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Deliberazione Cip 29 aprile 1992, n. 6

Prezzi dell'energia elettrica relativi a cessione, vettoriamento e produzione per conto dell'Enel, parametri relativi allo scambio e condizioni tecniche generali per l’assimilabilità a fonte rinnovabile

Versione coordinata con modifiche. Testo vigente oggi 20/09/2019



Comitato interministeriale dei prezzi
Deliberazione 29 aprile 1992, n. 6
(Gu 12 maggio 1992 n. 109)
Prezzi dell'energia elettrica relativi a cessione, vettoriamento e produzione per conto dell'Enel, parametri relativi allo scambio e condizioni tecniche generali per l'assimilabilità a fonte rinnovabile (Provvedimento n. 6/1992)

La Giunta del Comitato interministeriale dei prezzi

Visti i decreti legislativi luogotenenziali 19 ottobre 1944, n. 347 e 23 aprile 1946, n. 363;

Visto il decreto legislativo del Capo provvisorio dello Stato 15 settembre 1947, n. 896, e successive modificazioni;

Visto l'articolo 20 della legge 9 gennaio 1991 che prevede che il Cip definisca, in base al criterio dei costi evitati, i prezzi relativi alla cessione, alla produzione per conto dell'Enel, al vettoriamento e i parametri relativi allo scambio dell'energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti fonti convenzionali;

Visto l'articolo 22 della suddetta legge che prevede che "assicurando prezzi e parametri incentivanti nel caso di nuova produzione, i prezzi relativi alla cessione, alla produzione per conto dell'Enel, al vettoriamento e i parametri relativi allo scambio dell'energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate, vengano definiti dal Cip ed aggiornati almeno con cadenza biennale" sulla base anche dell'evoluzione tecnologica;

Considerato che il medesimo articolo di legge prevede che il Cip definisca le condizioni tecniche generali per l'assimilabilità a fonte rinnovabile;

Visti i provvedimenti Cip n. 15 del 12 luglio 1989 e n. 34 del 14 novembre 1990;

Visti il Piano energetico nazionale, approvato dal Consiglio dei Ministri il 10 agosto 1988 e la raccomandazione della Commissione Cee n. 88/611/Cee del 18 novembre 1988;

Vista la delibera Cipe del 26 novembre 1991 "Primi indirizzi per il coordinamento degli strumenti pubblici in materia di risparmio energetico e utilizzo delle fonti rinnovabili di energia";

Considerata l'urgenza (articolo 3 del decreto legislativo del Capo provvisorio dello Stato 15 settembre 1947, n. 896);

Delibera:

A partire dalla data di pubblicazione nella Gazzetta ufficiale del presente provvedimento entrano in vigore le seguenti disposizioni in materia di energia elettrica prodotta da impianti installati sul territorio nazionale alimentati da fonti convenzionali, rinnovabili ed assimilate ai sensi degli articoli 20 e 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9.

Si considerano nel seguito tre classi di impianti:

a) alimentati da fonti rinnovabili: il sole, il vento, l'energia idraulica, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici o di prodotti vegetali;

b) alimentati da fonti assimilate a quelle rinnovabili: quelli di cogenerazione, intesa come produzione combinata di energia elettrica e di calore; quelli che utilizzano calore di risulta, fumi di scarico ed altre forme di energia recuperabile in processi e in impianti; nonché quelli che utilizzano gli scarti di lavorazione e/o di processi e quelli che utilizzano fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati;

c) alimentati da fonti convenzionali: quelli per la sola produzione di energia elettrica che utilizzano combustibili fossili commerciali ed altri impianti non rientranti nelle lettere precedenti.

Titolo I

Condizione tecnica per l'assimilabilità a fonte rinnovabile

Un impianto è assimilato agli impianti che utilizzano fonti di energia rinnovabili quando l'indice energetico Ien verifica la seguente condizione:

 

 

 

 

dove:

Ee = Energia elettrica utile prodotta annualmente dall'impianto, al netto dell'energia assorbita dai servizi ausiliari, sulla base del programma annuale di utilizzo;

Et = Energia termica utile prodotta annualmente dall'impianto;

Ec = Energia immessa annualmente nell'impianto attraverso i combustibili fossili commerciali;

 

 

 

 

Ai fini dell'assimilabilità la comunicazione al Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato prevista dall'articolo 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9, deve essere integrata con:

una dichiarazione giurata sul rispetto della suddetta condizione da parte del titolare dell'impianto o del suo legale rappresentante;

elementi tecnici necessari a documentare il rispetto della suddetta condizione ed in particolare il programma di utilizzazione del calore cogenerato e/o dell'energia recuperata e/o del combustibile di scarto;

progetto dettagliato di strumentazione dell'impianto necessaria per la verifica del rispetto della suddetta condizione.

Il Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato entro sessanta giorni dalla data di ricevimento della suddetta documentazione comunica all'interessato ed alla Cassa conguaglio per il settore elettrico (Ccse) il valore dell'indice energetico dell'impianto.

Il Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato verifica anche nel corso dell'esercizio la sussistenza della condizione tecnica di assimilabilità anche avvalendosi per le verifiche sull'impianto di tecnici specializzati dell'Enel e dell'Enea. Le misurazioni sull'impianto verranno effettuate sulla base della normativa vigente.

Tutte le spese ed oneri inerenti le verifiche effettuate dai soggetti incaricati dal Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato, previa presentazione alla Ccse del rendiconto di dette spese ed oneri effettuato secondo la normativa in vigore presso l'organismo di appartenenza, sono posti a carico del "Conto sovrapprezzo per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate" di cui al Titolo VI del presente provvedimento.

Il produttore deve comunicare all'Enel, entro il 31 gennaio di ciascun anno, riferiti all'anno solare antecedente, i quantitativi di energia utile, termica ed elettrica, prodotti ed il corrispondente consumo di combustibile fossile commerciale; l'Enel controlla il rispetto della condizione di assimilabilità e del trattamento economico e comunica al Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato l'esito di tale controllo; il Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato, in caso di esito negativo, adotta i provvedimenti di competenza.

Eventuali variazioni al programma di utilizzazione del calore cogenerato e/o dell'energia recuperata e/o del combustibile di scarto che vengono apportate nel corso dell'esercizio dell'impianto, non dovute a causa di forza maggiore, vanno comunicate preventivamente all'Enel.

L'Enel è tenuto a informare il Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato delle variazioni che comportino il non rispetto della condizione di assimilabilità o un diverso trattamento. Il Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato, in caso di riscontro positivo, adotta i provvedimenti di conseguenza.

Titolo II

Nuova energia elettrica prodotta con impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate: prezzi di cessione ad imprese distributrici acquirenti

1. Per nuova energia si intende quella prodotta da impianti la cui data di entrata in servizio è successiva al 30 gennaio 1991.

2. Il prezzo di cessione per la nuova produzione da impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate assume valori differenti per tipologia di fonte a seconda che si tratti di:

impianti che mettono a disposizione l'intera potenza o una quota di potenza prefissata (tipo A);

impianti che cedono le eccedenze (tipo B).

