Delibera Autorità energia 29 dicembre 2007, n. 348/07

L'Autorità per l'energia elettrica e il gas

Nella riunione del 29 dicembre 2007

Visti:

— la direttiva 2003/54/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/Ce;

— la legge 9 gennaio 1991, n. 10 (di seguito: legge 10/91) ed in particolare l'articolo 7;

— la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge 481/95);

— il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

— la legge 27 ottobre 2003, n. 290 (di seguito: legge 290/2003);

— la legge 23 agosto 2004, n. 239;

— la legge 14 maggio 2005, n. 80;

— la legge 3 agosto 2007, n. 125;

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

— il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995;

— il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 15 luglio 1996;

— il provvedimento del Comitato interministeriale prezzi (di seguito: Cip) 30 luglio 1986, n. 42;

— il provvedimento Cip 14 dicembre 1993, n. 15.

Visti:

— la deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorità) 30 gennaio 2004, n. 4/04;

— la deliberazione dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04 come successivamente modificata e integrata, ed in particolare l'allegato A recante disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2004-2007;

— la deliberazione dell'Autorità 22 giugno 2004, n. 96/04 come successivamente modificata e integrata;

— la deliberazione dell'Autorità 28 settembre 2005, n. 203/05 (di seguito: deliberazione 203/05);

— la deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2005, n. 300/05;

— la deliberazione dell'Autorità 10 aprile 2006, n. 73/06;

— la deliberazione dell'Autorità 22 settembre 2006, n. 203/06;

— la deliberazione dell'Autorità 27 settembre 2006, n. 208/06 (di seguito: deliberazione 208/06);

— la deliberazione dell'Autorità 27 settembre 2006, n. 209/06 (di seguito: deliberazione 209/06);

— la deliberazione dell'Autorità 5 dicembre 2006, n. 275/06;

— la deliberazione dell'Autorità 18 dicembre 2006, n. 292/06 (di seguito: deliberazione 292/06);

— la deliberazione dell'Autorità 18 gennaio 2007, n. 11/07;

— la deliberazione dell'Autorità 13 giugno 2007, n. 135/07;

— la deliberazione dell'Autorità 27 giugno 2007, n. 156/07;

— la deliberazione dell'Autorità 27 giugno 2007, n. 157/07;

— la deliberazione dell'Autorità 12 luglio 2007, n. 172/07;

— la deliberazione dell'Autorità 16 luglio 2007, n. 183/07;

— la deliberazione dell'Autorità 23 ottobre 2007, n. 269/07;

— la deliberazione dell'Autorità 26 ottobre 2007, n. 272/07;

— la deliberazione dell'Autorità 31 ottobre 2007, n. 278/07;

— la deliberazione dell'Autorità 7 novembre 2007, n. 281/07;

— la deliberazione dell'Autorità 22 novembre 2007, n. 288/07

— la deliberazione dell'Autorità 11 dicembre 2007, n. 316/07;

— la deliberazione dell'Autorità 14 dicembre 2007, n. 322/07;

— la deliberazione dell'Autorità 19 dicembre 2007, n. 333/07 e in particolare l'allegato A, recante il Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011;

— la deliberazione 27 dicembre 2007, n. 341/07 in materia di regolazione della qualità del servizio di trasmissione per il periodo di regolazione 2008-2011 (di seguito: deliberazione n. 341/07);

— il documento per la consultazione 2 agosto 2007 recante "Tariffe per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo 2008-2011" – Atto n. 34/07 (di seguito: primo documento per la consultazione);

— il documento per la consultazione 30 novembre 2007 recante "Tariffe per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo 2008-2011 — Orientamenti finali" – Atto n. 47/07 (di seguito: secondo documento per la consultazione).

Considerato che:

— il procedimento in materia di regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il terzo periodo di regolazione è stato inserito tra i procedimenti oggetto della sperimentazione triennale dell'Analisi di impatto della regolazione (Air) avviata con la deliberazione 203/05;

— nel rispetto della suddetta metodologia, gli obiettivi generali del procedimento sono stati indicati nella deliberazione 208/06 di avvio del medesimo e sono stati ulteriormente specificati nel primo documento per la consultazione; in particolare per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica tali obiettivi generali sono:

a. introduzione di meccanismi di incentivazione allo sviluppo efficiente delle infrastrutture necessarie per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, in coerenza con gli obbiettivi generali di sviluppo e integrazione del sistema elettrico nazionale;

b. coerenza con i provvedimenti adottati dall'Autorità in materia di regolazione della qualità e delle condizioni contrattuali per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica;

c. revisione del sistema di tariffazione del servizio di distribuzione, alla luce dell'evoluzione del processo di liberalizzazione, prevedendo eventualmente la semplificazione dei meccanismi tariffari ed il superamento del sistema basato sulle opzioni tariffarie, nonché l'adeguamento del sistema di tariffazione di allacciamenti e diritti fissi;

d. possibilità di introdurre criteri di incentivazione al recupero di efficienza nell'erogazione del servizio di distribuzione e di misura che tengano conto del livello relativo di efficienza di ciascuna impresa di distribuzione;

e. opportunità di estendere alle imprese elettriche minori di cui alla legge 10/1991, i criteri di regolazione e riconoscimento dei costi dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica;

f. ulteriore omogeneizzazione, ove possibile, dei criteri di riconoscimento dei costi e regolazione tariffaria nei settori dell'energia elettrica e del gas.

