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Delibera Autorità energia 19 dicembre 2013, n. 607/2013/R/EEL

Aggiornamento 2014 delle tariffe e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione e modifiche e integrazioni a Tit, Time e Tic

Si rimanda alla delibera 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11, nel testo vigente e aggiornato

Questo provvedimento reca modifiche a:


Testo vigente oggi 18/04/2019

Autorità di regolazione per energia reti e ambiente - Arera (già Aeegsi)
(Pubblicata sul sito dell'Autorità il 20 dicembre 2013)

Aggiornamento per l'anno 2014 delle tariffe e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione e altre disposizioni relative all'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica. Modifiche e integrazioni a Tit, Time e Tic

L'Autorità per l'energia elettrica e il gas

Nella riunione del 19 dicembre 2013

Visti:

— la direttiva 2009/28/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/Ce e 2003/30/Ce (di seguito: direttiva 2009/28/Ce);

— la direttiva 2009/72/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/Ce;

— la direttiva 2012/27/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2012, sull'efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/Ce e 2010/30/Ue e abroga le direttive 2004/8/Ce e 2006/32/Ce (di seguito: direttiva 2012/27/Ce);

— la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge 481/1995);

— la legge 27 ottobre 2003, n. 290;

— la legge 23 agosto 2004, n. 239;

— la legge 3 agosto 2007, n. 125, di conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73;

— il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, come successivamente modificato e integrato (di seguito: Dlgs 79/1999);

— il decreto del Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato 25 giugno 1999 e s.m.i. (di seguito: decreto ministeriale 25 giugno 1999);

— il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004;

— il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (di seguito: Dlgs 28/2011);

— il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93;

— la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: Autorità) 11 aprile 2007, 88/07 (di seguito: deliberazione 88/07) ed il relativo allegato A-bis, approvato con deliberazione 2 agosto 2012, 339/2012/R/EEL;

— l'allegato C alla deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07 (di seguito: Tic 2008-2011), come successivamente modificato ed integrato;

— la deliberazione dell'Autorità 6 agosto 2008, ARG/elt 117/08, come successivamente modificata e integrata (di seguito: deliberazione 117/08);

— la deliberazione dell'Autorità 19 dicembre 2008, ARG/elt 188/08 (di seguito: deliberazione 188/08);

— la deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2009, ARG/elt 203/09 (di seguito: deliberazione ARG/elt 203/09);

— la deliberazione dell'Autorità 7 maggio 2010, ARG/elt 67/10, come successivamente modificata e integrata (di seguito: deliberazione ARG/elt 67/10);

— la deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 197/11 e in particolare l'allegato A, recante regolazione della qualità del servizio di trasmissione dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015, come successivamente modificato e integrato;

— la deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 199/11), recante disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione, ed in particolare l'allegato A (di seguito: Tit), l'allegato B (di seguito: Time) e l'allegato C (di seguito: Tic), come successivamente modificati e integrati;

— la deliberazione dell'Autorità 26 aprile 2012, 157/2012/R/EEL (di seguito: deliberazione 157/2012/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 19 luglio 2012, 294/2012/R/EEL (di seguito: deliberazione 294/2012/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 20 dicembre 2012, 565/2012/R/EEL (di seguito: deliberazione 565/2012/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 31 gennaio 2013, 40/2013/R/EEL;

— la deliberazione dell'Autorità 7 febbraio 2013, 43/2013/R/EEL (di seguito: deliberazione 43/2013/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 21 febbraio 2013, 66/2013/R/EEL (di seguito: deliberazione 66/2013/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 28 marzo 2013, 122/2013/R/EEL (di seguito: deliberazione 122/2013/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 16 maggio 2013, 204/2013/R/EEL (di seguito: deliberazione 204/2013/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 26 settembre 2013, 402/2013/R/COM (di seguito: deliberazione 402/2013/R/COM) ed il relativo allegato A (Tibeg);

— la deliberazione dell'Autorità 24 ottobre 2013, 469/2013/R/EEL (di seguito: deliberazione 469/2013/R/EEL);

— il documento per la consultazione 21 luglio 2011, 29/11 (di seguito: DCO 29/11);

— il documento per la consultazione 9 febbraio 2012, 37/2012/R/EEL (di seguito: documento per la consultazione 37/2012/R/EEL);

— il documento per la consultazione del 17 ottobre 2013, 455/2013/R/EEL (di seguito: documento per la consultazione 455/2013/R/EEL);

— la determinazione della Direzione infrastrutture, unbundling e certificazione 6 agosto 2013, 6/2013 — Diuc;

— le comunicazioni di Terna Spa 3 marzo 2009 (prot. Autorità A/10915 del 9 marzo 2009), 1 ottobre 2012 (prot. A/30375 del 3 ottobre 2012), 4 gennaio 2013 (prot. Autorità A/1261 del 7 gennaio 2013), 30 maggio 2013 (prot. Autorità A/20440 del 3 giugno 2013), 7 giugno 2013 (prot. Autorità A/21317 del 11 giugno 2013), 27 novembre 2013 (prot. Autorità A/37927 del 29 novembre 2013), 9 dicembre 2013 (prot. Autorità A/39051 del 9 dicembre 2013) e 18 dicembre 2013 (prot. Autorità A/40301 del 19 dicembre 2013);

— la comunicazione della Direzione infrastrutture 31 gennaio 2012 (prot. Autorità P/2741).

Considerato che:

— ai sensi dell'articolo 5 del Tit, ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), una tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di trasmissione i cui valori sono fissati nella tabella 1 del Tit;

— ai sensi dell'articolo 8 del Tit, ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), una tariffa obbligatoria fissata dall'Autorità a copertura dei costi relativi al servizio di distribuzione i cui valori sono fissati nella tabella 4 del Tit;

— ai sensi dell'articolo 31, del Tit, alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettera a), del Tit si applicano le tariffe D2 e D3, i cui valori sono rispettivamente fissati nelle tabelle 10 e 11 del Tit;

— le tariffe obbligatorie per il settore domestico D2 e D3, di cui al citato articolo 31 del Tit, devono garantire, in media, un gettito tariffario coerente con la tariffa obiettivo D1 di cui all'articolo 30 del Tit;

— l'articolo 11 del Tit disciplina, per il periodo 2012-2015, l'aggiornamento annuale delle componenti delle tariffe di riferimento e delle tariffe obbligatorie relative al servizio di distribuzione dell'energia elettrica;

— l'articolo 21 del Tit disciplina, per il periodo 2012-2015, l'aggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative al servizio di trasmissione dell'energia elettrica;

— l'articolo 12 del Time disciplina, per il periodo 2012-2015, l'aggiornamento annuale delle componenti tariffarie relative al servizio di misura dell'energia elettrica;

— l'impatto economico dell'aggiornamento delle componenti tariffarie della presente deliberazione si riflette sulla stima della variazione della spesa finale complessiva del cliente domestico tipo di cui alla determinazione del Direttore della Direzione Mercati, come pubblicata sul sito dell'Autorità a conclusione del processo di aggiornamento trimestrale delle condizioni economiche di (maggior) tutela;

— con deliberazioni 43/2013/R/EEL e 66/2013/R/EEL, l'Autorità ha approvato rispettivamente i progetti pilota relativi a sistemi di accumulo da realizzarsi sulla rete di trasmissione nazionale (di seguito: Rtn), rientranti nel programma di adeguamento dei sistemi di sicurezza e difesa 2012-2015, e i progetti pilota relativi a sistemi di accumulo da realizzarsi sulla Rtn, rientranti nel piano di sviluppo 2011 approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico.

Considerato che:

— il tasso di variazione medio annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, pari alla variazione media registrata dall'indice generale dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati esclusi i tabacchi, come rilevato dall'Istat, per il periodo giugno 2012-maggio 2013, rispetto ai dodici mesi precedenti, è stato accertato nella misura del 2,3%;

— il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi, pari alla variazione media registrata dall'indice del deflatore degli investimenti fissi lordi, come rilevato dall'Istat e pubblicato nel mese di ottobre 2013, relativi al periodo II trimestre 2012 — I trimestre 2013, rispetto ai quattro trimestri precedenti, è stato accertato nella misura del 1,40%;

— il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti, ai fini dell'aggiornamento annuale della quota parte dei corrispettivi tariffari a copertura dei costi operativi, secondo le disposizioni del Tit e del Time è pari, rispettivamente, al 2,8% per la distribuzione, al 3,0% per la trasmissione e al 7,1% per la misura.