I prezzi di cessione sono riportati nella tabella 1.

Quando il prezzo è differenziato fra ore piene e ore vuote le fasce orarie sono quelle stabilite dal provvedimento Cip n. 45/90. Nel presente provvedimento l'insieme delle ore di punta, di alto carico e di medio carico vengono denominate ore piene, ed ore vuote tutte le altre.

I prezzi di cessione sono basati sul costo evitato che risulta composto come segue:

 

 

Caso di prezzo unico

Caso di prezzo differenziato

 

 

Ore piene

Ore vuote

 

(L/kWh)

(L/kWh)

(L/kWh)

Costo di impianto

26

43

Costo di esercizio, manutenzione e spese generali connesse

9

15

Costo di combustibile

37

37

37

 

Per gli impianti di tipo B il costo di impianto viene riconosciuto per il 20% nel prezzo base e per il restante 80% in funzione della regolarità di cessione come riportato in tabella 2.

3. Il prezzo di cessione, oltre ai costi evitati sopra definiti, include per i primi otto anni di esercizio dell'impianto anche le seguenti componenti, correlate ai maggiori costi della specifica tipologia di impianto.

 

 

Caso di prezzo unico

Caso di prezzo differenziato

 

 

Ore piene

Ore vuote

Tipo di impianto

(L/kWh)

(L/kWh)

(L/kWh)

a) Idroelettrici: a serbatoio; a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW

130

b) Idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW

45

75

c) Eolici e geotermici

78

130

d) Fotovoltaici, Rsu, biomasse Impianti fotovoltaici, a biomasse, a Rsu nonché, previo accertamento del comitato tecnico, impianti utilizzanti rifiuti, scarti o residui con problematiche impiantistiche-economiche analoghe a quelle degli Rsu

150

250

e) Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia

45

75

f) Impianti assimilati che utilizzano combustibili fossili: idrocarburi:

 

 

 

Ien: 0,51-0,6

27

oltre 0,6

40

carbone:

 

 

 

Ien oltre 0,51

50

g) Impianti idroelettrici potenziati

65

 

Nei casi di impianti per i quali la condizione di assimilabilità di cui al precedente Titolo I sussista con riferimento al programma annuale di utilizzo solo per periodi inferiori all'anno, sull'energia ceduta in detti periodi viene corrisposta la componente spettante in base al presente punto.

Il riconoscimento dei suddetti prezzi è alternativo ai contributi previsti dalla legge 9 gennaio 1991, n. 10,  e segue i criteri di cumulo previsti per la legge stessa nella delibera Cipe del 26 novembre 1991. A tal fine il titolare dell'impianto o il suo legale rappresentante dovrà trasmettere al Ministero dell'industria e alla Ccse dichiarazione giurata di non aver fruito di contributi e di rinunciare ad eventuali contributi relativi a domande già presentate. Copia di detta dichiarazione sarà allegata alla convenzione di cessione.

4. In mancanza della suddetta dichiarazione giurata i prezzi di cessione vengono ridotti diminuendo le componenti di cui al punto 3 dei seguenti valori:

 

 

Caso di prezzo unico

Caso di prezzo differenziato

 

 

Ore piene

Ore vuote

Tipo di impianto

(L/kWh)

(L/kWh)

(L/kWh)

a) Idroelettrici: a serbatoio; a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW

50

b) Idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW

20

34

c) Eolici e geotermici 30 50

d) Fotovoltaici, Rsu, biomasse Impianti fotovoltaici, a biomasse, a Rsu nonché, previo accertamento del Comitato tecnico, impianti utilizzanti rifiuti, scarti o residui con problematiche impiantistiche–economiche analoghe a quelle degli Rsu

52

86

-

e) Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia 20 34 -
f) Impianti assimilati che utilizzano combustibili fossili:
idrocarburi: Ien: 0,51-0,6 - 27 -
oltre 0,6 - 31 -
carbone: Ien oltre 0,51 - 35 -
g) impianti idroelettrici potenziati - 31 -

 

4-bis. Ai fini della definizione del prezzo di cessione il funzionamento dell'impianto può essere suddiviso nei seguenti periodi:

a) collaudo: la durata viene definita dal produttore entro il limite massimo di sei mesi, salvo quanto riportato alla successiva lettera b, dal primo parallelo con la rete pubblica; in tale periodo si applicano i prezzi di cessione riportati in tabella 2;

b) avviamento: la durata viene definita dal produttore entro il limite massimo di un anno dalla fine del periodo di collaudo e non fa parte degli otto anni in cui viene corrisposta la componente riportata al precedente punto 3; in tale periodo si applicano i prezzi di cessione riportati in tabella 1; l'energia prodotta a cui viene corrisposta la suddetta componente individua, sulla base del programma annuale di utilizzo, un periodo di tempo che viene detratto, ai fini della corresponsione di tale componente, dai suddetti otto anni; al termine di tale periodo è possibile apportare variazioni al programma annuale di utilizzo che nel complesso non comportino riduzioni dell'indice energetico di cui al Cip n. 6/92; tale disposizione può essere applicata anche nel corso dei periodi successivi previo accordo con l'impresa distributrice acquirente; per gli impianti il cui prezzo di cessione è differenziato tra ore piene ed ore vuote il limite massimo complessivo del periodo di collaudo e di quello di avviamento è di sei mesi; per impianti di particolare complessità i suddetti limiti possono essere prolungati d'accordo con l'impresa distributrice acquirente;

c) periodo di corresponsione della componente riportata al precedente punto 3: ha la durata di 8 anni dalla fine del periodo di avviamento a meno di quanto stabilito alla precedente lettera b); in tale periodo si applicano i prezzi di cessione riportati in tabella 1 a meno di quanto stabilito alla precedente lettera b); l'energia non prodotta, secondo il programma annuale di utilizzo, per cause di forza maggiore o in caso di non ritiro da parte dell'impresa distributrice acquirente, individua un periodo di tempo che viene trasferito, ai fini della corresponsione della suddetta componente, al successivo periodo di corresponsione del solo costo evitato;

d) periodo di corresponsione del solo costo evitato: dura dalla fine del periodo di cui alla precedente lettera c) fino alla data di scadenza della convenzione; in tale periodo si applicano i prezzi di cessione riportati in tabella 2 a meno di quanto stabilito alla precedente lettera c).