— in coerenza con la metodologia Air, il procedimento per la definizione delle regole tariffarie per il terzo periodo di regolazione ha offerto ai soggetti interessati diverse occasioni per intervenire nel procedimento, fornendo elementi utili alla formazione delle decisioni di competenza dell'Autorità; in particolare:

a. nei primi mesi dell'anno 2007 è stata attivata una fase ricognitiva, anche tramite incontri specifici con gli operatori e gli utenti dei servizi;

b. in data 2 agosto 2007 è stato diffuso il primo documento per la consultazione, in relazione al quale è stato possibile inviare osservazioni fino all'1 ottobre 2007;

c. è stata condotta un'istruttoria sui costi dei servizi di distribuzione, trasmissione e misura dell'energia elettrica, relativi all'anno 2006, basata sui dati resi disponibili dalle imprese;

d. in data 14 settembre 2007 è stato organizzato un seminario pubblico per l'approfondimento delle tematiche affrontate nel primo documento per la consultazione;

e. nel corso del mese di ottobre 2007 è stata pubblicata sul sito internet dell'Autorità la sintesi delle osservazioni;

f. nel corso dei mesi di ottobre e novembre 2007 sono stati organizzati incontri di approfondimento su tematiche specifiche con Terna, con i principali operatori della distribuzione dell'energia elettrica e con le loro associazioni;

g. in data 30 novembre 2007 è stato diffuso il secondo documento per la consultazione, in relazione al quale è stato possibile inviare osservazioni fino al 17 dicembre 2007;

h. in esito ad ogni fase della consultazione sono state valutate le opzioni alternative e riformulate le proposte iniziali tenendo conto delle osservazioni pervenute dai soggetti interessati e altresì degli obiettivi del procedimento, generali e specifici, indicati come sopra descritto.

— al fine di garantire l'effettiva applicazione del criterio della salvaguardia dell'economicità e della redditività degli esercenti, come si desume dall'articolo 1, comma 1, della legge 481/1995, le tariffe devono essere determinate con riferimento ai costi;

— il procedimento in materia di regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, inclusa la revisione delle condizioni economiche di connessione alle reti, per il periodo 2008-2011 avviato con la deliberazione 208/06 si è svolto in parallelo all'analogo procedimento per la regolazione della qualità dei servizi elettrici per il medesimo periodo di regolazione, avviato con deliberazione n. 209/06 ed in relazione al quale sono state emanate le deliberazioni 281/07, 333/07 e 341/07.

Considerato che:

— ai sensi dell'articolo 3, comma 5, della legge 481/1995, e dell'articolo 1-quinquies, comma 7, della legge 290/2003, le tariffe elettriche per il trasporto e la distribuzione dell'energia elettrica, limitatamente alla quota parte a copertura dei costi operativi e degli ammortamenti, sono state aggiornate nel corso del periodo di regolazione 2004-2007 con il meccanismo del price-cap;

— i costi sostenuti dai distributori nello svolgimento della loro attività sono influenzati dalle caratteristiche della clientela e da fattori ambientali fuori dal controllo dell'impresa per i quali, in presenza di una tariffa unica nazionale, occorre prevedere l'introduzione di opportuni meccanismi di perequazione; e che nel corso del secondo periodo di regolazione, ai sensi dell'articolo 49 del Testo integrato 2004-2007 è stata introdotta la perequazione specifica aziendale;

Considerato che:

— non sussistono specifici vincoli normativi in relazione all'anno di riferimento da utilizzare ai fini della fissazione dei livelli tariffari per il terzo periodo di regolazione;

— con riferimento alla regolazione del servizio di trasmissione nel secondo periodo di regolazione è stato introdotto un meccanismo di incentivazione agli investimenti di sviluppo e di potenziamento della rete di trasmissione nazionale (Rtn), senza previsione specifica di durata, il che ne limiterebbe l'applicazione al periodo 2004-2007;

— nel secondo periodo di regolazione sono stati oggetto di incentivazione anche gli investimenti per il Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003;

— i corrispettivi a copertura dei costi di distribuzione per i clienti finali non domestici, nel secondo periodo di regolazione, sono stati definiti direttamente dalle imprese di distribuzione, nella forma di opzioni tariffarie, nel rispetto dei vincoli fissati dall'Autorità; e che la presenza di opzioni tariffarie differenziate per impresa di distribuzione può risultare un ostacolo ad un adeguato sviluppo della concorrenza nel settore dell'energia elettrica;

— con deliberazione 292/06 sono stati disposti obblighi di installazione di misuratori elettronici di energia elettrica relativi a punti di prelievo in bassa tensione in grado di rilevare, tra le altre grandezze, anche l'energia reattiva prelevata;

— la normativa vigente in materia di condizioni economiche di connessione alle reti elettriche risulta attualmente frammentata in diversi provvedimenti;

— le imprese di distribuzione e la società Terna Spa sostengono oneri in relazione allo sconto sui consumi elettrici riconosciuti ai dipendenti del settore, assunti prima dell'1 luglio 1996, inclusi quelli in pensione e in reversibilità.