Considerato che:

— il dato di preconsuntivo relativo all'anno 2013 del volume di energia elettrica soggetta all'applicazione del corrispettivo per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica CTR (articolo 16 del Tit), che risulta, ad oggi, pari a circa 245,8 TWh, ha fatto registrare una significativa diminuzione (circa il 7,1%) rispetto al volume di riferimento considerato ai fini del dimensionamento del corrispettivo tariffario CTR per l'anno 2013;

— i volumi di energia elettrica soggetti all'applicazione del corrispettivo CTR consuntivati negli ultimi dodici mesi disponibili (ottobre 2012-settembre 2013) si attestano ad un valore pari a circa 250,8 TWh;

— anche per l'anno 2014, permangono incertezze sul quadro economico generale che impattano anche sulla stima della domanda di energia elettrica per il medesimo anno, ma in una prospettiva di probabile graduale ripresa del ciclo economico;

— la società Terna Spa, nell'ambito dei dati e delle informazioni trasmesse ai sensi del comma 23.1 del Tit, ha comunicato, tra l'altro, quanto segue:

  • alcuni proprietari di reti di trasmissione diversi dal gestore del sistema di trasmissione hanno comunicato alcune rettifiche in merito agli incrementi patrimoniali di investimenti afferenti all'attività di trasmissione sostenuti negli anni 2004-2010, per un ammontare complessivo pari a circa 47,4 milioni di euro;
  • gli investimenti relativi ai progetti pilota per i sistemi di accumulo, relativi sia ai sistemi di sicurezza e difesa, sia alla Rtn, sostenuti nel corso dell'anno 2012, ai fini di un loro riconoscimento tariffario;

— il primo riconoscimento tariffario degli investimenti relativi ai progetti pilota per i sistemi di accumulo potrà avvenire a partire dalle tariffe dell'anno 2015 relativamente agli investimenti effettuati nell'ambito dei progetti pilota avviati ai sensi delle deliberazioni 43/2013/R/EEL e 66/2013/R/EEL.

Considerato che:

— con deliberazione ARG/elt 199/11, l'Autorità ha previsto che la tariffa applicata dal gestore del sistema di trasmissione nei punti di interconnessione con le reti di distribuzione abbia una struttura binomia (potenza/energia), rinviandone tuttavia, in ragione delle difficoltà operative emerse in sede di consultazione, la prima applicazione all'anno 2013;

— con deliberazione 565/2012/R/EEL l'Autorità, in sede di aggiornamento delle tariffe di trasmissione per l'anno 2013, ha confermato, anche per il 2013, la struttura monomia della tariffa di trasmissione, avviando contestualmente approfondimenti in merito alle criticità segnalate da Terna Spa in relazione alla possibilità di determinare in modo omogeneo e univoco la potenza disponibile nei punti di interconnessione;

— in esito a tali approfondimenti, l'Autorità, con il documento per la consultazione 455/2013/R/EEL, ha proposto:

  • il mantenimento, anche per i restanti anni del quarto periodo di regolazione (2014 e 2015), della struttura monomia della componente CTR, confermando contestualmente il meccanismo di garanzia dei ricavi della trasmissione di cui all'articolo 4 della deliberazione 188/08;
  • l'introduzione della componente Tras binomia per le tipologie di utenza di cui al comma 2.2, lettere h), i) e j), del Tit (di seguito: clienti in AT/AAT), sulla base del criterio di invarianza dei costi di trasmissione complessivamente attribuiti alla categoria di clienti AT/AAT, prevedendo in particolare che la componente in potenza (Trasp) sia definita in funzione della potenza impegnata dai medesimi clienti finali;
  • la conferma delle componenti Tras monomie applicate in acconto per gli anni 2012 e 2013;

— le osservazioni pervenute in esito alla consultazione hanno evidenziato una sostanziale condivisione delle proposte dell'Autorità, ad eccezione di quanto di seguito indicato:

  • un operatore ha manifestato preoccupazioni per le potenziali penalizzazioni derivanti dall'introduzione di una componente Tras binomia per quei clienti finali che hanno bassi fattori di utilizzo della potenza impegnata, quali ad esempio gli autoproduttori;
  • un altro operatore, oltre a condividere le proposte dell'Autorità per gli anni 2014 e 2015, ha evidenziato l'opportunità di procedere ai conguagli della componente Tras monomia applicata in acconto per gli anni 2012 e 2013;
  • il gestore del sistema di trasmissione ha evidenziato l'esigenza di ridurre la franchigia prevista dal meccanismo di garanzia dei ricavi di cui alla deliberazione 188/08 al fine di assicurare la medesima certezza dei ricavi che si sarebbe ottenuta con l'applicazione di una componente CTR binomia;

— con riferimento alle osservazioni pervenute, si osserva che:

  • l'introduzione della tariffa binomia consente di migliorare la cost reflectivity della struttura tariffaria, in quanto fornisce ai clienti finali i segnali di costo connessi all'effettivo impegno della rete;
  • la struttura tariffaria proposta per gli anni 2014 e 2015, che si inquadra in una logica generale di maggiore riflettività del costo, è differente dal punto di vista metodologico dal quadro originariamente previsto dal Tit e non è pertanto possibile prevederne la sua applicazione retroattiva per gli anni 2012 e 2013;
  • il meccanismo di garanzia dei ricavi di trasmissione di cui alla deliberazione 188/08, che prevede l'applicazione della franchigia pari a 0,5%, è risultato idoneo a garantire un adeguato bilanciamento tra gestore e clienti finali dei rischi legati all'oscillazione della domanda.

Considerato che:

— anche per l'anno 2012, come già nel precedente anno 2011, la società Terna Spa ha incluso, nell'ambito dei dati e delle informazioni trasmesse ai sensi del comma 23.1 del Tit, gli investimenti effettuati dalla società Terna Crna Gora d.o.o., società a responsabilità limitata di diritto montenegrino controllata dalla società Terna Spa, ai fini della realizzazione delle opere di interconnessione tra Italia e Montenegro;

— l'Autorità, con deliberazione 565/2012/R/EEL, in sede di aggiornamento delle tariffe di trasmissione per l'anno 2013, ha sospeso il riconoscimento degli investimenti effettuati dalla società Terna Crna Gora d.o.o., disponendo un supplemento di istruttoria in merito alla pertinenza di tali investimenti al servizio di trasmissione e alla loro ammissibilità alla remunerazione tariffaria; e che da tali approfondimenti è emerso quanto segue:

  • la regolazione tariffaria dell'Autorità remunera gli investimenti sulla Rtn, la quale, ai sensi dell'articolo 3, comma 7, del Dlgs 79/1999, nonché del decreto ministeriale 25 giugno 1999, è determinata e aggiornata dal Ministro dello Sviluppo Economico, sentiti l'Autorità e i soggetti interessati (su istanza di Terna); l'intervento di interconnessione tra Italia e Montenegro, oggetto degli investimenti effettuati dalla società Terna Crna Gora d.o.o., non risulta ancora incluso nell'ambito della RTN;
  • i lavori di realizzazione della predetta interconnessione sono previsti da un accordo intergovernativo concluso tra il Governo italiano e quello montenegrino in data 6 febbraio 2010 (di seguito: Accordo intergovernativo); tale accordo: (i) individua una serie di interventi da realizzare ai fini dell'interconnessione e (ii) prevede che le opere relative alla linea di interconnessione tra le stazioni italiana e montenegrina (c.d. Network Interconnection Link – di seguito: Nil) debbano essere realizzate da Terna come parte della Rtn;
  • quanto sopra comporta, innanzi tutto, che gli investimenti funzionali alle opere sul territorio montenegrino diverse dal Nil, se eventualmente realizzate da Terna Crna Gora d.o.o., non possano essere riconosciuti in tariffa;
  • quanto, invece, alle opere relative al Nil, se da un lato l'Accordo Intergovernativo impegna lo Stato italiano e le sue articolazioni, tra cui anche l'Autorità, a darvi attuazione, tuttavia, dall'altro lato, in assenza di un atto formale di recepimento legislativo di tale Accordo, nonché di un provvedimento ministeriale di aggiornamento della Rtn che includa anche il Nil, è da approfondire se l'Accordo intergovernativo costituisca titolo sufficiente per l'Autorità per riconoscere il relativo investimento nell'ambito dell'aggiornamento tariffario, alla stregua di un normale investimento di sviluppo della Rtn;

— con comunicazione 18 dicembre 2013, la società Terna Spa ha segnalato la disponibilità a valutare il trattamento con il regime degli interconnector di una porzione significativa dell'investimento di interconnessione con il Montenegro già in fase di realizzazione.