5. Nei  casi in cui il prezzo di cessione è differenziato tra ore piene  ed ore vuote, se l'impianto ha funzionato per almeno 3.200 ore piene  secondo  il programma annuale di utilizzo, il prezzo delle ore piene  è  riconosciuto  anche  per  le  cessioni in ore vuote fino a raggiungere  il  totale dell'energia cedibile in ore piene secondo lo stesso programma di utilizzo. Prendendo sempre come riferimento il programma annuale di utilizzo, nel caso in cui il prezzo di cessione è differenziato tra ore piene ed ore vuote e l'impianto ha raggiunto le 3200 ore piene equivalenti di funzionamento, è riconosciuto il prezzo delle ore piene alla differenza tra il totale dell'energia cedibile in ore piene e la somma dell'energia effettivamente ceduta in ore piene più quella cedibile nelle ore piene equivalenti di funzionamento di cui alle seguenti lettere a), b) e c), purché l'impianto abbia ceduto la quantità di energia relativa a tale differenza nelle ore vuote; il limite delle 3200 ore piene equivalenti di funzionamento viene calcolato secondo il criterio riportato nelle seguenti lettere:

a) la manutenzione programmata deve essere di norma effettuata in ore vuote, in particolare nel mese di agosto salvo nel caso di soggetti titolari di un parco di centrali per i quali una certa percentuale di ore di manutenzione del parco complessivo, concordata con l'impresa distributrice acquirente in base al numero e alla potenza delle singole centrali, può essere effettuata anche in ore piene nonché nel caso di specifica richiesta dell'impresa distributrice acquirente; in questi casi le ore di fermata in ore piene vengono considerate come ore piene equivalenti di funzionamento ai fini del suddetto calcolo; tali ore ai fini del rapporto di cessione ed in particolare del prezzo di cessione vanno recuperate nel mese di agosto che a tal fine viene considerato suddiviso in fasce orarie come gli altri mesi dell'anno;

b) le ore di fermata dell'impianto nelle ore piene, che nel caso di modulazione vengono riportate in ore di fermata equivalenti, effettuate su richiesta dell'impresa distributrice acquirente vengono anche esse conteggiate come ore piene equivalenti di funzionamento; tali ore, ai fini del rapporto di cessione ed in particolare della corresponsione del costo evitato di impianto e di esercizio, manutenzione e spese generali connesse, vanno recuperate in periodi di funzionamento in ore vuote da concordare con l'impresa distributrice acquirente fino a saturare l'energia non prodotta in ore piene, secondo il programma di utilizzo, in conseguenza di tali fermate; per quanto concerne la corresponsione della componente riportata al precedente punto 3 si applica quanto riportato alla lettera c) del precedente punto 4-bis;

c) nell'arco della durata della convenzione di cessione con cadenza ciclica non inferiore a 6 anni è possibile effettuare manutenzioni programmate concordate con l'impresa distributrice acquirente comportanti una fermata dell'impianto, oltre che nel mese di agosto, fino a 400 ore piene all'anno; tali ore, ai fini del rapporto di cessione ed in particolare della corresponsione del costo evitato di impianto e di esercizio, manutenzione e spese generali connesse, vanno recuperate in periodi di funzionamento in ore vuote da concordare con l'impresa distributrice acquirente fino a saturare l'energia non prodotta in ore piene, secondo il programma di utilizzo, in conseguenza di tale fermata; per quanto concerne la corresponsione della componente riportata al precedente punto 3 si applica quanto riportato alla lettera c) del precedente punto 4-bis; le ore afferenti a tale fermata nel limite massimo suddetto vengono conteggiate come ore piene di funzionamento equivalente;

d) il criterio di recupero delle varie componenti, con esclusione del costo evitato di combustibile, del prezzo di cessione in ore piene per le ore piene di funzionamento equivalente, riportato alle precedenti lettere, si applica anche in caso di non raggiungimento del limite delle 3200 ore piene;

e) nel caso di fermate per cause di forza maggiore e di mancato raggiungimento delle 3200 ore di funzionamento, il totale dell'energia cedibile in ore piene secondo il programma annuale di utilizzo viene ridotto della quota di energia non ceduta in ore piene a causa di tali fermate, sempre secondo il programma annuale di utilizzo; il limite delle 3200 ore piene viene anche esso ridotto proporzionalmente al rapporto tra la differenza tra l'energia cedibile in ore piene e la suddetta energia non ceduta e l'energia cedibile in ore piene facendo sempre riferimento al programma annuale di utilizzo.

Per impianti caratterizzati da particolari condizioni di funzionamento (ad esempio teleriscaldamento), sulla base di accordi tra le parti, il prezzo di cessione previsto per le ore piene può essere applicato anche all'energia ceduta nelle ore vuote fino a concorrenza dell'energia producibile nelle ore piene secondo il programma annuale di utilizzo. Questo criterio si applica anche ai contributi alle imprese produttrici-distributrici.

5-bis. L'impresa distributrice acquirente riconosce al produttore cedente le componenti del prezzo di cessione relative al costo evitato di impianto e di esercizio, manutenzione e spese generali connesse anche in caso di non ritiro per cause di forza maggiore purché l'impianto del produttore non si trovi in un periodo di indisponibilità, rispetto al programma annuale di utilizzo, al momento del verificarsi della causa di forza maggiore.

6. Il prezzo di cessione, su richiesta del soggetto interessato, in alternativa al prezzo indicato nella tabella 1 o per le altre fonti rinnovabili non comprese in tale tabella, può essere fissato con provvedimento del Ministro-Presidente delegato del Cip, a seguito di accertamento dei costi da parte del comitato tecnico per l'energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate di cui al provvedimento Cip n. 15/89, con i criteri previsti al successivo Titolo V.

7. Le componenti del prezzo di cessione vengono aggiornate dalla Ccse entro il mese di aprile di ciascun anno con decorrenza dal 1° gennaio dello stesso anno sulla base dei criteri sottoindicati:

a) il costo evitato di impianto, il costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse nonché i valori di cui alle lettere da a) a g) dei precedenti punti 3 e 4 vengono aggiornati sulla base della variazione dell'indice Istat dei prezzi al consumo per l'intera collettività nazionale registrata nell'anno solare precedente;

b) il costo evitato di combustibile di cui al precedente punto 2 si aggiorna in base alla variazione percentuale registrata tra il valore medio del prezzo del metano nell'anno 1992 riferito a forniture continue per centrali termoelettriche a ciclo combinato con consumo superiore a 50 milioni di metri cubi rispetto a quello dell'anno 1991.

Il valore risultante da tale aggiornamento sarà utilizzato come valore di conguaglio per l'anno 1992 e come valore di acconto per il 1993. I successivi aggiornamenti e conguagli si effettueranno con lo stesso criterio.

I valori aggiornati vengono arrotondati ai 10 centesimi di lira con il criterio commerciale, si fa riferimento all'accordo Snam/Confindustria: Contratto di lungo termine per la somministrazione di gas per la produzione di energia elettrica per cessione a terzi.

7-bis. Il prezzo di cessione viene aggiornato anche a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi o costi aggiuntivi.

8. Sono considerati potenziamenti di impianti idroelettrici quelli che determinano un aumento del 15% della producibilità annua complessiva o di quella delle sole ore piene o del 30% nelle sole ore di punta; il conseguente trattamento si applica alla totale produzione.

L'accertamento di detti aumenti di producibilità viene eseguito dal comitato tecnico.