Considerato che le osservazioni avanzate in sede di consultazione hanno evidenziato, tra l'altro, le seguenti esigenze:

— inquadrare la regolazione delle imprese elettriche minori nell'ambito della più generale revisione della regolazione dei sistemi elettrici integrati insulari non interconnessi con la rete elettrica nazionale;

— aggiornare la quota parte del costo riconosciuto relativa agli ammortamenti sulla base dei meccanismi adottati per l'aggiornamento del capitale investito riconosciuto;

— promuovere ulteriormente lo sviluppo delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione;

— al fine di garantire gli obiettivi di semplicità amministrativa e comparabilità delle tariffe, superare il sistema delle opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione, prevedendo nel contempo un periodo di transizione per consentire l'adeguamento dei sistemi informativi e gestionali alle nuove strutture tariffarie obbligatorie;

— mantenere, al fine di garantire gli obiettivi di semplicità amministrativa e trasparenza e di semplicità dei meccanismi tariffari, l'applicazione di una componente Ctr, a copertura dei costi di trasmissione, non differenziata su base oraria, e di tariffe Tras applicate in funzione dei consumi.

Ritenuto che sia necessario:

— ai fini della fissazione dei livelli tariffari per il terzo periodo di regolazione, per garantire una maggiore aderenza dei medesimi con i costi e gli investimenti effettivamente sostenuti dalle imprese, riferirsi, all'anno più prossimo al primo anno del nuovo periodo di regolazione;

— pertanto sia opportuno riferirsi ai costi sostenuti nell'anno 2006 dalle imprese esercenti i servizi regolati oggetto del presente provvedimento, anche per tenere conto, in particolare per il servizio di trasmissione, delle insufficienti informazioni economico contabili fornite con riferimento all'anno 2005 e della rilevante riorganizzazione di tale fase della filiera avvenuta nel corso del medesimo anno 2005;

— in merito alla determinazione del valore del capitale investito riconosciuto (Cir) relativo alle immobilizzazioni nette per il primo anno del nuovo periodo di regolazione, per ragioni di continuità con il precedente periodo di regolazione, operare in coerenza con le modalità di aggiornamento annuale già effettuate annualmente nel corso del presente periodo regolatorio, prevedendo la rettifica del valore del Cir per l'anno 2007 in funzione:

a. della variazione media annua del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito al periodo II trimestre 2006 – I trimestre 2007;

b. degli investimenti netti realizzati nel 2006, calcolati tenendo conto degli ammortamenti riconosciuti in tariffa, dei disinvestimenti e della variazione delle immobilizzazioni in corso;

c. della rettifica delle modalità di valorizzazione degli investimenti netti aggiuntivi, per tener conto dei contributi in conto capitale erogati dai clienti finali, da enti pubblici o organismi comunitari, in coerenza con le metodologie adottate nel settore gas.

— fissare il tasso di rendimento del capitale investito riconosciuto pari al 6,9% per il servizio di trasmissione, al 7% per il servizio di distribuzione, ivi incluse le relative attività commerciali, e al 7,2% per il servizio di misura;

— aggiornare l'ammortamento riconosciuto in tariffa per il primo anno del nuovo periodo di regolazione procedendo a:

a) rivedere l'ammortamento garantito nel corrente periodo di regolazione adeguandone l'importo in relazione agli effetti del price-cap — la cui applicazione nel periodo 2004-2007 è stata disposta con legge 290/2003 — nonché per tener conto del valore delle immobilizzazioni lorde incluse nella base di riferimento del periodo 2004-2007 e che al 31 dicembre 2006 risultavano completamente ammortizzate o dismesse;

b) integrare il valore dell'ammortamento per tener conto dei nuovi investimenti effettivamente realizzati nel periodo 2002-2006, adeguatamente rivalutati.

— allineare le modalità di aggiornamento della quota di ammortamento con le logiche previste per l'aggiornamento del capitale investito riconosciuto, escludendola dall'ambito di applicazione del price-cap;

— in relazione alla quota parte delle componenti tariffarie a copertura dei costi operativi, fissare un obbiettivo di aumento annuo della produttività pari al 2,3% per il servizio di trasmissione, al 1,9% per la distribuzione e al 5,0%, per il servizio di misura, tale da consentire il trasferimento ai clienti finali, entro otto anni, per trasmissione e distribuzione ed entro sei anni per il servizio di misura, dei maggiori recuperi di efficienza già realizzati dalle imprese nel secondo periodo di regolazione, come rilevati a livello medio nazionale;

— incentivare il riassorbimento degli sconti sui consumi elettrici riconosciuti ai dipendenti del settore assunti prima dell'1 luglio 1996 (inclusi quelli attualmente in pensione e in reversibilità) al fine di evitare distorsioni del segnale di prezzo percepito da tali consumatori domestici, e di ridurre rischi di un uso inefficiente dell'energia elettrica e le complicazioni amministrative in capo al distributore e al venditore.