Considerato che:

— con deliberazione 188/08, l'Autorità ha introdotto il meccanismo di garanzia del livello di ricavo riconosciuto per il servizio di trasmissione per il periodo 2009-2011, a valere sul conto di cui al comma 47.1, lettera g), del Tit, alimentato dalla componente UC3 (di seguito: conto UC3); e che tale meccanismo, con le deliberazioni ARG/elt 199/11 e 565/2012/R/EEL, è stato prorogato anche per gli anni 2012 e 2013;

— con comunicazioni del 7 giugno 2013 e del 27 novembre 2013, Terna Spa ha segnalato criticità relative alla definizione del perimetro dei punti di interconnessione tra Rtn e reti di distribuzione a seguito dell'acquisizione da parte della società delle linee in AT di proprietà di ELAT; e che l'eventuale ridefinizione del perimetro ha effetti sull'applicazione della componente CTR e conseguentemente sulle partite economiche oggetto del meccanismo di garanzia dei ricavi per l'anno 2012;

— ai fini dell'applicazione del meccanismo di garanzia dei ricavi per l'anno 2012, i volumi di energia elettrica di cui all'articolo 16 del Tit, complessivamente fatturati nell'anno 2012, al netto dei volumi legati alla ridefinizione del perimetro dei punti di interconnessione tra la Rtn e le reti di distribuzione, risultano pari a 267.018.070.579 kWh;

— con deliberazione 157/2012/R/EEL, l'Autorità ha adeguato il livello di ricavo riconosciuto per il servizio di trasmissione per l'anno 2012 al fine di tenere conto dei costi associati alle reti di distribuzione acquisite da Terna Spa nel corso del 2010 ed incluse nel perimetro della Rtn, per un importo complessivamente pari a 3.154.256 euro, prevedendo che tale importo sia riconosciuto a Terna Spa nell'ambito del meccanismo di garanzia del livello dei ricavi riconosciuti;

— con comunicazione del 7 giugno 2013, Terna Spa ha segnalato che, per effetto di rettifiche di dati di fatturazione relativi agli anni 2009-2011 avvenute successivamente alla determinazione delle partite economiche a garanzia dei ricavi per i medesimi anni, si è determinato un maggior gettito complessivamente pari a 2.874.380,93 euro.

Considerato che:

— con deliberazione 469/2013/R/EEL, l'Autorità ha accertato lo stato di raggiungimento delle milestone previste per il primo semestre dell'anno 2013 e, verificando il superamento della soglia del 70% del valore convenzionale complessivo delle milestone previste per il primo semestre dell'anno 2013, ha disposto il riconoscimento dell'incentivazione all'accelerazione degli investimenti sulle immobilizzazioni in corso al 31 dicembre 2011 e al 31 dicembre 2012, a valere sulle tariffe di trasmissione relative all'anno 2014.

Considerato che:

— i commi 12.3 e 22.3 del Tit e 11.3 del Time, prevedono che il tasso di remunerazione del capitale investito relativo ai servizi di trasmissione, distribuzione e misura sia aggiornato ai fini della sua applicazione a valere dall'1 gennaio 2014 fino al 31 dicembre 2015, secondo quanto previsto dall'articolo 2 della deliberazione ARG/elt 199/11;

— ai fini della revisione di cui al precedente alinea, la medesima deliberazione ARG/elt 199/11 prevede:

a) al comma 2.1 che l'Autorità aggiorni il tasso di remunerazione del capitale investito netto relativo ai servizi di trasmissione, distribuzione e misura per tener conto della variazione del tasso di rendimento delle attività prive di rischio;

b) al comma 2.2, che il tasso di rendimento delle attività prive di rischio sia fissato pari alla media del periodo novembre 2012 — ottobre 2013 del rendimento lordo del BTP decennale benchmark, rilevato dalla Banca d'Italia.

Considerato che:

— nell'attuale periodo di regolazione, ai fini della determinazione dei parametri iniziali delle tariffe del servizio di distribuzione, i ricavi derivanti dai contributi da connessione a forfait (di seguito: contributi a forfait) sono stati portati in detrazione dai costi operativi riconosciuti;

— tale modalità di riconoscimento dei costi implica che le imprese distributrici coprano i propri costi operativi, in parte, con i ricavi tariffari perequati ed, in parte, con i ricavi derivanti da tali contributi a forfait;

— ai fini del trattamento dei contributi a forfait, già nell'ambito del procedimento propedeutico all'adozione della deliberazione ARG/elt 199/11, l'Autorità, nel DCO 29/11, aveva formulato due ipotesi alternative per il trattamento dei contributi di connessione, prevedendo:

a) in un caso il mantenimento della regolazione vigente nel terzo periodo di regolazione, che prevedeva la detrazione dei ricavi da contributi a forfait dai costi operativi e l'istituzione di uno specifico meccanismo facoltativo di perequazione a garanzia del ricavo da contributi a forfait analogo a quello previsto, per gli anni 2010 e 2011, dalla deliberazione ARG/elt 203/09;

b) in alternativa, la detrazione dei contributi da connessione (inclusi quelli a forfait) dal capitale investito, ad eccezione della quota ascrivibile alla copertura delle spese generali o delle spese amministrative, da continuare a scomputare dai costi operativi;

— in esito alle consultazioni, sebbene sia emersa una preferenza per l'ipotesi di cui alla lettera b) del precedente alinea, l'Autorità, in una logica di continuità e stabilità regolatoria, ed in considerazione del presumibile impatto sui livelli tariffari che l'adozione di tale ipotesi avrebbe potuto comportare, ha confermato sostanzialmente lo schema regolatorio in vigore nel periodo di regolazione 2008-2011;

— nel confermare lo schema regolatorio vigente l'Autorità, ritenendo che l'anno di riferimento per la determinazione dei costi riconosciuti (anno 2010) catturasse in maniera sufficiente gli effetti della crisi economica, non ha previsto l'istituzione di un meccanismo di garanzia dei ricavi da connessione;

— il peggioramento della crisi economica ha determinato una significativa contrazione delle richieste di connessioni e, conseguentemente, un non trascurabile scostamento tra il livello dei ricavi da connessione a forfait attesi e presi a riferimento nella determinazione delle tariffe e quelli effettivamente incassati a partire dall'anno 2012;

— al fine di contenere i rischi di mancata copertura dei costi operativi ed in considerazione dell'impatto derivante dalla modifica del tasso di remunerazione del capitale prevista dall'articolo 2 della deliberazione ARG/elt 199/11, con il documento per la consultazione 455/2013/R/EEL l'Autorità ha proposto, a partire dalle tariffe relative all'anno 2014, di:

a) modificare strutturalmente le modalità di determinazione dei costi riconosciuti prevedendo che i contributi a forfait siano portati in detrazione del capitale investito anziché dai costi operativi;

b) introdurre meccanismi di degrado di tutti i contributi pubblici e privati, attribuendo convenzionalmente detti contributi ai cespiti "linee BT" e "linee MT" e degradandone il valore sulla base della vita utile residua, calcolata assumendo una vita utile ai fini tariffari pari a 30 anni;

c) introdurre, per l'anno 2013, un meccanismo di garanzia dei ricavi da contributi a forfait, analogo ai meccanismi introdotti con la deliberazione ARG/elt 203/09;

— ai fini dell'aggiornamento per l'anno 2015 del valore del capitale investito netto e degli ammortamenti riconosciuti in tariffa, l'Autorità nel medesimo documento per la consultazione 455/2013/R/EEL ha proposto di:

a) acquisire dalle imprese distributrici le informazioni relative ai contributi pubblici e privati incassati, sia a preventivo sia a forfait, di competenza dell'anno 2013, con indicazione della quota dei medesimi contributi riferibile a ciascuno dei cespiti in relazione ai quali sono stati percepiti;

b) in relazione ai suddetti contributi, considerarne il valore netto (sulla base della vita utile ai fini tariffari, propria del/i cespite/i cui detti contributi si riferiscono) sia ai fini della remunerazione del capitale sia ai fini della determinazione degli ammortamenti;

c) proseguire il calcolo del degrado dei contributi pubblici e privati a preventivo e privati a forfait come determinati ai fini della determinazione delle tariffe per l'anno 2014;

— nel medesimo documento per la consultazione 455/2013/R/EEL l'Autorità ha inoltre proposto che la quota del 20% dei contributi da connessione a preventivo a copertura delle spese generali e delle spese amministrative continui ad essere portata in detrazione dal monte costi operativi da coprire mediante tariffa;