9. I potenziamenti di impianti non idroelettrici hanno il seguente trattamento:

nel caso di impianti dismessi e non produttivi da almeno tre anni la riattivazione dell'impianto, con o senza potenziamento, segue nel suo complesso la regolamentazione degli impianti nuovi;

i casi di potenziamento che non abbiano connessione funzionale ovvero non vincolino o non siano vincolati dal funzionamento dell'impianto esistente seguono la regolamentazione degli impianti nuovi limitatamente alla sezione aggiunta;

altri casi di potenziamento vanno trattati come un unico impianto, comprensivo di quello esistente, e seguono la regolamentazione degli impianti nuovi quando la potenza aggiunta sia almeno pari a quella dell'impianto esistente.

L'accertamento della tipologia di potenziamento viene eseguito dal comitato tecnico.

10. I rifacimenti degli impianti esistenti che comportino l'acquisto o la costruzione della maggior parte dei componenti di impianto seguono la regolamentazione degli impianti nuovi, previo accertamento favorevole del comitato tecnico.

11. Agli impianti di pompaggio si applica il trattamento relativo:

agli impianti idroelettrici a serbatoio, limitatamente all'energia prodotta da eventuali apporti naturali di acqua non conseguenti al pompaggio;

agli impianti assimilati che utilizzano idrocarburi con Ien superiore a 0,6, per l'energia non derivante da apporti naturali di acqua.

L'accertamento delle quantità di energia derivante dagli apporti naturali viene effettuata dal Comitato tecnico.

12. Agli   impianti   che   utilizzano   fonti  fossili  prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati si applica il trattamento relativo:

— agli impianti assimilati che utilizzano idrocarburi con Ien fino a 0,6,  se  l'impianto  ha  una  potenza  elettrica inferiore a 30 MW e l'entità accertata del giacimento è inferiore a 0,5 Mtep;

— agli  impianti  assimilati  che  utilizzano  idrocarburi  con  Ien superiore  a  0,6,  se  l'impianto  è  di  cogenerazione con potenza elettrica  inferiore  a 30 MW e l'entitàaccertata del giacimento è inferiore a 0,5 Mtep.

Tali accertamenti vengono effettuati dal Comitato tecnico.

12. Un giacimento viene considerato minore isolato quando l'entità accertata del giacimento è inferiore a 0,5 Mtep e per ragioni tecniche od economiche il combustibile estratto non è direttamente inseribile nella fase di distribuzione.

Gli impianti con potenza elettrica inferiore a 30 MW che utilizzano esclusivamente combustibili di giacimenti minori isolati sono assimilati agli impianti che utilizzano fonti di energia rinnovabili.

A detti impianti si applica il trattamento relativo agli impianti assimilati che utilizzano idrocarburi con Ien superiore a 0,6, se l'indice energetico Ien, calcolato considerando come combustibile fossile commerciale il combustibile del giacimento, risulta almeno pari a 0,51; in caso contrario si applica il trattamento relativo agli impianti che utilizzano idrocarburi con Ien fino a 0,6.

La caratteristica di giacimento minore isolato deve essere attestata mediante dichiarazione giurata; eventuali accertamenti vengono effettuati dal Comitato tecnico.

12-bis. Agli impianti di tipo A) che utilizzano combustibili diversi il cui impiego separato comporta l'appartenenza ad una diversa tipologia tra quelle riportate alle lettere d), e) ed f) della tabella 1 si applica un prezzo di cessione calcolato seguendo i seguenti criteri:

c1) nel caso in cui l'impiego di combustibile/i afferente/i alla tipologia di cui alla lettera f) della tabella 1 sia superiore alla quantità strettamente indispensabile all'utilizzo del/i combustibile/i afferente/i alle altre tipologie il prezzo di cessione risultante è differenziato tra ore piene ed ore vuote, in caso contrario il prezzo di cessione è unico;

c2) nel caso di impiego di combustibili afferenti ad almeno due delle tipologie di cui alla lettera d), e) e lettera f) limitatamente al carbone il prezzo di cessione è pari alla media pesata, sulla base dell'energia immessa annualmente nell'impianto con i diversi tipi di combustibili utilizzati, dei prezzi di cessione corrispondenti al loro impiego separato;

c3) nel caso di impiego di combustibili anche afferenti alla tipologia di cui alla lettera f) con esclusione del carbone il prezzo di cessione Pc è pari a:

a) nel caso di prezzo unico

Pc = Pca se: Ien = 10

Pc = Pca — (Pca-Pcb) • (1/Ien — 0,1) se : 0,91 =Ien >10

Pc = Pcb se: 0,6 < Ien > 0,91

dove:

Pca = prezzo di cessione afferente alla tipologia di cui alla lettera d) o e) o lettera f) limitatamente al carbone; nel caso di impiego misto di almeno due tra d), e) e carbone si applica quanto riportato al precedente criterio c2

Pcb = 104 L/kWh con riferimento ai valori di acconto fissati dalla Ccse per il 1994.

Qualora siano già in atto, alla data di entrata in vigore delle modifiche di cui al presente articolo, impegni vincolanti reciproci tra l'impresa distributrice acquirente ed il produttore cedente si applica il prezzo di cessione relativo al caso Ien > 10 anche agli impianti per cui l'impiego di combustibili afferenti alla tipologia di cui alla lettera d) o e) sia prevalente su base energetica a quello di combustibili afferenti alla tipologia di cui alla lettera f) ;

b) nel caso di prezzo differenziato, sempre facendo riferimento ai valori di acconto fissati dalla Ccse per il 1994, il prezzo di cessione nelle ore vuote è pari a 40,1 L/kWh e nelle ore piene è pari a:

Pc = Pca — (Pca — 147,9)/Ien se: Ien = 1

Pc = 147,9 se: 0,6 < Ien > 1

Pc = 133,6 se 0,51 = Ien = 0,6

dove:

Pca = 379 L/kWh, 186,5 L/kWh e 159 L/kWh rispettivamente nel caso di prezzo di cessione afferente alla tipologia di cui alla lettera d), e) ed f) limitatamente al carbone; nel caso di impiego misto di almeno due tra d), e) e carbone si applica quanto riportato al precedente criterio c2;

nei casi di impiego di combustibili diversi l'impianto deve essere dotato di strumentazione atta a quantificare l'energia elettrica attribuibile a ciascun tipo combustile; il progetto di massima delle suddette strumentazioni deve essere allegato alla comunicazione al Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato prevista dall'articolo 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9; gli elementi per effettuare tale quantificazione vanno comunicati settimanalmente all'impresa distributrice acquirente; in caso di consumi sensibilmente variabili nel corso dell'anno viene riconosciuto in acconto un prezzo di cessione calcolato in base ai consumi di progetto dei vari combustibili con conguaglio a fine anno;

c5) per gli impianti che utilizzano più di un tipo di combustibile il cui impiego separato comporta prezzi di cessione differenti, ove non rispondenti alle condizioni di cui al precedente criterio c4), ovvero in caso di guasto della strumentazione ivi prevista e per il periodo di durata del guasto, si applica a tutta l'energia elettrica prodotta il prezzo di cessione minore;

c6) qualora l'impiego di un combustibile risulti inferiore al 2 per cento dell'energia immessa annualmente nell'impianto il suo utilizzo viene considerato nullo ai fini del calcolo della media pesata.