Ritenuto che:

— sia necessario procedere ad una revisione del meccanismo di incentivazione agli investimenti di sviluppo e di potenziamento della rete di trasmissione nazionale (Rtn), individuando criteri oggettivi per la definizione di un ordine di priorità degli investimenti, tramite la definizione di indici di efficacia in grado di misurare il beneficio per il sistema elettrico e al contempo introdurre meccanismi di responsabilizzazione del soggetto regolato che incentivino una crescente efficienza nelle politiche di investimento;

— sia necessario, al fine di evitare effetti negativi sugli investimenti di trasmissione, dare corso immediato alle iniziative di promozione degli investimenti in infrastrutture di rete di trasmissione anche in assenza dell'indice di efficacia di cui al precedente alinea:

a. adottando, già a partire dal primo anno del terzo periodo di regolazione, uno schema di incentivi differenziati definiti in relazione alla tipologia di investimento, in analogia con quanto già oggi previsto per il settore del trasporto gas, associando ad ogni tipologia di investimento individuata uno specifico livello di extra remunerazione e di durata dell'incentivo;

b. confermando l'applicazione di una maggiorazione pari al 2% sul Wacc per gli investimenti di sviluppo della Rtn realizzati entro il 31 dicembre 2007, per ulteriori 12 anni;

c. prevedendo che, nel corso degli anni 2008 e 2009, sia definito un indice di efficacia, da utilizzare in via sperimentale a partire dal 2011, con riferimento agli investimenti che entreranno in funzione entro il 31 dicembre 2009.

— sia opportuno prevedere che il capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari per l'anno 2008, in relazione agli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003 includa le stime comunicate da Terna di entrata in esercizio di nuovi investimenti destinati a tale scopo entro il termine dell'anno 2008;

— sia opportuno subordinare l'inclusione nel capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari di investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003 previsti per gli anni successivi al 2008 al completamento degli investimenti netti inclusi nella base di capitale utilizzata ai fini della definizione dei livelli tariffari applicati nell'anno precedente.

Ritenuto che:

— con riferimento alla regolazione del servizio di distribuzione, sia opportuno introdurre meccanismi tariffari che consentano la promozione di tipologie di investimento ritenute particolarmente utili per lo sviluppo e l'efficienza delle infrastrutture della rete di distribuzione, ad integrazione degli incentivi forniti dalla regolazione della qualità; e che la selezione di detti investimenti, in analogia con i criteri sopra richiamati per il servizio di trasmissione, avvenga tramite la definizione di opportuni indici di efficacia in grado di misurare il beneficio per il sistema elettrico;

— con riferimento al precedente alinea, per dare corso immediato alle iniziative di promozione degli investimenti in infrastrutture di rete in considerazione dei tempi necessari per lo sviluppo di un indice di efficacia che risponda ai criteri di trasparenza, verificabilità, semplicità e facilità di applicazione, similmente a quanto proposto per il servizio di trasmissione, sia necessario:

a. attivare, già dall'inizio del prossimo periodo di regolazione, incentivi mirati su alcune tipologie di investimento, in grado di apportare immediati benefici al sistema elettrico;

b. sviluppare, in corso di periodo regolatorio, indicatori di efficacia degli investimenti, al fine di modulare l'incentivazione prevista;

— sia opportuno superare il sistema basato sulle opzioni tariffarie proposte dalle imprese distributrici, al fine di promuovere lo sviluppo della concorrenza nel segmento della vendita dell'energia elettrica, caratterizzato dalla recente totale apertura alla concorrenza;

— sia opportuno rendere obbligatoria l'applicazione di corrispettivi per prelievi di energia reattiva in relazione ai punti di prelievo con potenza disponibile superiore a 16,5 Kw, nonché in relazione ai prelievi di energia reattiva nei punti di interconnessione tra reti;

— con riferimento al servizio di distribuzione, al fine di consentire l'adeguamento dei sistemi informativi e gestionali, sia opportuno prevedere, limitatamente alle utenze in media tensione per usi diversi e in bassa tensione per usi diversi, un periodo transitorio non superiore a 3 mesi, anche al fine di limitare l'impatto negativo sulla concorrenza, durante il quale le imprese distributrici applicano le opzioni tariffarie di distribuzione in vigore al 31 dicembre 2007, opportunamente ribassate per tenere conto dei nuovi vincoli di ricavo imposti alle imprese per l'anno 2008, prevedendo penalità in capo alle imprese di distribuzione nel caso di mancato rispetto del termine indicato;

— sia opportuno prevedere un regime generale di perequazione e un regime di perequazione specifico aziendale, garantendo la copertura degli scostamenti nei costi sostenuti dalle imprese riconducibili a fattori fuori dal loro controllo;

— sia necessario prevedere, nel corso del prossimo periodo di regolazione, con particolare riferimento alle tariffe a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione, forme di adeguamento dinamico dei corrispettivi tariffari e di revisione a consuntivo del costo riconosciuto, anche alla luce delle profonde modifiche in atto nel contesto elettrico nazionale, non ultime quelle relative all'avvio di specifiche società per l'erogazione del servizio di maggior tutela;

— in relazione a quanto previsto dal precedente alinea, debba essere attivato uno specifico meccanismo di perequazione e che il medesimo debba essere definito entro il 29 febbraio 2008, sulla base delle proposte contenute nel capitolo 25 del secondo documento per la consultazione.