— in relazione alle proposte riportate ai precedenti alinea, le osservazioni pervenute hanno evidenziato una generale condivisione in relazione alle proposte di modifica del trattamento dei contributi a forfait, salvo alcune precisazioni relative agli aspetti applicativi illustrate di seguito;

— in relazione alla determinazione del monte contributi da portare in detrazione dal capitale investito e dagli ammortamenti riconosciuti in tariffa:

a) due tra le maggiori imprese distributrici hanno osservato che dovrebbero essere considerati i contributi a forfait effettivamente incassati a partire dall'anno 2012 poiché i contributi a forfait relativi agli anni 2010 e 2011 sono già stati destinati dalle imprese alla copertura dei costi operativi, per la quota non coperta tramite le tariffe;

b) un'associazione di categoria ha evidenziato che la detrazione dei contributi a forfait dal capitale investito debba essere effettuata a partire dall'aggiornamento tariffario per l'anno 2016, considerando i contributi incassati a partire dall'anno 2014;

— in relazione alle ipotesi relative al calcolo del degrado dei contributi, gli operatori che hanno partecipato alla consultazione hanno espresso generale condivisione della proposta dell'Autorità di attribuzione convenzionale del monte contributi ai cespiti "linee BT" e "linee MT";

— per gli anni successivi all'anno 2014, in relazione alle modalità di aggiornamento dei contributi da portare in detrazione del capitale investito, è stata espressa sostanziale preferenza verso formule di aggiornamento che prevedano che tutti i contributi pubblici e privati (sia a preventivo sia a forfait) siano sempre attribuiti convenzionalmente ai cespiti "linee MT" e "linee BT", in un'ottica di semplificazione e stabilità delle disposizioni regolatorie;

— con riferimento al trattamento della quota del 20% dei contributi a preventivo a copertura delle spese generali o amministrative, i partecipanti alla consultazione hanno espresso preferenza verso forme di trattamento omogenee con quelle adottate in relazione alla restante parte dei contributi;

— con riferimento al meccanismo di garanzia dei ricavi, le imprese distributrici partecipanti alla consultazione hanno osservato che l'applicazione di tale meccanismo non dovrebbe essere limitata all'anno 2013 ma estesa anche all'anno 2012 in considerazione del fatto che, anche in quell'anno i ricavi da contributi a forfait effettivamente incassati si sono mostrati sensibilmente inferiori a quelli attesi;

— in relazione al medesimo meccanismo di garanzia, un'associazione rappresentativa degli interessi dei clienti finali ha osservato che tale meccanismo non dovrebbe essere attivato in quanto trasla sui clienti finali gli effetti della crisi economica;

— ai sensi dell'articolo 34 del Tic, i contributi per il servizio di connessione sono aggiornati annualmente col meccanismo del price-cap, in coerenza con quanto previsto dal comma 11.1 del Tit, relativo all'aggiornamento della quota parte dei parametri tariffari a copertura dei costi operativi;

— la suddetta metodologia di aggiornamento è correlata alla convenzionale destinazione, ai fini tariffari, dei contributi a forfait alla copertura di una quota dei costi operativi delle imprese;

— tale meccanismo di aggiornamento dei corrispettivi per la connessione appare non più coerente con la nuova modalità di trattamento, ai fini tariffari, dei contributi a forfait;

— il superamento del meccanismo del price-cap ai fini dell'aggiornamento dei contributi per il servizio di connessione non determina un aumento dei costi riconosciuti alle imprese essendo controbilanciato da un ampliamento della "base imponibile" assoggettata all'applicazione del price-cap conseguente alla modifica del trattamento dei medesimi contributi a forfait.

Considerato che:

— con deliberazione ARG/elt 67/10, è stata introdotta la nozione di impianti di rete per la connessione temporanea di tipo permanente, definiti come impianti in media o bassa tensione, nella titolarità e disponibilità dell'impresa distributrice, localizzati permanentemente in un determinato sito e finalizzati alle attivazioni successive di più connessioni temporanee da parte di differenti richiedenti;

— in relazione a tali impianti di rete, la medesima deliberazione ARG/elt 67/10 prevede, tra l'altro, che:

a) i soggetti proprietari o aventi la disponibilità di aree attrezzate destinate a ospitare periodicamente spettacoli viaggianti e simili, manifestazioni e feste patronali, popolari, politiche, religiose, sportive, teatrali, riprese cinematografiche, televisive e simili, possano chiederne, ove non già esistente, la realizzazione;

b) nei casi di richieste di connessione temporanea che comportino un mero intervento di attivazione, qualunque sia il livello della potenza richiesta, siano addebitati al richiedente il corrispettivo in quota fissa per le operazioni di attivazione e disattivazione a seguito di morosità, di cui alla Tabella 8, lettera a) del Tic 2008-2011, e il corrispettivo in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi, di cui alla Tabella 2 del Tic 2008-2011;

— l'applicazione delle condizioni richiamate alla lettera b) del precedente alinea, implica che sia stata data attivazione alla realizzazione di impianti di rete per la connessione temporanea di tipo permanente;

— in relazione all'esigenza di consentire tempi adeguati per la predisposizione dei richiamati impianti di rete per la connessione, la medesima deliberazione ARG/elt 67/10, per i soggetti richiedenti connessioni temporanee relative a spettacoli viaggianti, manifestazioni e feste patronali, popolari, politiche, religiose, sportive, teatrali, riprese cinematografiche, televisive e simili, prevede l'applicazione del solo corrispettivo in quota fissa per le operazioni di attivazione e disattivazione a seguito di morosità e il corrispettivo in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi (di seguito: regime agevolato), transitoriamente fino al 31 dicembre 2012;

— con deliberazione 294/2012/R/EEL, il regime agevolato di cui al precedente alinea, è stato esteso altresì ai soggetti richiedenti connessioni temporanee destinate ad usi domestici;

— ai sensi dell'articolo 6 della deliberazione 565/2012/R/EEL, tale regime agevolato è stato prorogato fino al 31 dicembre 2013;

— la realizzazione di impianti di rete di tipo permanente per l'alimentazione di punti di prelievo destinati a connessioni temporanee risulta non aver avuto ancora lo sviluppo atteso;

— in conseguenza di quanto indicato nel precedente alinea, un numero significativo di richieste di connessione temporanea relative a spettacoli viaggianti risulterebbe ad oggi ricadere nella tipologia disciplinata dall'articolo 20 del Tic, con applicazione di corrispettivi più elevati;

— l'Autorità sta effettuando le necessarie analisi e valutazioni al fine di presentare, come anticipato nel documento per la consultazione 37/2012/R/EEL, una segnalazione al Parlamento e al Governo in materia di estensione dei meccanismi di tutela previsti per le famiglie in stato di disagio economico a beneficio delle utenze per usi domestici con connessioni temporanee, con particolare riferimento a quelle utenze che per ragioni di natura storica e culturale vivono in installazioni mobili e precarie.

Considerato che:

— il comma 2.2, lettera c), del Tit prevede che le utenze relative a pompe di calore, anche di tipo reversibile, per il riscaldamento degli ambienti nelle abitazioni, quando l'alimentazione sia effettuata in punti di prelievo distinti rispetto a quelli relativi alle utenze di cui al comma 2.2, lettera a), del Tit, siano regolate con contratti per utenze in bassa tensione diverse da utenze domestiche e di illuminazione pubblica;

— il Titolo 3, della Parte II, del Tit disciplina i corrispettivi applicati alle utenze domestiche in bassa tensione per la remunerazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura di energia elettrica e identifica come:

a) D1 la tariffa di riferimento, riflessiva degli effettivi costi del servizio, oggi non applicabile ad alcuna utenza;

b) D2 e D3 le tariffe da applicare per l'alimentazione di applicazioni rispettivamente nella residenza anagrafica del cliente nei quali siano previsti impegni di potenza fino a 3 kW e nelle altre utenze domestiche;

— con deliberazione 204/2013/R/EEL, l'Autorità ha avviato un procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per le utenze domestiche in bassa tensione, nonché di revisione dell'articolazione delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del sistema elettrico, finalizzato agli obiettivi generali di allineamento delle tariffe ai costi, utilizzo razionale delle risorse e promozione delle iniziative di efficienza energetica e di sviluppo delle fonti rinnovabili;

— la medesima deliberazione 204/2013/R/EEL prevede altresì che, nell'ambito del medesimo procedimento di cui al precedente alinea, possano essere attivate misure specifiche già a partire dall'anno 2014, in modo da dare graduale attuazione agli obiettivi delineati, nelle more della definizione della regolamentazione tariffaria per il prossimo periodo di regolazione;