12-ter. Agli impianti di classe B) che utilizzano più di un tipo di combustibile il cui impiego separato comporta prezzi di cessione differenti si applica nelle ore piene un prezzo di cessione pari alla media pesata, sulla base dell'energia immessa annualmente nell'impianto, dei singoli prezzi di cessione qualora l'impianto sia dotato di strumentazione atta a quantificare l'energia elettrica attribuibile a ciascun tipo combustile il cui progetto di massima deve essere allegato alla comunicazione al Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato prevista dall'articolo 22 della legge 9 gennaio 1991, n. 9; per gli impianti relativi alla tipologia riportata alla lettera f) della tabella 1 per effettuare la media si assume il prezzo di cessione corrispondente all'indice energetico risultante dall'impiego di tutte le fonti energetiche effettivamente utilizzate; gli elementi per effettuare la suddetta quantificazione vanno comunicati settimanalmente all'impresa distributrice acquirente; in caso di consumi sensibilmente variabili nel corso dell'anno viene riconosciuto in acconto un prezzo di cessione calcolato in base ai consumi di progetto dei vari combustibili con conguaglio a fine anno; qualora l'impiego di un combustibile risulti inferiore al 2 per cento dell'energia immessa annualmente nell'impianto il suo utilizzo viene considerato nullo ai fini del calcolo della media pesata.

Per gli impianti che utilizzano più di un tipo di combustibile il cui impiego separato comporta prezzi di cessione differenti, ove non rispondenti alle condizioni di cui al capoverso precedente, ovvero in caso di guasto della strumentazione ivi prevista e per il periodo di durata del guasto, si applica a tutta l'energia elettrica prodotta il prezzo di cessione minore.

13. In tutti i casi in cui è previsto un accertamento da parte del comitato tecnico l'interessato deve presentare domanda al comitato stesso corredandola di tutta la documentazione tecnica-economica relativa all'impianto.

Titolo III

Energia elettrica prodotta con impianti esistenti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate e con impianti utilizzanti fonti convenzionali: prezzi di cessione ad imprese distributrici acquirenti

1. Per impianti esistenti si intendono:

quelli la cui data di entrata in servizio è antecedente al 31 gennaio 1991;

quelli per i quali è terminato il periodo di corresponsione delle componenti di cui al precedente titolo II, punto 3.

I prezzi di cessione sono riportati nella tabella 2.

2. L'aggiornamento di questi prezzi di cessione viene effettuato con i criteri indicati al precedente titolo.

3. Per gli impianti di cui alla tabella 2, punto 2, l'aggiornamento si effettua dall'anno in cui il costo evitato aggiornato risulti superiore ai prezzi indicati nella stessa tabella; da tale anno questi prezzi di cessione si aggiornano con i criteri indicati al titolo precedente.

4. Nel caso di cessioni da nuovi impianti alimentati da fonti convenzionali di tipo A che avvengano a seguito di gara, i prezzi di cessione devono considerarsi come massimali.

5. La norma di cui al precedente titolo II, punto 5, si applica anche agli impianti del presente titolo.

Titolo IV

Quote del prezzo di cessione a carico della Ccse e contributi alle imprese produttrici-distributrici

A) Quote del prezzo di cessione

I costi evitati di impianto, di esercizio, manutenzione e spese generali connesse sono a carico dell'impresa distributrice acquirente.

Il costo evitato di combustibile per ogni kWh ceduto all'impresa acquirente è a carico del conto per l'onere termico della Ccse.

La restante quota del prezzo è a carico del conto sovrapprezzo per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate definito al titolo VI.

B) Contributi alle imprese

produttrici-distributrici

1. Alla nuova energia elettrica prodotta ed immessa nella rete pubblica dalle imprese produttrici-distributrici con impianti utilizzanti fonti rinnovabili ed assimilate viene riconosciuto un contributo pari alla somma del costo evitato di combustibile e della componente relativa alla specifica tipologia di impianto, definita nel precedente titolo II, punto 3.

2. Il contributo, nelle sue due componenti, segue la regolamentazione di cui alla precedente lettera A).

3. Per gli impianti che utilizzano combustibili fossili la componente relativa al costo di combustibile non è cumulabile con il contributo onere termico della Ccse.

4. Per i nuovi impianti a fonti rinnovabili e assimilate delle imprese produttrici-distributrici, nei casi in cui è previsto il parere favorevole del comitato tecnico per l'energia elettrica da fonti rinnovabili ed assimilate, la Ccse eroga provvisoriamente un contributo pari al costo evitato di combustibile.

C) Aggiornamenti

Gli aggiornamenti delle quote di prezzo e dei contributi di cui alle precedenti lettere A) e B) seguono le norme previste al titolo II.

Titolo V

Compiti del comitato tecnico per l'energia elettrica da fonti rinnovabili ed assimilate

1. Il comitato tecnico per l'energia elettrica da fonti rinnovabili ed assimilate, di cui al provvedimento Cip n. 15/89 effettua le attività istruttorie per gli accertamenti assegnatigli nei titoli precedenti.

1-bis. Fino all'emanazione del regolamento di cui all'articolo 25 della legge 25 agosto 1991, n. 282, ovvero di ulteriori provvedimenti normativi in merito all'operatività del comitato tecnico per l'energia elettrica da fonti rinnovabili ed assimilate di cui al provvedimento Cip n. 15/89 le funzioni di tale comitato vengono svolte dagli uffici della Direzione generale delle fonti di energia e delle industrie di base del Ministero dell'industria, del commercio e dell'artigianato, che può avvalersi di tecnici dell'Enea anche nell'ambito di appositi gruppi di lavoro.

2. Nell'espletamento delle istruttorie relative all'accertamento dei costi, il comitato si attiene ai seguenti criteri:

il costo evitato dell'impianto di riferimento "R" è stabilito in 1,4 milioni/kW e segue il criterio di aggiornamento del titolo II, punto 7, lettera a);

per ciascuna tipologia di impianto si assume un costo convenzionale "C" pari al prodotto del costo dell'impianto di riferimento "R" per i seguenti coefficienti:

per gli impianti assimilati che utilizzano combustibili fossili:

 

idrocarburi con Ien fino a 0,60

1,0

idrocarburi con Ien oltre 0,60

1,2

carbone

1,4

per impianti idroelettrici ad acqua fluente fino a 3 MW e per impianti che utilizzano combustibili di processo o residui

1,8

per impianti idroelettrici a serbatoio, a bacino, ad acqua fluente oltre 3 MW e per impianti eolici e geotermici

2,6

per impianti fotovoltaici e per impianti che utilizzano RSU o biomasse

4,4

per i potenziamenti di impianti idroelettrici

1,6

 

il costo dell'impianto proposto "A" viene accertato sulla base della documentazione presentata, al netto di ogni contributo come previsto al precedente titolo II, punto 3; esso comprende gli interessi di costruzione, calcolati al tasso di sconto mediamente in vigore nel periodo di investimento, nonché le connesse spese di progettazione, direzione lavori e generali, assunte in un limite massimo del 10%;

qualora il costo accertato A risulti superiore almeno del 10% al costo "convenzionale" C, la componente prevista al precedente titolo II, punto 3, viene maggiorata del rapporto:

 

A — 0,6 R

----------

C — 0,6 R

 

entro la misura massima di 1,2 volte;

il prezzo di cessione è costituito dalla componente maggiorata come sopra detto a cui si aggiungono i costi evitati di impianto, di esercizio, di manutenzione e spese generali connesse nonché di combustibile di cui al Titolo II;

il contributo per le imprese produttrici-distributrici è costituito dalla componente maggiorata come sopra detto a cui si aggiunge il costo evitato di combustibile.