Ritenuto che:

— sia opportuno con riferimento al servizio di misura, ai fini della determinazione e dell'aggiornamento della quota di ammortamento riconosciuta, nonché della revisione del valore del capitale investito in corso di periodo, procedere alla revisione della vita utile riconosciuta ai misuratori elettronici in bassa tensione, prevedendo il riconoscimento di una durata pari a 15 anni;

— in relazione alla dismissione anticipata dei misuratori elettromeccanici in bassa tensione non ancora completamente ammortizzati per poter procedere all'installazione di nuovi misuratori elettronici ai sensi della deliberazione 292/06, sia opportuno riconoscere alle imprese, una quota aggiuntiva di ammortamento in relazione ai misuratori dismessi prima della fine della vita utile standard pari a 20 anni;

— in relazione alla fissazione dei corrispettivi per il servizio di misura, sia opportuno:

a) prevedere l'allocazione diretta dei costi di capitale e ammortamento, ivi inclusi i costi di capitale connessi con i sistemi di telegestione, in maniera differenziata per livello di tensione;

b) prevedere l'allocazione dei costi con criteri in uso nel secondo periodo di regolazione, che facevano riferimento al numero di punti di prelievo e alla potenza, limitatamente ai costi non oggetto di allocazione diretta, tenendo anche conto del numero di letture obbligatorie;

c) dare separata evidenza ai costi riconosciuti a copertura di:

• installazione e manutenzione,
• raccolta del dato di misura;
• validazione e registrazione dei dati.

— in attesa che si completi il piano di installazione e di attivazione di misuratori elettronici in bassa tensione di cui alla deliberazione 292/06, sia opportuno prevedere che, nel caso in cui i misuratori installati non siano in grado di misurare i prelievi di energia reattiva, i corrispettivi per i prelievi di energia reattiva siano posti pari a zero.

Ritenuto inoltre opportuno:

— in vista della revisione dei criteri di deroga all'imposizione delle componenti A, prevedere che le aliquote di dette componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/Kwh possano essere differenziate in funzione di un massimo di 4 (quattro) scaglioni di consumo mensile;

— rinviare l'attivazione del nuovo sistema di deroghe all'imposizione delle componenti A, da attuarsi secondo quanto indicato nel capitolo 44 del primo documento per la consultazione, al 1 aprile 2008, ad invarianza del gettito garantito dalle tipologie interessate; e che la scaglionatura dei corrispettivi per livello di consumo avvenga gradualmente, assorbendo in modo differenziato le variazioni in diminuzione e in aumento delle componenti A disposte a partire dall'1 gennaio 2008.

Ritenuto che sia necessario:

— rinviare a successivi provvedimenti, da emanarsi entro il 29 febbraio 2008, il completamento della disciplina in materia di:

— perequazione dei ricavi relativi alla remunerazione riconosciuta al servizio di misura dell'energia elettrica in bassa tensione;

— modalità di applicazione ed aggiornamento per il periodo di regolazione 2008-2011 dei meccanismi di perequazione specifica aziendale;

— perequazione generale dei costi di distribuzione;

Ritenuto che sia opportuno:

— con riferimento alla regolazione delle imprese elettriche minori, rinviare nel corso dell'anno 2008 il completamento del procedimento di riforma dell'attuale regime delle integrazioni tariffarie, in conformità a quanto previsto nel primo documento per la consultazione, prevedendo una proroga fino al 31 dicembre 2008 dell'attuale regime di riconoscimento dei costi e delle integrazioni tariffarie.

Ritenuto che:

— al fine di migliorare la trasparenza delle condizioni applicate dagli esercenti per la connessione alle reti di trasmissione e di distribuzione, fornendo al contempo adeguati segnali di prezzo ai clienti finali che intendono connettersi alla rete, al fine di rimuovere eventuali barriere allo sviluppo dei mercati al dettaglio della vendita dell'energia elettrica, nonché di promuovere, laddove possibile, lo sviluppo della concorrenza anche nell'ambito delle attività attualmente regolate, sia necessario procedere al semplice riordino della normativa vigente in materia di condizioni economiche di connessione alle reti elettriche, salvo limitati interventi innovativi, in attesa di una revisione complessiva della disciplina, da attuarsi nel corso del terzo periodo di regolazione;

— in attesa del riordino complessivo della disciplina per l'erogazione del servizio di connessione, ivi inclusa l'estensione ai corrispettivi di connessione a forfait del trattamento come contributi in conto capitale, sia opportuno che i contributi a forfait debbano essere assoggettati ad aggiornamento annuale in coerenza con quanto disposto per la quota parte dei corrispettivi di distribuzione a copertura dei costi operativi;

— al fine di evitare che costi generati dai singoli clienti finali vengano redistribuiti sulla generalità dei clienti, sia opportuno limitare il numero di cambi di fornitore esentati dal pagamento dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi, salvaguardando, comunque, i rientri nel servizio di maggior tutela e nel servizio di salvaguardia

Delibera

Articolo 1

Testo integrato per il periodo di regolazione 2008-2011

1.1 È approvato il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011 (di seguito: Testo integrato), allegato alla presente deliberazione di cui forma parte integrante e sostanziale (allegato A).