— ai sensi di quanto disposto dalla direttiva 2009/28/Ce e dal Dlgs 28/2011 di recepimento della stessa in Italia, la diffusione delle pompe di calore a livello residenziale e terziario potrebbe consentire di cogliere al contempo obiettivi significativi di efficienza energetica e di utilizzo di fonti rinnovabili;

— l'efficienza energetica complessiva di una soluzione di riscaldamento domestico basata sull'utilizzo di una pompa di calore può ritenersi garantita solo laddove questa non venga utilizzata ad integrazione di altri sistemi ma costituisca l'unico sistema di riscaldamento presente nell'abitazione di residenza abituale;

— stanti le caratteristiche climatiche del territorio italiano, le prestazioni energetiche medie dell'attuale parco edilizio e le prestazioni medie delle attuali pompe di calore elettriche disponibili sul mercato residenziale, laddove queste vengano utilizzate come unico sistema di riscaldamento in abitazioni utilizzate con continuità, quali quelle di residenza, i consumi e le potenze elettriche di un'abitazione possono risultare sensibilmente più alti della media;

— ai sensi della direttiva 2012/27/Ce nelle tariffe per i servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica devono essere eliminati gli incentivi che pregiudichino l'efficienza generale (ivi compresa l'efficienza energetica) della produzione, trasmissione, distribuzione e fornitura di energia elettrica e di quelli che potrebbero ostacolare la partecipazione della domanda ai mercati elettrici;

— l'esistente struttura progressiva dei corrispettivi tariffari in funzione dei consumi, che caratterizza le forniture dei clienti domestici ai quali sono applicate le tariffe D2 o D3, tende a sfavorire l'utilizzo dell'energia elettrica per usi termici anche laddove vengano utilizzati dispositivi energeticamente efficienti, costituendo pertanto un ostacolo allo sviluppo dell'efficienza energetica da eliminare ai sensi di quanto indicato al precedente alinea;

— la progressiva convergenza verso la tariffa unica D1 allineata ai costi, auspicata dal procedimento avviato con deliberazione 204/2013/R/EEL, potrebbe rendere in prospettiva superabile l'attuale disposizione che prevede l'allacciamento della pompa di calore ad un punto di consegna separato come requisito imprescindibile per poter ottenere l'applicazione di una tariffa con struttura non progressiva.

Considerato, infine, che:

— in relazione alla formulazione della perequazione dei costi di trasmissione di cui all'articolo 35 del Tit, talune imprese distributrici hanno segnalato la presenza di un errore materiale nella definizione dell'elemento Rm,t,Tras;

— in relazione alla valorizzazione dell'integrazione dei ricavi di misura a copertura del costo residuo non ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici, di cui all'articolo 15 del Time (di seguito: integrazione dei ricavi di misura), talune imprese distributrici hanno segnalato la presenza di un errore materiale nella definizione dell'elemento QRESm,t, di cui al comma 15.2 del Time;

— il comma 15.7 del Time prevede che le imprese che abbiano richiesto ed ottenuto il versamento dell'integrazione dei ricavi di misura spettante in un'unica soluzione ai sensi del comma 15.4 del Time siano tenute al versamento annuale alla Cassa conguaglio per il settore elettrico (di seguito: Cassa) dell'importo QRESm,t, con le medesime tempistiche previste per il meccanismo di perequazione dei ricavi di misura per i punti di prelievo in bassa tensione, di cui all'articolo 14 del Time; e che tali tempistiche non appaiono coerenti con quelle previste ai fini dell'erogazione annuale dell'integrazione di cui al comma 15.2 del Time;

— con deliberazione 402/2013/R/COM l'Autorità ha approvato il Testo integrato delle modalità applicative dei regimi di compensazione della spesa sostenuta dai clienti domestici disagiati per le forniture di energia elettrica e gas naturale affinché entri in vigore a partire dall'1 gennaio 2014, abrogando contestualmente la deliberazione 117/08;

— il comma 9.1 dell'allegato A-bis della deliberazione 88/07 prevede che, entro il 30 novembre di ciascun anno, con riferimento all'anno successivo, i gestori di rete pubblichino e trasmettano all'Autorità il corrispettivo di cui al comma 4.3 del medesimo allegato A-bis, unitamente alle modalità e alle condizioni per la sua determinazione;

— con deliberazione 122/2013/R/EEL, l'Autorità ha rinviato la determinazione delle tariffe di riferimento di cui al comma 7.1 del Tit, per gli anni 2012 e 2013, per le imprese riportate nella Tabella A, allegata al medesimo provvedimento, al fine di effettuare adeguati approfondimenti istruttori; e che tali approfondimenti istruttori sono tuttora in fase di svolgimento.

Ritenuto opportuno:

— ai sensi di quanto previsto dal comma 12.3 del Tit, con riferimento al servizio di distribuzione dell'energia elettrica, fissare il tasso di remunerazione del capitale investito da applicarsi nel periodo 1 gennaio 2014-31 dicembre 2015 in misura pari al 6,4%;

— ai sensi di quanto previsto dal comma 22.3 del Tit, con riferimento al servizio di trasmissione dell'energia elettrica, fissare il tasso di remunerazione del capitale investito da applicarsi nel periodo 1 gennaio 2014-31 dicembre 2015 in misura pari a 6,3%;

— ai sensi di quanto previsto dal comma 11.3 del Time, con riferimento al servizio di misura dell'energia elettrica, fissare il tasso di remunerazione del capitale investito da applicarsi nel periodo 1 gennaio 2014-31 dicembre 2015 in misura pari al 6,4%;

— ai sensi dei commi 12.2 e 22.2 del Tit e del comma 11.2 del Time, ai fini della sterilizzazione del lag regolatorio, riconoscere agli investimenti effettuati successivamente al 31 dicembre 2011 una maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito in misura pari all'1%.

Ritenuto opportuno:

— ai fini dell'aggiornamento della componente CTR per l'anno 2014, rideterminare i volumi di riferimento assumendo i dati di consuntivo relativi agli ultimi dodici mesi disponibili;

— rettificare, ai fini della determinazione della tariffa per l'anno 2014 e per gli anni successivi, i dati degli investimenti relativi al servizio di trasmissione al fine di tener conto degli investimenti realizzati dai proprietari di reti di trasmissione diversi dal gestore del sistema di trasmissione negli anni 2004-2010;

— prevedere l'introduzione, a partire dall'anno 2014, di una componente Tras binomia per i clienti in AT/AAT, confermando il mantenimento, della struttura monomia della componente CTR;

— in assenza dell'introduzione della componente CTR binomia, confermare, in un'ottica di stabilità regolatoria, il meccanismo di garanzia dei ricavi della trasmissione di cui all'articolo 4 della deliberazione 188/08, applicato transitoriamente per gli anni 2012 e 2013, anche per gli anni 2014 e 2015;

— in conseguenza di quanto prospettato nei due precedenti alinea, provvedere ad adeguare le disposizioni del Tit;

— ai fini della determinazione del tasso di variazione atteso dei volumi di servizio a livello nazionale, rilevanti ai fini della determinazione dei corrispettivi applicati ai clienti finali per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura, tenere conto della stima dei volumi erogati per l'anno 2013 basata sui dati preconsuntivi forniti dalle principali imprese del settore e, con particolare riferimento ai volumi di energia elettrica, dei più recenti dati disponibili di stima circa l'andamento della domanda per l'anno 2014;

— procedere all'aggiornamento, per l'anno 2014:

a) della componente CTR di cui all'articolo 16 del Tit;

b) della componente Tras di cui all'articolo 5 del Tit, relativa alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), del Tit;

c) delle tariffe obbligatorie per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica di cui all'articolo 8 del Tit, relative alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), del Tit;

d) della tariffa per il servizio di misura di cui all'articolo 8 del Time relativa alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a j), del Tit;

e) della tariffa obiettivo D1 di cui all'articolo 30 del Tit e, coerentemente, delle tariffe D2 e D3 di cui all'articolo 31 del medesimo Tit, per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica relative alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettera a), del Tit.