Nel caso in cui l'impianto abbia usufruito dei contributi della legge 9 gennaio 1991, n. 10, i contributi stessi dovranno essere detratti, nel calcolo della maggiorazione di cui sopra, anche dal costo convenzionale C.

3. Il Ministro-Presidente delegato del Cip, su proposta del comitato, fissa con proprio provvedimento il prezzo di cessione e la relativa quota a carico della Cassa conguaglio per il settore elettrico, nonché i contributi per le imprese produttrici-distributrici.

Nell'attesa di tale provvedimento si applicano rispettivamente i prezzi di cui alla tabella 1 e i contributi forfettari di cui al Titolo IV, lettera B).

Titolo VI

Sovrapprezzo nuovi impianti

1. È istituito presso la Ccse un "Conto sovrapprezzo per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate".

Questo conto è alimentato applicando, con la decorrenza prevista al successivo titolo VII, lettera C), sulle forniture di energia elettrica, le seguenti aliquote di sovrapprezzo:

1,80 L/kWh per le forniture con consumo in bassa tensione;

1,70 L/kWh per le forniture con consumo in media tensione;

1,60 L/kWh per le forniture con consumo in alta tensione.

2. È esonerata dall'applicazione del suddetto sovrapprezzo:

a) energia prodotta e consumata dalle imprese autoproduttrici nei propri stabilimenti per le destinazioni consentite dalla legge 9 gennaio 1991, n. 9, articoli 20, 22 e 23;

b) energia ceduta alle imprese distributrici;

c) energia ceduta da imprese produttrici-distributrici a titolo di permuta ad altre imprese nazionali sino a concorrenza dei ritiri di energia effettuati dalla stessa impresa nel corso di ciascun periodo contrattuale;

d) energia che le imprese municipalizzate cedono ai comuni per uso esclusivo dei servizi comunali obbligatori nei limiti della produzione non ammessa a contributo per l'onere termico;

e) energia destinata da società cooperative al soddisfacimento dei fabbisogni dei propri soci nei limiti delle loro disponibilità di autoproduzione.

f) energia di cui all'articolo 4 della legge n. 529/82 che l'Enel fornisce al costo di esercizio dell'impianto.

3. Per le modalità di aggiornamento delle aliquote di versamento del sovrapprezzo e corresponsione dei contributi valgono, in quanto applicabili, le stesse norme previste per il sovrapprezzo termico dal provvedimento Cip n. 3/1988 e successive modificazioni.

Titolo VII

Disposizioni generali per la cessione

A) Oneri di allacciamento

Gli oneri per i nuovi collegamenti alla rete pubblica sono ripartiti in parti uguali tra il produttore cedente e l'impresa acquirente quando trattasi di impianti di "tipo A", realizzati in Regioni aventi un deficit di produzione di energia elettrica rispetto alla domanda; nel caso di impianti da fonti rinnovabili di cui alla lettera a) della premessa, gli oneri sono ripartiti per 1/3 a carico del cedente e per 2/3 a carico dell'impresa acquirente.

In tutti gli altri casi, ivi compresi i collegamenti relativi ad impianti di "tipo B" e gli adeguamenti dei collegamenti esistenti, gli oneri relativi sono a carico del produttore cedente.

La situazione del suddetto deficit di produzione viene accertata sulla base dei dati relativi all'anno precedente quello della esistenza di impegni vincolanti reciproci tra l'impresa distributrice acquirente ed il produttore cedente.

Il preventivo dei costi relativi all'allacciamento e le caratteristiche principali dello stesso devono essere forniti dall'impresa distributrice acquirente al produttore cedente entro 60 giorni dalla richiesta di quest'ultimo.

 

B) Norme transitorie

1. Si mantiene la qualifica di nuovi impianti a tutti quelli considerati tali dai provvedimenti Cip numeri 15/89 e 34/90.

La durata di corresponsione del prezzo di cessione di cui al Titolo II e dei contributi di cui al Titolo IV viene ridotta del periodo di esercizio antecedente alla data del presente provvedimento. Per gli impianti utilizzanti fonti assimilate a quelle rinnovabili, per i quali l'accertamento della condizione di assimilabilità è stata verificata sulla base dei criteri previsti dai medesimi provvedimenti Cip n. 15/89 e 34/90, può essere richiesta dal titolare dell'impianto la verifica dell'indice energetico Ien con le modalità di cui al precedente Titolo I.

In tali casi è fatta salva la facoltà di optare per la normativa prevista dai suddetti provvedimenti.

2. Nei casi in cui venga richiesto il regime della determinazione dei prezzi di cessione o dei contributi basata sul costo accertato, già previsto dai provvedimenti Cip numeri 15/89 e 34/90, l'accertamento stesso viene effettuato in base alle disposizioni di cui al titolo V del presente provvedimento.

In ogni caso è fatta altresì salva la facoltà, per chi ha fatto domanda ai sensi dei suddetti provvedimenti Cip, di procedere con la normativa di accertamento dei costi dagli stessi prevista.

Nel caso che rimangano nel regime dei costi accertati in base al presente provvedimento, il comitato tecnico determinerà il trattamento da praticare sulla base delle nuove norme anche per i periodi pregressi.

3. Nei casi in cui venga richiesto il regime forfettario per i periodi pregressi nei quali detto regime non era previsto si applicano in alternativa all'accertamento del costo, i seguenti trattamenti dei prezzi di cessione e dei contributi:

periodo di vigenza del provvedimento Cip n. 34/90: si applicano i valori forfettari previsti nel presente provvedimento diminuiti del 6,5%;

periodo di vigenza del provvedimento Cip n. 15/89: si applicano i valori forfettari previsti dal presente provvedimento, diminuiti del 13%.

I prezzi per le cessioni delle eccedenze si ricavano dai valori del presente provvedimento con lo stesso criterio di cui sopra; analogamente si procede per la determinazione di tutte le quote a carico della Ccse per l'energia ceduta e dei contributi alle imprese produttrici-distributrici.

4. Le precedenti norme transitorie si applicano anche nei casi di potenziamento di impianti.

5. Per gli impianti utilizzanti fonti assimilate a quelle rinnovabili la cui data di inizio lavori o di entrata in servizio è successiva all'entrata in vigore del provvedimento Cip n. 34/90 e antecedente all'entrata in vigore del presente provvedimento, l'accertamento della condizione di assimilabilità può essere effettuato sulla base del criterio previsto nello stesso provvedimento n. 34/90 e con le procedure di cui al titolo I del presente provvedimento.