1.2 Sono approvate le Condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione, allegate alla presente deliberazione di cui formano parte integrante e sostanziale (allegato B).

Articolo 2

Disposizioni transitorie in materia di tariffe di distribuzione per l'anno 2008

2.1 Le imprese distributrici applicano fino al 31 marzo 2008, limitatamente alle utenze in media tensione per usi diversi e alle utenze in bassa tensione per usi diversi, le opzioni tariffarie di distribuzione in vigore al 31 dicembre 2007, ovvero per le imprese ammesse al regime tariffario semplificato di cui all'articolo 13 del Testo integrato 2004-2007, la tariffa di cui al medesimo ticolo 13, con corrispettivi ridotti del 10% per le utenze in bassa tensione e del 5% per le utenze in media tensione.

2.2 Il ricavo effettivo RE_m, di cui all'articolo 34 del Testo integrato, per il periodo 1° gennaio 2008 – 31 marzo 2008, è calcolato tenendo conto di quanto disposto al precedente comma 2.1.

2.3 In caso di mancato rispetto del termine del 31 marzo 2008 di cui al comma 2.1, le imprese di distribuzione, sono obbligate a:

— emettere fatture di conguaglio relativamente al periodo successivo all'1 aprile 2008 sulla base delle tariffe obbligatorie determinate dall'Autorità ai sensi dell'articolo 7 del Testo integrato;

— ridurre per l'anno 2008 l'ammontare RR_m di cui all'articolo 34 del Testo integrato, in misura pari all'1% per ogni mese di ritardo rispetto al termine indicato nel comma 2.1.

Articolo 3

Disposizioni transitorie in materia di corrispettivi per i prelievi di energia reattiva

3.1 In deroga a quanto disposto dal comma 8.1 del Testo integrato e limitatamente alle utenze in bassa tensione, nel caso in cui i misuratori esistenti non siano in grado di misurare i prelievi di energia reattiva, i corrispettivi per i prelievi di energia reattiva previsti dal medesimo comma sono posti pari a zero fino ad avvenuta installazione dei misuratori previsti dalla deliberazione 292/06.

Articolo 4

Certificazione ai fini dell'applicazione delle condizioni tariffarie di cui al comma 16.4 del Testo integrato

4.1 La certificazione di cui al comma 16.5 del Testo integrato, necessaria ai fini dell'applicazione delle condizioni tariffarie di cui al comma 16.4 del Testo integrato deve essere resa disponibile al distributore competente entro il 30 giugno 2008.

4.2 Fino al termine di cui al precedente comma 4.1 il distributore applica, salvo conguaglio, le condizioni di cui al comma 16.4 a fronte di richiesta scritta da parte del soggetto che ha nella disponibilità l'impianto di produzione.

4.3 Il mancato rispetto del termine di cui al comma 4.1 comporta la rifatturazione, per l'intero periodo 1 gennaio – 30 giugno 2008, secondo le condizioni tariffarie previste per i clienti finali.

Articolo 5

Disposizioni in materia di revisione delle deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A di cui al comma 73.1 del Testo integrato

5.1 A partire dall'1 aprile 2008, ai fini delle deroghe di cui al comma 73.1 del Testo integrato, le componenti tariffarie di cui al comma 45.2, lettere da a) a d) del Testo integrato, almeno in relazione alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere f) e g) del medesimo Testo integrato, saranno differenziate prevedendo scaglioni di consumo mensile:

a) fino a 4 Gwh;

b) oltre 4 Gwh fino a 8 Gwh;

c) oltre 8 Gwh fino a 12 Gwh;

d) oltre 12 Gwh.

5.2 La differenziazione dei corrispettivi assorbirà le variazioni in aumento e in diminuzione delle componenti tariffarie A di cui al comma 5.1, registrate a partire dall'1 gennaio 2008.

5.3 In deroga a quanto disposto dal comma 73.1 del Testo integrato, fino al 31 marzo 2008 la soglia del consumo mensile di cui al medesimo comma 73.1 è fissata pari a 8 Gwh.

Articolo 6

Avvio di procedimento per l'individuazione di indicatori di efficacia degli investimenti ai fini dell'incentivazione del potenziamento delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica e in materia di monitoraggio del livello di indebitamento

6.1 È avviato un procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di:

a) definizione di indicatori di efficacia degli investimenti ai fini dell'incentivazione del potenziamento delle infrastrutture di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica;

b) monitoraggio del livello di indebitamento degli esercenti i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica.

6.2 In relazione a quanto previsto dal comma 6.1, lettera b), il procedimento è finalizzato ad individuare strumenti che favoriscano il mantenimento di condizioni di equilibrio economico finanziario del settore, eventualmente disincentivando politiche che prevedano un eccessivo ricorso al capitale di debito.