Ritenuto, inoltre, che:

— l'Accordo intergovernativo impegni l'Autorità a farsi parte attiva ai fini della sua attuazione, seppure in autonomia di giudizio e con indipendenza di valutazione per quanto di sua competenza;

— peraltro, stante l'attuale situazione di incertezza del quadro normativo sopra rappresentata, sussistano i presupposti per richiedere un parere al Consiglio di Stato se l'Accordo Intergovernativo costituisca titolo sufficiente per l'Autorità a riconoscere gli oneri connessi alla realizzazione delle opere del NIL situate oltre i confini nazionali;

— sia opportuno, al fine di dare effettiva attuazione a quanto previsto nell'Accordo intergovernativo, riconoscere a Terna gli investimenti afferenti al Nil, ivi inclusi gli interventi realizzati dalla società Terna Crna Gora d.o.o., attraverso una maggiorazione specifica della componente UC3, risolutivamente condizionando l'efficacia di tale riconoscimento all'eventuale parere negativo da parte del Consiglio di Stato sulla questione riportata al precedente alinea.

Ritenuto opportuno:

— determinare le partite economiche a garanzia dei ricavi riconosciuti per il servizio di trasmissione per l'anno 2012, in misura complessivamente pari a 131.455.230 euro, inclusivo dell'ammontare relativo alla modifica del perimetro della Rtn e delle rettifiche dei dati di fatturazione, dando mandato alla Cassa affinché provveda, entro 60 giorni dalla data di pubblicazione del presente provvedimento, all'erogazione delle relative partite economiche, ponendo tali oneri in capo al conto UC3;

— disporre che entro il 31 gennaio 2014 le società Terna Spa e Enel distribuzione Spa trasmettano congiuntamente una proposta per il superamento delle criticità relative all'individuazione del perimetro dei punti di interconnessione tra Rtn e reti di distribuzione e all'applicazione della componente CTR, supportata da una specifica nota tecnica illustrativa;

— riconoscere l'incentivazione all'accelerazione degli investimenti sulle immobilizzazioni in corso al 31 dicembre 2011 e al 31 dicembre 2012 relative alla tipologia I=3.

Ritenuto opportuno:

— con riferimento alle modalità di trattamento dei contributi a forfait, dare corso alle proposte illustrate nel DCO 29/11 e riprese nel documento per la consultazione 455/2013/R/EEL, prevedendo che, ai fini dell'aggiornamento delle tariffe per l'anno 2014 :

a) siano portati in detrazione del capitale investito i contributi a forfait incassati nell'anno 2012, in modo da consentire un trattamento dei contributi, sotto il profilo temporale, coerente con il trattamento riservato agli incrementi patrimoniali;

b) detti contributi siano considerati al loro valore lordo ai fini della remunerazione del capitale investito e che la relativa quota di ammortamento sia portata in diminuzione degli ammortamenti riconosciuti, in analogia con il trattamento tariffario riservato agli incrementi patrimoniali entrati in esercizio nel medesimo anno;

c) detti contributi siano attribuiti convenzionalmente ai cespiti "linee BT" e "linee MT" e che il degrado sia effettuato in base alla vita utile residua, calcolata assumendo una vita utile ai fini tariffari pari a 30 anni;

— ai fini dell'aggiornamento per gli anni successivi all'anno 2014:

a) prevedere che i contributi pubblici e privati, sia a preventivo sia a forfait, di competenza dell'anno t-2, siano convenzionalmente attribuiti ai cespiti "linee BT" e "linee MT", al fine di contenere l'onerosità amministrativa;

b) con riferimento alla remunerazione del capitale, nonché alla determinazione degli ammortamenti riconosciuti, omogeneizzare il trattamento di detti contributi con quello riservato agli incrementi patrimoniali;

— non modificare il trattamento della quota del 20% dei contributi a preventivo a copertura delle spese generali e delle spese amministrative rispetto a quanto previsto dall'attuale regolazione tariffaria, tenuto conto della natura di tale quota di ricavo;

— al fine di contemperare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con la tutela dei clienti finali e la certezza del sistema tariffario, come previsto all'articolo 1 della legge 481/1995:

a) introdurre, limitatamente all'anno 2013, un meccanismo di garanzia dei ricavi da contributi a forfait, analogo ai meccanismi introdotti, con riferimento agli anni 2010 e 2011, con la deliberazione ARG/elt 203/09;

b) non dare corso alla richiesta di attivazione del meccanismo di garanzia di cui alla precedente lettera a) anche per l'anno 2012, al fine di non introdurre elementi di retroattività in relazione a partite economiche riferite ad anni completamente trascorsi;

— in ragione del diverso trattamento, ai fini tariffari, dei ricavi da contributi a forfait prevedere che, per la restante parte dell'attuale periodo di regolazione, i corrispettivi relativi alle connessioni a forfait previsti dal Tic non siano più aggiornati con il meccanismo del price-cap.

Ritenuto che:

— allo scopo di rimuovere ostacoli di natura tariffaria alla diffusione di elettrotecnologie energeticamente efficienti, sia opportuno avviare, a partire dal terzo trimestre 2014, una sperimentazione tariffaria su scala nazionale, consentendo l'adozione volontaria della tariffa D1 da parte dei clienti domestici residenti che utilizzino le pompe di calore come unica soluzione per soddisfare i propri fabbisogni di riscaldamento;

— nell'ambito della sperimentazione tariffaria di cui al precedente alinea:

a) non sia necessario prevedere l'obbligatorietà dell'allacciamento della pompa di calore ad un punto di prelievo distinto da quello utilizzato per le altre applicazioni;

b) sia opportuno monitorare i consumi con elevato livello di dettaglio in modo da raccogliere elementi utili per i procedimenti di revisione delle tariffe applicabili a partire dal prossimo periodo di regolazione;

— sia opportuno avviare una consultazione pubblica nel corso del primo trimestre 2014, allo scopo di definire nel dettaglio i criteri di individuazione dei clienti che potranno beneficiare di tale sperimentazione tariffaria, i criteri di calcolo delle aliquote relative alle componenti degli oneri generali di sistema applicate ai clienti interessati dalla suddetta sperimentazione nonché le modalità del monitoraggio dei consumi;

— sia opportuno prevedere che la sperimentazione abbia termine alla conclusione del corrente periodo di regolazione e che, nell'ambito della consultazione di cui al precedente alinea, sia opportuno identificare altresì:

a) le modalità con cui evitare che la partecipazione alla sperimentazione possa dar luogo a comportamenti opportunistici in relazione al vantaggio di usufruire di una tariffa non progressiva;

b) le modalità con cui fornire ai clienti che partecipano alla sperimentazione le condizioni di certezza necessarie per adottare scelte di investimento nei sistemi di riscaldamento sostenibili anche una volta terminata la sperimentazione;

— sia necessario definire con successivo provvedimento, da adottarsi entro il 30 aprile 2014, i criteri di calcolo delle aliquote relative alle componenti degli oneri generali di sistema che dovranno essere applicate ai clienti interessati dalla suddetta sperimentazione.

Ritenuto opportuno:

— sanare l'errore materiale rilevato nella definizione dell'elemento Rm,t,Tras di cui al comma 35.1 del Tit;

— modificare il Tit al fine di tenere conto delle disposizioni della deliberazione 402/2013/R/COM;

— sanare l'errore materiale rilevato nella definizione dell'elemento QRESm,t, di cui al comma 15.2 del Time;

— rendere coerenti le tempistiche previste per l'erogazione dell'integrazione di cui al comma 15.2 del Time con quelle relative alla restituzione dell'importo QRESm,t, di cui al comma 15.7 del medesimo Time;

— ai fini di quanto previsto al precedente alinea omogeneizzare, a partire dall'anno 2013, le cadenze di versamento dell'importo QRESm,t di cui al comma 15.7 del Time con quelle previste in relazione ai meccanismi di perequazione generale di cui alla Parte III del Tit (di seguito: perequazione generale);

— con riferimento all'anno 2012, introdurre disposizioni specifiche relativamente alle tempistiche di versamento dell'importo QRESm,t, non essendo possibile, per il medesimo anno, avvalersi delle tempistiche previste per la perequazione generale, essendone già decorsi i relativi termini;

— prevedere la proroga al 31 dicembre 2014 del regime transitorio attualmente disciplinato dal comma 3.1 della deliberazione ARG/elt 67/10, come esteso con la deliberazione 294/2012/R/EEL;

— in attesa che siano completati gli approfondimenti istruttori nei confronti delle imprese distributrici riportate nella Tabella A allegata alla deliberazione 122/2013/R/EEL, fissare al 31 marzo 2014 il termine di cui al comma 2.2 della medesima deliberazione;

— prorogare al 31 marzo 2014, il termine previsto dal comma 9.1 dell'allegato A-bis alla deliberazione 88/07;

— porre in capo al conto UC3, di cui al comma 47.1, lettera g), l'onere connesso agli investimenti afferenti al NIL situati al di fuori del territorio italiano individuando separatamente la quota parte della componente a tal fine dedicata;

— prevedere che la Cassa, con cadenza bimestrale, eroghi a Terna il gettito derivante dalla maggiorazione specifica della componente UC3, dimensionata sulla base dei costi riconosciuti afferenti alle opere del NIL situate al di fuori del territorio italiano

Delibera

Articolo 1

Aggiornamento per l'anno 2014 dei corrispettivi per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione

1.1 Le tabelle 1, 4, 7, 8, 9, 10 e 11 dell'allegato n. 1 del Tit, sono sostituite con le tabelle con medesima numerazione di cui all'allegato Tabelle Tit 2014, approvato con il presente provvedimento.

