticipata.

5. Con riferimento all'impianto di Sesca di proprietà di Elettra produzione Srl, il termine per la presentazione dell'istanza vincolante di risoluzione della convenzione Cip 6 e i tempi di efficacia della risoluzione sono definiti secondo quanto previsto all'articolo 2 del presente decreto. Si applicano, altresì, le disposizioni del presente decreto in materia di erogazione del corrispettivo Cfossili, di cui all'articolo 4, comma 4, del decreto 2 dicembre 2009, e di garanzie finanziarie. Restano ferme le modalità di calcolo dei corrispettivi spettanti per la risoluzione anticipata della convenzione Cip 6 ai sensi del decreto 2 agosto 2010,come modificato dal decreto 8 ottobre 2010, nonché le modalità di erogazione del corrispettivo C fossili, es di cui all'articolo 1, comma 3, del medesimo decreto.

6. Qualora il titolare della convenzione Cip 6 intenda mantenere in vigore il contratto in essere con il fornitore dei combustibili di processo o residui o recuperi di energia derivanti da attività industriali, il titolare, ai fini di cui all'articolo 3, comma 5 del decreto del Ministero dello sviluppo economico 2 dicembre 2009, può allegare alla comunicazione di cui all'articolo 2, comma 1, del presente decreto una dichiarazione unilaterale in tal senso.

7. Gli allegati 1 e 2 formano parte integrante del presente decreto.

8. Il presente decreto è inviato alla registrazione della Corte dei conti, è pubblicato nella Gazzetta ufficiale della Repubblica italiana e sul sito del Ministero dello sviluppo economico, ed entra in vigore il giorno successivo alla data di prima pubblicazione.

 

Roma, 23 giugno 2011.

Allegato 1

Numero di ore h di cui all'articolo 2, comma 3

Produttore Impianto Parametro h
Api energia Spa Falconara 8.583
Edison Spa Cet3 Piombino 8.186
Edison Spa Cet3 I Sezione 8.070
Edison Spa Cet3 II Sezione 8.056
Edison Spa Cet3 III Sezione 8.113
Elettra produzione Srl Servola 7.658
Italiana coke Srl Cairo 7.748
Isab energy Srl Priolo Gargallo 8.097
Sarlux Srl Sarroch 7.991

 

Allegato 2

Procedura per la valutazione degli oneri di cui all'articolo 2, comma 5

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/Cee 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 Cip 6 in essere, comprensividegli 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 r di cui all'articolo 3, comma 3 del decreto.

La valutazione degli oneri derivanti dalla convenzione Cip n. 6/92 è effettuata dal Gse esclusivamente 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 presente decreto. 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 ilcosto evitato di esercizio, manutenzione, e spese generali. Ai fini della determinazione dei costi associati al Cei, il valore 2010 della tariffa di riferimento Cei 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. L'ammontare associato al riconoscimento degli oneri derivanti dall'applicazione della direttiva 2009/29/Ce è calcolato perle quote necessarie alla copertura dell'intera produzione — stimata pari al prodotto tra il numero di ore h, come indicate nell'allegato 1 al presente decreto, e la potenza convenzionata netta moltiplicata per un prezzo convenzionale PEua — relativo ai titoli Eua — pari a 18 euro/tCO2, come assunto nella relazione tecnico-finanziaria al decreto-legge 20 maggio 2010, n. 72. I valori associati ai 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.

c) Rimborso dei Certificati verdi

Gli oneri associati al rimborso dei CV sono stati 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, posta pari a zero;

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 perla produzione annuale effettiva di energia elettrica degli impianti Iafr, differenziata per fonte, per cui sono stati emessi i certificati verdi nell'anno 2008, pari a 113,6 euro/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) dell'anno 2010 pari a 64,12 euro/MWh, aumentato del tasso di aggiornamento del 2% per gli anni successivi.

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 presente decreto, e la potenza convenzionata netta;

2. la quota percentuale d'obbligo prevista per l'annoinoggettoeincrementata di 0,75 punti percentuali annui in maniera costante finoal 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 annuinel periodo di vigenza della convenzione.

Tale voce di costo viene applicata esclusivamente agli impianti che nel 2009 non risultano cogenerativi ai sensi della delibera n. 42/02.

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. 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 presente decreto, 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.

La suddetta differenza percentuale è determinata, a partire dall'anno 2010, assumendo il valore del Cec a conguaglio per il 2009,di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 12 luglio 2010, pari a 67,2 euro/MWh e il prezzo delle singole zone per il 2010 determinato sulla base del valore medio degli ultimi tre anni del rapporto tra il prezzo zonale e Pun, normalizzato al valore del Pun per il 2010. La differenza è incrementata annualmente del tassod i aggiornamento del 2%.

In considerazione della progressiva entrata in esercizio degli interventi di sviluppo per il potenziamento della capacità di interconnessione tra le isole maggiori e il continente previsti dal gestore della rete di trasmissione nazionale, si considera un allineamento progressivo del prezzo zonale Mgp delle zone di mercato delle isole con il prezzo zonale delle zone di mercato del continente limitrofe alle isole. In particolare:

— a seguito della realizzazione dell'elettrodotto SA.PE.I, giàresooperativo, il prezzo Mgp della Sardegna viene considerato allineato con il prezzo della zona di mercato continentale confinante (Centro Sud) a partire dal 2012;

— come conseguenza dell'incremento della capacità ditrasportotrala Sicilia e il continente, attraverso la realizzazione di una nuova linea "Sorgente — Rizziconi" come previsto all'interno dei piani disviluppo pluriennali di Terna, il prezzo Mgp della Sicilia viene considerato allineato con il prezzo della zona di mercato continentale confinante (Sud) a partire dal 2014.

Allegato

Procedura per la valutazione degli oneri di cui all'articolo 2, comma 3 del Dm 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 é, 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.

Note redazionali

1

Il termine finale di presentazione delle istanze di risoluzione anticipata, fissato al 30 giugno 2012 dall'articolo 1, comma 1, Dm Sviluppo 7 gennaio 2012, è poi stato prorogato al 31 marzo 2013 dal Dm 28 giugno 2012, al 30 settembre 2013 dal Dm 29 marzo 2013 e infine al 30 settembre 2014 dal Dm 30 settembre 2013.

2

Il termine finale di presentazione delle istanze di risoluzione anticipata è stato prorogato al 30 settembre 2015 dall'articolo 1, comma 1, Dm 8 agosto 2014.