Qualora l'impianto risulti assimilabile in base a detto criterio, si procede alla verifica dell'indice energetico di cui al precedente titolo I applicando il trattamento previsto per gli impianti con indice energetico fino a 0,6 anche per gli impianti con Ien inferiore a 0,51. Lo stesso trattamento si applica agli impianti per i quali è stato avviato o espletato l'iter autorizzativo previsto dalle norme vigenti concernenti gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili e assimilate. Il trattamento e le procedure definite ai due precedenti capoversi si applicano anche agli impianti utilizzanti fonti rinnovabili ed assimilate la cui data di inizio lavori o di entrata in servizio sia successiva al 12 maggio 1992, se la relativa procedura di autorizzazione o comunicazione sia stata avviata anteriormente a tale data.

 

C) Copertura finanziaria

1. La quota parte del 45% dell'aliquota del sovrapprezzo termico di cui al provvedimento Cip n. 27 del 18 settembre 1990 è destinata alla copertura dell'onere termico dell'anno 1991.

Al completamento del recupero 1991, la suddetta aliquota viene utilizzata nella misura prevista al precedente titolo per l'istituzione del sovrapprezzo nuovi impianti.

Con la stessa decorrenza la quota della maggiorazione straordinaria che in base al provvedimento Cip n. 15/89 affluisce al conto contributo energia da fonti rinnovabili e assimilate, cessa detta destinazione e confluisce in pari data nel conto per il rimborso all'Enel di oneri straordinari.

Eventuali giacenze o insufficienze di disponibilità, al momento della chiusura del suddetto conto, saranno regolate nel conto onere termico.

2. Sono abrogate tutte le disposizioni contenute nei precedenti provvedimenti, non compatibili con il presente.

Titolo VIII

Vettoriamento dell'energia elettrica

A) All'energia elettrica vettoriata, prodotta da impianti esistenti e nuovi alimentati con fonti convenzionali e da impianti esistenti alimentati con fonti rinnovabili o assimilate, ferme restando le destinazioni consentite dagli articoli 20, 22 e 23 della legge 9 gennaio 1991, n. 9, si applicano i pedaggi e si detraggono le perdite indicati in tabella 3.

1) I pedaggi sono riferiti:

ai livelli di tensione: MT (inferiore a 50 kV), AT (da 50 kV fino a 150 kV) e AAT (superiore a 150 kV);

al percorso misurato in linea d'aria tra il punto di consegna (dal produttore all'impresa produttrice-distributrice) ed il punto di riconsegna (dall'impresa produttrice-distributrice all'utenza del produttore) assumendo le seguenti distanze massime convenzionali in corrispondenza ai vari livelli di tensione delle reti:

 

a) rete di distribuzione MT

10 km

b) rete di distribuzione AT

40 km

c) rete di trasmissione AAT

nessun limite

 

quando il percorso misurato come sopra detto eccede la distanza massima convenzionale di un livello di tensione, si passa convenzionalmente al livello di tensione superiore;

al numero convenzionale di trasformazioni della tensione, addebitate per un numero massimo di tre consecutive; non si addebitano le eventuali trasformazioni all'interno dello stesso livello di rete;

alla potenza massima convenzionale vettoriata che si determina come segue:

a) per i mesi del periodo invernale:

 

Pi = 0,14P1 + 0,36P2 + 0,50P4

 

b) per i mesi del periodo estivo escluso il mese di agosto:

 

Pe = 0,12P2 + 0,35P3 + 0,53P4

 

c) per il mese di agosto:

 

Pa = P4

 

dove:

P1, P2, P3, P4 sono le potenze attive vettoriate in ciascun mese rispettivamente in ore di punta invernali, di alto carico, di medio carico e vuote, di cui al provvedimento Cip n. 45/90. I valori di potenza attiva vettoriata, nel punto di consegna e di riconsegna, vengono determinati, in ciascun mese e in ciascuna fascia oraria, con gli stessi criteri previsti dalle vigenti norme Cip per le forniture di energia elettrica a tariffe multiorarie.

2) Le perdite sono riferite al percorso misurato in linea d'aria ed al numero di trasformazioni, applicando le stesse norme che regolano i pedaggi; non si addebitano perdite:

al percorso che avviene sulla rete di trasmissione AAT quando l'energia vettoriata ha un flusso inverso a quello prevalente della trasmissione Enel;

alla trasformazione da un livello di tensione inferiore ad uno superiore.

B) All'energia elettrica vettoriata, prodotta da nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili od assimilate, sempre per le destinazioni consentite dalla legge n. 9 del 1991 agli articoli 22 e 23, si applicano le stesse condizioni riportate alla lettera A) con la riduzione dei valori dei pedaggi del 10% limitatamente ai primi quindici anni dall'entrata in servizio dell'impianto.

Per nuovi impianti si intendono quelli la cui data di entrata in servizio è posteriore al 30 gennaio 1991.

C) Disposizioni generali.

1) L'impresa che deve effettuare il vettoriamento provvede all'installazione delle necessarie apparecchiature di misura i cui oneri sono a carico del richiedente il vettoriamento nel punto di consegna dell'energia e dell'impresa nel punto di riconsegna.

2) Nel caso in cui per effettuare il vettoriamento richiesto occorra utilizzare impianti di una impresa distributrice diversa da quella che deve riconsegnare l'energia nel punto di utilizzazione, i pedaggi e le perdite sono ripartiti tra le imprese distributrici in modo proporzionale alle rispettive quote di rete interessate dal vettoriamento.

3) Gli oneri di collegamento alla rete pubblica sono a carico del richiedente il servizio.

4) I servizi di vettoriamento saltuari relativi a periodi inferiori a 1.000 ore annue sono regolati da accordi tra le parti.

5) I pedaggi per il servizio di vettoriamento vengono aggiornati sulla base del criterio indicato al Titolo II, punto 7, lettera a).

Titolo IX

Scambio dell'energia elettrica

A) All'energia elettrica scambiata, prodotta da impianti alimentati con fonti convenzionali e da impianti esistenti alimentati con fonti rinnovabili od assimilate, ferme restando per l'energia scambiata le destinazioni consentite dagli articoli 20, 22 e 23 della legge 9 gennaio 1991, n. 9, si applicano i coefficienti indicati in tabella 4 che tengono conto delle diverse fasce orarie di consegna e riconsegna e delle perdite sulla rete che sono funzione della distanza e della tensione di riconsegna; al rapporto di scambio dovrà essere associato un contratto separato di fornitura di integrazione.

Le fasce orarie sono quelle di cui al provvedimento Cip n. 45/90.

B) All'energia elettrica scambiata, prodotta da nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili ed assimilate, sempre per le destinazioni consentite dalla legge n. 9 del 1991 agli articoli 22 e 23 , si applicano le stesse condizioni riportate alla lettera A) ; il quantitativo dell'energia riconsegnata viene aumentato del 5% limitatamente ai primi quindici anni dall'entrata in servizio dell'impianto.