1.2 Le tabelle da 1 a 10 dell'allegato n. 1 del Time, sono sostituite con le tabelle con medesima numerazione di cui all'allegato Tabelle Time 2014, approvato con il presente provvedimento.

1.3 Per l'anno 2014, sono confermati i corrispettivi di cui alle tabelle da 1 a 8 del Tic approvati con deliberazione 565/2012/R/EEL.

Articolo 2

Meccanismo di integrazione dei ricavi di trasmissione per l'anno 2012

2.1 Le partite economiche a garanzia dei ricavi relativi al servizio di trasmissione riconosciuti per l'anno 2012 sono determinate in misura pari a 131.455.230 euro, inclusive dell'ammontare delle rettifiche dei dati di fatturazione relative agli anni 2009-2011 e dell'ammontare di cui all'articolo 1 della deliberazione 157/2012/R/EEL relativo all'adeguamento dei ricavi di trasmissione dell'anno 2012 per effetto dell'inclusione di reti di distribuzione nel perimetro della Rtn.

2.2 La Cassa provvede ad erogare alla società Terna Sa l'ammontare di cui al precedente comma 2.1, entro 60 (sessanta) giorni dalla data di pubblicazione del presente provvedimento.

Articolo 3

Riconoscimento degli investimenti afferenti all'intervento di interconnessione Italia-Balcani situati al di fuori del territorio italiano

3.1 La componente UC3, per tutte le tipologie di utenza, è maggiorata dell'elemento UC3NIL che, per l'anno 2014, assume valore pari a 0,001 centesimi di euro/kWh.

3.2 La Cassa provvede a determinare ed erogare alla società Terna Spa, entro 90 (novanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito associato all'elemento UC3NIL di cui al precedente comma 3.1 in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo.

3.3 Entro il medesimo termine di cui al comma 3.2 la Cassa comunica all'Autorità il gettito associato all'elemento UC3NIL erogato alla società Terna Spa.

3.4 Il gettito annuale complessivamente erogato alla società Terna Spa ai sensi del comma 3.2 è considerato ai fini dell'applicazione del meccanismo di garanzia dei ricavi di cui al comma 16.3 del Tit.

Articolo 4

Modificazioni e integrazioni dell'allegato A (Tit) alla deliberazione ARG/elt 199/11

4.1 Sono approvate le seguenti modifiche e integrazioni all'allegato A della deliberazione ARG/elt 199/11:

a) al comma 1.1, le definizioni "componente Ctre" e "componente Ctrp" sono sostituite dalla seguente definizione:

"componente CTR è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale per le imprese distributrici;";

b) al comma 1.1, dopo la definizione di "punto di interconnessione di emergenza", è inserita la seguente definizione:

"punto di interconnessione virtuale alla Rtn è un punto di connessione di un impianto di produzione di energia elettrica ad una rete di distribuzione in alta tensione;";

c) al comma 1.1, la definizione "deliberazione ARG/elt 117/08 è la deliberazione dell'Autorità 6 agosto 2008, ARG/elt 117/08, come successivamente modificata e integrata" è soppressa;

d) al comma 1.1, dopo la definizione di "Tiqe 2012-2015" è inserita la seguente definizione:

"Tibeg è il testo integrato delle modalità applicative dei regimi di compensazione della spesa sostenuta dai clienti domestici disagiati per le forniture di energia elettrica e gas naturale, approvato con deliberazione 402/2013/R/COM;";

e) all'articolo 5, dopo il comma 5.2, è inserito il seguente comma:

"5.3 A decorrere dall'anno 2014, ciascuna impresa distributrice comunica all'Autorità, entro il 30 settembre di ciascun anno, i dati mensili dei prelievi e della potenza impegnata relativi a ciascuna delle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da h) a j), che rilevano ai fini dell'applicazione della componente Trasp di cui al comma 5.2, lettera b), del Tit.";

f) al comma 11.8 del Tit prima delle parole "Ai fini di quanto previsto al comma 11.6, lettera d) e al comma 11.7, lettera d)", sono aggiunte le parole "Per gli anni 2012 e 2013,".

g) dopo il comma 11.9 è aggiunto il seguente comma:

"11.10 Per gli anni 2014 e 2015, ai fini di quanto previsto al comma 11.3, lettere c) e d) e al comma 11.4, lettera c), oltre ai contributi di cui al comma 11.5, sono portati in detrazione dal valore lordo dell'investimento anche i contributi a forfait di cui alle tabelle 1, 3, 4, 5 e 6 del Tic.";

h) dopo il comma 11.10 è inserito il seguente comma:

"11.11 Per gli anni 2014 e 2015, ai fini di quanto previsto al comma 11.6, lettera d) e al comma 11.7, lettera d), sono riconosciute ai fini tariffari quote di ammortamento, per un periodo pari alla durata convenzionale stabilita nella tabella 6, al netto delle quote di ammortamento dei contributi, a qualunque titolo percepiti, calcolate assumendo convenzionalmente una vita utile ai fini tariffari pari a 30 anni.";

i) il comma 16.1 è sostituito dal seguente comma:

"16.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale riconosce al gestore del sistema di trasmissione un corrispettivo determinato applicando la componente CTR, espressa in centesimi di euro/kWh, fissata nella tabella 7, alla somma:

a) dell'energia elettrica netta prelevata dall'impresa medesima dalla rete di trasmissione nazionale;

b) dell'energia elettrica netta immessa nella rete dell'impresa medesima nei punti di interconnessione virtuale alla Rtn, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione individuato dalla normativa vigente.";

j) il comma 16.2 è soppresso;

k) all'articolo 16, dopo il comma 16.2, è inserito il seguente comma:

"16.3 In ciascun anno del periodo di regolazione, qualora, rispetto ai volumi di energia elettrica presi a riferimento per la determinazione della componente CTR di cui al comma 16.1 nell'anno medesimo, a consuntivo si registrino variazioni eccedenti, in più o in meno, la franchigia dello 0,5%, il maggiore o minore ricavo tariffario derivante dal superamento di detta franchigia è posto in capo al conto di cui al comma 47.1, lettera g), alimentato dalla componente UC3.";

l) al comma 20.1, lettera a), le parole "la componente CTRPdD, espressa in centesimi di euro/kW" sono sostituite dalle parole "la componente CTRPdD, espressa in centesimi di euro/kWh" e le parole "alla potenza disponibile nei punti di interconnessione di cui al comma 16.1" sono sostituite con le parole "all'energia elettrica di cui al comma 16.1";

m) al comma 20.1, lettera b), le parole "la componente CTRPremium, espressa in centesimi di euro/kW" sono sostituite dalle parole "la componente CTRPremium, espressa in centesimi di euro/kWh" e le parole "alla potenza disponibile nei punti di interconnessione di cui al comma 16.1" sono sostituite con le parole "all'energia elettrica di cui al comma 16.1";

n) al comma 21.1 le parole "la quota parte delle componenti CTRP e CTRE" sono sostituite dalle parole "la quota parte della componente CTR";

o) al comma 21.4 le parole "la quota parte della componente CTRP di cui all'articolo 16, nonché delle componenti CTRPPdD e CTRPPremium di cui all'articolo 20," sono sostituite dalle parole "la quota parte della componente CTR di cui all'articolo 16, nonché delle componenti CTRPdD e CTRPremium di cui all'articolo 20,";

p) al comma 21.6 le parole "la quota parte della componente CTRP di cui all'articolo 16, nonché della componente CTRPPdD di cui all'articolo 20," sono sostituite dalle parole "la quota parte della componente CTR di cui all'articolo 16, nonché della componente CTRPdD di cui all'articolo 20,"

q) al comma 21.8 le parole "dalle componenti tariffarie CTRP e CTRE" sono sostituite dalle parole "dalla componente tariffaria CTR";

r) al comma 40.4, lettera b), le parole "ai sensi della deliberazione ARG/elt 117/08" sono sostituite con le parole ",in relazione alle forniture di energia elettrica, ai sensi del Tibeg";

s) al comma 54.2, la lettera a) è sostituita dalla seguente lettera:

"a) al meccanismo di penalità ai sensi dell'articolo 29;";

t) al comma 54.2, dopo la lettera b), sono aggiunte le seguenti lettere:

"c) alla copertura degli oneri di cui all'articolo 3 della deliberazione 19 dicembre 2013 607/2013/R/EEL;

d) al meccanismo di garanzia del livello di ricavo riconosciuto per il servizio di trasmissione di cui al comma 16.3.";

u) al comma 70.8, le parole "di cui al comma 2.1 dell'allegato A alla deliberazione ARG/elt 117/08." sono sostituite con le parole "della spesa per la fornitura di energia elettrica di cui al comma 2.1 del Tibeg.".