6.3 Nell'ambito del procedimento di cui al comma 6.1:

a) sono convocati, qualora sia ritenuto opportuno in relazione allo sviluppo del procedimento, incontri con i soggetti interessati e con le formazioni associative che ne rappresentano gli interessi ai fini dell'acquisizione di elementi conoscitivi utili per la formazione e l'adozione dei provvedimenti;

b) sono istituiti, qualora sia ritenuto opportuno in relazione allo sviluppo del procedimento, gruppi di lavoro con la partecipazione dei soggetti interessati;

c) sono resi disponibili, qualora sia ritenuto opportuno in relazione allo sviluppo del procedimento, documenti per la consultazione contenenti proposte di provvedimenti in materia.

6.4 Il Direttore responsabile della Direzione tariffe dell'Autorità procede:

a) allo svolgimento delle attività conoscitive ed istruttorie per il perseguimento delle finalità di cui ai commi 6.1 e 6.2 del presente articolo;

b) alle convocazioni e all'organizzazione degli incontri con gli operatori ritenuti necessari, fissandone le modalità in relazione alle esigenze di conduzione e sviluppo del procedimento;

c) alla predisposizione di documenti per la consultazione e di proposte all'Autorità per gli interventi di competenza.

Articolo 7

Disposizioni in materia di condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione

7.1 Fino al riordino complessivo della disciplina per l'erogazione del servizio di connessione, l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, i contributi riportati nelle tabelle da 1 a 8 dell'allegato B al presente provvedimento, in coerenza con le disposizioni di cui al comma 10.1 del Testo integrato.

Articolo 8

Disposizioni finali

8.1 La deliberazione dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04 come successivamente modificata e integrata, continua ad essere applicata limitatamente alla definizione delle partite di competenza del periodo anteriore all'1 gennaio 2008.

8.2 È abrogato il punto 2 della deliberazione 272/07.

8.3 Il presente provvedimento viene pubblicato sulla Gazzetta ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore a far data dall'1 gennaio 2008.

Allegato A

Testo integrato delle disposizioni dell'autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica

Parte I

Definizioni

Articolo 1

Definizioni

1.1 Ai fini dell'interpretazione e dell'applicazione delle disposizioni contenute nel presente provvedimento si applicano le seguenti definizioni:

— l'Autorità è l'Autorità per l'energia elettrica e il gas;

— alta tensione (AT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 35 Kv e uguale o inferiore a 150 Kv;

— altissima tensione (AAT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 150 Kv;

— bassa tensione (BT) è una tensione nominale tra le fasi uguale o inferiore a 1 Kv;

— la Cassa è la Cassa conguaglio per il settore elettrico;

— cliente del servizio di maggior tutela è il cliente finale di cui all'articolo 1, comma 2 del decreto legge 18 giugno 2007, convertito, con modifiche, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;

— cliente finale è la persona fisica o giuridica che non esercita l'attività di distribuzione e che preleva l'energia elettrica, per la quota di proprio uso finale, da una rete con obbligo di connessione di terzi anche attraverso reti interne di utenza e linee dirette;

— codice di rete è il codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete di cui all'articolo 1, comma 4 del Dpcm 11 maggio 2004, ovvero il codice di rete tipo per la distribuzione dell'energia elettrica definito in esito al procedimento avviato con la deliberazione 22 ottobre 2007, n. 268/07, positivamente verificato dall'Autorità;

— componente Cde è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/Kwh, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;

— componente Cdf è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di interconnessione per anno, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulle reti di distribuzione per le imprese distributrici;

— 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;

— componente Ctr_ENEL, è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/Kwh, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale, dovuto dall'impresa distributrice Enel Distribuzione Spa;

— componente Ctr*, è la quota parte della componente CTR_ENEL, a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale riconosciuti in relazione alla rete in alta tensione trasferita da Elat Srl a Terna;

— componente MCT è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/Kwh, per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale di cui all'articolo 4, comma 1-bis, della legge 368/2003;

— componente MIS₁ è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi al servizio di misura;

— componente MIS₃ è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/Kwh, a copertura dei costi relativi al servizio di misura;

— componente TRAS è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/Kwh, a copertura dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale prelevata in punti di prelievo nella titolarità di clienti finali;

— componenti UC₁ sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/Kwh a copertura degli squilibri della perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela nel periodo 1° luglio 2007–31 dicembre 2007;

— componenti UC₃ sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/Kwh, a copertura degli squilibri dei sistemi di perequazione dei costi di distribuzione, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/kWh, a copertura dei meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi;

— componenti UC₄ sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/Kwh, a copertura delle integrazioni di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a) del provvedimento Cip 34/74 e successivi aggiornamenti;

— componenti UC₆ sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/Kwh a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio;

— componenti UC₇ sono le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh, a copertura degli oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali;

— componente ρ1 è la componente tariffaria della tariffa di riferimento TV1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

— componente ρ3 è la componente tariffaria della tariffa di riferimento TV1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di distribuzione e dei costi relativi all'erogazione del medesimo servizio;