Per nuovi impianti si intendono quelli la cui data di entrata in servizio è posteriore al 30 gennaio 1991.

C) Oneri di collegamento alla rete pubblica.

Tali oneri sono a carico del richiedente il servizio.

Titolo X

Produzione per conto

A) Impianti esistenti ed impianti nuovi alimentati con fonti convenzionali.

1. A fronte dell'impegno del produttore di rendere disponibile la capacità produttiva dell'impianto eccedente i propri fabbisogni, vengono riconosciuti per il 1992 i seguenti corrispettivi:

per ogni kW di potenza reso disponibile:

7.320 lire al mese per oneri di capitale;

1.670 lire al mese per oneri di esercizio, manutenzione e spese generali connesse;

per ogni kWh prodotto per conto:

80 lire per oneri di combustibile per un massimo di 1.000 ore di utilizzazione annua.

2. I corrispettivi di cui al precedente punto 1 vengono aggiornati sulla base dei criteri di cui al titolo II, punto 7.

3. Gli oneri del collegamento alla rete pubblica sono a carico dell'impresa richiedente la produzione per conto.

B) Nuovi impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate.

1. Per nuovi impianti si intendono quelli la cui data di entrata in servizio è posteriore al 30 gennaio 1991.

2. Si applicano le stesse condizioni previste alla lettera A) ; i corrispettivi sono maggiorati del 10% limitatamente ai primi quindici anni dall'entrata in servizio dell'impianto.

C) Disposizione transitoria.

I contratti in atto mantengono il trattamento preesistente fino alla loro scadenza.

 

Tabella 1

Prezzi di cessione (L/kWh) – Nuova produzione da impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate

 

Tipi di impianto

A) Impianti che mettono a disposizione l'intera potenza o una quota di potenza prefissata

b) Impianti che cedono le eccedenze della produzione

 

Ore piene

Ore vuote

Ore piene

Ore vuote

a) Impianti idroelettrici a serbatoio; a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW

225

37

Prezzo base: 191 Regolarità: 34 x R

 

b) Impianti idroelettrici ad acqua fluente fino 3 MW

117

 

Prezzo base: 136 Regolarità: 34 x R

 

c) Impianti eolici e geotermici

150

 

Prezzo base: 191 Regolarità: 34 x R

 

d) Impianti fotovoltaici, Rsu, biomasse Impianti fotovoltaici, a biomasse, a Rsu nonché, previo accertamento del comitato tecnico, impianti utilizzanti rifiuti, scarti o residui con problematiche impiantistiche-economiche analoghe a quelle degli Rsu

222

 

Prezzo base: 311 Regolarità: 34 x R

37

e) Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia

117

 

Prezzo base: 136 Regolarità: 34 x R

 

f) Impianti che utilizzano

 

 

Prezzo base:

 

Combustibili fossili con Ien 0,51–0,6

122 (1)

37

  • 0,51 – 0,6: 88

 

oltre 0,6

135 (1)

37

Regolarità: 34 x R

 

g) Impianti idroelettrici potenziati

160

37

Prezzo base: 126 Regolarità: 34 x R

 

N.B. - I prezzi riportati in tabella si applicano per i primi 8 anni di esercizio degli impianti.

(1) - Per gli impianti che utilizzano carbone il prezzo di cessione in ore piene è di 145 l/kWh. Per gli impianti di tipo A che utilizzano carbone il prezzo di cessione è unico ed è pari, con riferimento ai valori di acconto fissati dalla C.c.s.e. per il 1994, a 110,5 L/kWh.

 

 

Tabella 2

Prezzi di cessione (L/kWh) – Produzione da impianti alimentati da fonti convenzionali da impianti esistenti alimentati da fonti rinnovabili ed assimilate

 

Tipi di impianto

a) Impianti che mettono a disposizione l'intera potenza o una quota di potenza prefissata

b) Impianti che cedono le eccedenze della produzione

 

Ore piene

Ore vuote

Ore piene

Ore vuote

1) Impianti esistenti e nuovi da fonti convenzionali

95

37

Prezzo base: 61 Regolarità: 34 x R

 

2) Impianti esistenti da fonti rinnovabili Impianti esistenti di cui alle lettere b), c), d), e) della tabella 1

75

 

Prezzo base: 64 Regolarità: 34 x R

37

3) Impianti esistenti da fonti assimilate Impianti esistenti di cui alle lettere a), f), g) della tabella 1

95

37

Prezzo base: 61 Regolarità: 34 x R

 

 

Corrispettivo di regolarità

Il coefficiente di regolarità è espresso dalla formula: R = 1 – K Ss / Ep

dove:

K è pari a 0,550;

Ss rappresenta la sommatoria dei valori assoluti degli scarti, positivi e negativi, tra l'energia ceduta in ore piene in ciascun mese e la media mensile su base annua della cessione in tali ore;

Ep rappresenta la cessione di energia annua in ore piene.

Nei casi di cessione effettuata esclusivamente nel periodo invernale i valori delle energie vanno determinati con riferimento a detto periodo e si assume un valore di K pari a 0,600.

 

Tabella 3

Pedaggi e perdite per il servizio di vettoriamento

 

1) Pedaggio mensile Lire/kW per km

2) Perdite % per 10 km

Rete di trasmissione 220 — 380 kV

6,80

0,15

Rete di distribuzione AT 50 — 150 kV

14,30

0,60

Rete di distribuzione MT (inferiore a 50 kV)

108,70

4,80

 

Lire/kW per trasformazione

% per trasformazione

Trasformazioni AAT/AT

500

0,30

Trasformazioni AT/MT

650

0,50

 

Tabella 4. Parametri relativi allo scambio

 

Nei casi dei rapporti di scambio ogni kWh scambiato viene moltiplicato per il valore che si ricava dalla seguente tabella, dopo aver individuato la fascia oraria di consegna all'impresa e quella di riconsegna al produttore:

Riconsegna al prod. consegna all'Enel

Punta

Alto carico

Medio carico

Vuote

Punta

1

1,13

1,27

1,37

Alto carico

0,89

1

1,13

1,21

Medio carico

0,79

0,89

1

1,08

Vuote

0,73

0,82

0,93

1

Le fasce orarie sono quelle di cui al Provv. Cip n. 45/1990.
Ciascun kWh scambiato viene moltiplicato per il valore che si ricava dalla seguente tabella in funzione della distanza misurata in linea d'aria intercorrente tra i punti di consegna e i punti di riconsegna al produttore.

 

Tensioni di riconsegna

Distanze

B.T.

M.T.

A.T.

Da 0 e sino a 20 km

1

1

1

Da oltre 20 km

 

 

 

e sino a 50 km

0,91

0,93

0,95

Da oltre 50 km

 

 

 

e sino a 100 km

0,85

0,88

0,91

Da oltre 100 km

 

 

 

e sino a 200 km

0,80

0,82

0,85