Articolo 5

Modificazioni e integrazioni dell'allegato C (Tic) alla deliberazione ARG/elt 199/11

5.1 Sono approvate le seguenti modificazioni e integrazioni all'Allegato C della deliberazione ARG/elt 199/11:

a) al comma 34.1, le parole "nel periodo 2012-2015" sono sostituite con le parole "per gli anni 2012 e 2013";

b) dopo il comma 34.1, è inserito il seguente comma:

"34.2 Per gli anni 2014 e 2015 sono confermati i valori dei contributi riportati nelle tabelle da 1 a 8 del presente allegato in vigore nell'anno 2013.".

Articolo 6

Meccanismo di integrazione dei ricavi da contributi di connessione a forfait per l'anno 2013

6.1 A valere per l'anno 2013 è istituito il meccanismo facoltativo di integrazione dei ricavi da contributi di connessione a forfait definito nei successivi commi del presente articolo, relativo al servizio di connessione disciplinato dal Tic.

6.2 Ciascuna impresa distributrice, ai fini di accedere al meccanismo di integrazione dei ricavi di cui al comma 6.1, presenta specifica istanza all'Autorità entro il termine inderogabile del 31 marzo 2014. Decorso tale termine, le istanze eventualmente presentate sono rigettate.

6.3 Ciascuna impresa distributrice ammessa al meccanismo di integrazione dei ricavi di cui al presente articolo, versa, se positivo o riceve, se negativo, un ammontare pari a:

 

 

dove:

− P2013con è l'ammontare di integrazione relativo all'anno 2013;

− R2013con è il ricavo effettivo, ottenuto nell'anno 2013, derivante dall'applicazione dei contributi a forfait per il servizio di connessione disciplinati dal Tic, al netto dei ricavi derivanti dall'applicazione dei contributi di cui alle tabelle 2, 7 e 8 del medesimo Tic in vigore nel medesimo anno 2013;

− R10all è il ricavo effettivo, ottenuto nell'anno 2010, derivante dall'applicazione dei contributi di allacciamento a forfait, secondo i valori in vigore nel medesimo anno, al netto dei ricavi derivanti dall'applicazione dei contributi di cui alle tabelle 2, 7 e 8 del medesimo Tic;

− RPIt il tasso annuo di inflazione rilevante ai fini dell'applicazione del price-cap per l'aggiornamento delle tariffe di ciascun anno t, per il periodo compreso tra l'anno 2011 e l'anno 2013;

− Xt è l'obiettivo annuo di recupero di produttività rilevante ai fini dell'applicazione del price-cap per l'aggiornamento delle tariffe di ciascun anno t, per il periodo compreso tra l'anno 2011 e l'anno 2013.

6.4 Il meccanismo di integrazione dei ricavi di cui al presente articolo è quantificato dalla Cassa coi medesimi tempi e nel rispetto delle medesime modalità previste per la perequazione generale di cui alla Parte III del Tit.

6.5 Gli oneri derivanti dall'applicazione del meccanismo di integrazione dei ricavi di cui al presente articolo sono posti in capo al Conto UC3 di cui al comma 47.1, lettera g), del Tit.

Articolo 7

Modificazioni e integrazioni dell'allegato B alla deliberazione ARG/elt 199/11 (Time)

7.1 Al comma 15.2 del Time, nella definizione dell'elemento QRESm,t le parole "e dell'elemento σ1(mis) di cui alla tabella 9 del Tit" sono sostituite con le parole "e della quota parte dell'elemento σ1(mis) di cui alla tabella 9 del Tit, il cui valore è pari a quello dell'elemento MIS1(RES) relativo alla tipologia contrattuale di cui al comma 2.2, lettera d).".

7.2 Al comma 15.7 del Time, le parole "con le medesime tempistiche previste per il meccanismo di perequazione di cui all'articolo 14" sono sostituite con le parole "con le medesime tempistiche previste per i meccanismi di perequazione generale, di cui alla Parte III del Tit".

Articolo 8

Sperimentazione tariffaria per i clienti domestici utilizzatori di pompe di calore

8.1 A partire dal terzo trimestre 2014, nell'ambito del procedimento di cui alla deliberazione 204/2013/R/EEL, è avviata una sperimentazione tariffaria su scala nazionale rivolta ai clienti domestici che utilizzano, nell'abitazione di residenza, pompe di calore elettriche come unico sistema di riscaldamento delle proprie abitazioni.

8.2 Ai clienti interessati dalla sperimentazione tariffaria di cui al comma 8.1 è consentito optare per l'applicazione della tariffa D1 di cui all'articolo 30 del Tit, senza l'obbligo di installare un nuovo punto di prelievo dedicato alla pompa di calore.

8.3 Con successivo provvedimento, da emanarsi entro il 30 aprile 2014 a seguito di consultazione pubblica, saranno definite le modalità di individuazione dei clienti domestici che possono accedere alla sperimentazione tariffaria, i criteri di calcolo delle aliquote delle componenti A e UC applicabili alla sperimentazione, nonché le modalità di monitoraggio da parte delle imprese distributrici interessate dei comportamenti di consumo dei clienti ammessi alla sperimentazione.

Articolo 9

Disposizioni transitorie

9.1 Fino al 31 dicembre 2014, ai soggetti richiedenti connessioni temporanee relative a spettacoli viaggianti, manifestazioni e feste patronali, popolari, politiche, religiose, sportive, teatrali, riprese cinematografiche, televisive e simili, comprese le richieste relative a connessioni temporanee destinate ad usi domestici ad essi pertinenti, in sostituzione dei corrispettivi di cui al comma 20.1 del Tic si applica il contributo in quota fissa per disattivazioni e attivazioni a seguito di morosità di cui alla Tabella 7, lettera a), del Tic e il corrispettivo in quota fissa a copertura dei costi amministrativi di cui alla Tabella 2 del Tic.

9.2 Le imprese distributrici che hanno ottenuto il versamento dell'integrazione di cui di cui al comma 15.2 del Time in un'unica soluzione ai sensi del comma 15.4 del medesimo Time sono tenute a versare alla Cassa conguaglio per il settore elettrico l'importo QRESm,t relativo all'anno 2012 entro 60 (sessanta) giorni dalla data di entrata in vigore del presente provvedimento.

9.3 Ai fini della determinazione delle tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione di energia elettrica di cui al comma 7.1 del Tit, per le imprese riportate nella Tabella A allegata alla deliberazione 122/2013/R/EEL, il termine di cui al comma 2.2 della medesima deliberazione 122/2013/R/EEL è prorogato al 31 marzo 2014.

9.4 Il termine di cui al comma 9.1 dell'allegato A-bis alla deliberazione 88/07 è prorogato al 31 marzo 2014.

Articolo 10

Disposizioni finali

10.1 Entro 30 (trenta) giorni dall'adozione del presente provvedimento le società Terna Spa e Enel distribuzione Spa trasmettono una proposta congiunta per l'individuazione del perimetro dei punti di interconnessione tra Rtn e reti di distribuzione ai fini dell'applicazione della componente CTR.

10.2 Il presente provvedimento è pubblicato sul sito internet dell'Autorità www.autorita.energia.it e produce effetti dall'1 gennaio 2014.

10.3 Gli allegati A, B e C alla deliberazione dell'Autorità ARG/elt 199/11, con le modifiche e integrazioni di cui al presente provvedimento, sono pubblicati sul sito internet dell'Autorità www.autorita.energia.it.

10.4 Le tabelle del Tit, del Tic e del Time, con le modifiche e integrazioni di cui al presente provvedimento, sono pubblicate sul sito internet dell'Autorità www.autorita.energia.it.

Tabelle

(omissis)NdR: Per le tabelle si rimanda alla delibera 29 dicembre 2011, ARG/elt 199/11 nel testo vigente e aggiornato.