— componente σ₁ è la componente tariffaria della tariffa di riferimento D1, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi all'erogazione dei servizi di trasmissione, di distribuzione e di misura dell'energia elettrica;

— componente σ₂ è la componente tariffaria della tariffa di riferimento D1, espressa in centesimi di euro/kW impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione;

— componente σ₃ è la componente tariffaria della tariffa di riferimento D1, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione e di distribuzione;

— componente τ₁(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

— componente τ₂(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/Kw impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

— componente τ₃(D2) è la componente tariffaria della tariffa D2, espressa in centesimi di euro/Kwh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

— componente τ₁(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

— componente τ₂(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/Kw impegnato per anno, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

— componente τ₃(D3) è la componente tariffaria della tariffa D3, espressa in centesimi di euro/Kwh, a copertura dei costi relativi alle infrastrutture dedicate al servizio di trasmissione, di distribuzione e di misura e dei costi relativi all'erogazione dei medesimi servizi;

- corrispettivo GF (gradualità fasce) è il corrispettivo di dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh e differenziato per le fasce orarie F1, F2 e F3, a garanzia della gradualità in ordine all'applicazione di corrispettivi di vendita differenziati per fasce orarie ai clienti non domestici connessi in bassa tensione diversi dall'illuminazione pubblica, di cui all'articolo 1, comma 1, del Tiv;

— costi ambientali sono i costi ambientali endogeni al servizio conseguenti a normative nazionali e locali;

— costi compensativi sono i costi compensativi esogeni al servizio conseguenti a normative nazionali e locali;

— dispacciamento è il servizio di dispacciamento di cui alla deliberazione 111/06;

— distribuzione è il servizio di distribuzione esercitato in concessione dagli aventi diritto ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo 79/1999, per il trasporto e la trasformazione dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione;

— energia netta è il bilancio tra energia prelevata e energia immessa con riferimento a un insieme definito di punti di interconnessione e relativa ad un determinato periodo di tempo;

— energia reattiva è l'energia reattiva induttiva;

— esercente è l'esercente uno o più servizi di pubblica utilità nel settore dell'energia elettrica che eroga i servizi e regola i rapporti con le parti mediante la stipula di contratti le cui condizioni economiche o tecniche sono disciplinate dal presente Testo Integrato;

— fattore di potenza è un parametro funzione del rapporto tra l'energia reattiva e l'energia attiva immesse o prelevate in un punto di immissione o di prelievo;

— gestore della rete è la persona fisica o giuridica responsabile, anche non avendone la proprietà, della gestione di una rete elettrica con obbligo di connessione di terzi, nonché delle attività di manutenzione e di sviluppo della medesima, ivi inclusi Terna e le imprese distributrici, di cui al decreto legislativo 79/1999;

— Gestore dei servizi elettrici è la società Gestore dei servizi elettrici – Gse Spa di cui al Dpcm 11 maggio 2004;

— impresa distributrice è l'impresa esercente l'attività di distribuzione ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo 79/1999;

— linea diretta è una rete elettrica che collega un centro di produzione a un centro di consumo indipendentemente dalle reti di trasmissione e di distribuzione;

— media tensione (MT) è una tensione nominale tra le fasi superiore a 1 Kv e uguale o inferiore a 35 Kv;

— misura dell'energia elettrica è l'attività di misura finalizzata all'ottenimento di misure dell'energia elettrica e della potenza, attiva e reattiva;

— misuratore di energia elettrica è un dispositivo funzionale alla misura dell'energia elettrica, destinato a misurare l'energia elettrica e la potenza attiva, ed eventualmente reattiva, mediante integrazione della potenza rispetto al tempo, sigillato dagli Uffici tecnici di Finanza;

— misuratore elettronico relativo a punti di prelievo in bassa tensione è un misuratore dell'energia elettrica avente i requisiti minimi di cui alla deliberazione 292/06;

— misure dell'energia elettrica sono i valori di energia elettrica e della potenza (attiva e, ove previsto, reattiva) misurati da un misuratore di energia elettrica;

— parte A e parte B sono le parti variabili della tariffa elettrica di cui dell'articolo 1 della deliberazione 70/97;

— periodo di emergenza è il periodo di tempo che comprende le ore fisse interessate da un disservizio di rete o da interventi di manutenzione, inclusa l'ora fissa di inizio del disservizio o degli interventi;

— periodo di regolazione è il periodo pluriennale di cui all'articolo 2, comma 18, della legge 481/1995;

— potenza disponibile è la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato. La potenza disponibile è la potenza per la quale è stato corrisposto il contributo di allacciamento;

— potenza disponibile è la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato. La potenza disponibile è la potenza per la quale è stato corrisposto il contributo di allacciamento, ovvero la potenza richiesta dal titolare del punto di prelievo, ridotta rispetto a quella per la quale è stato corrisposto il contributo di allacciamento, a condizione che la riduzione di potenza sia stata richiesta dal titolare del punto di prelievo e fissata contrattualmente;

— potenza contrattualmente impegnata è il livello di potenza, indicato nei contratti, reso disponibile dall'esercente ove siano presenti dispositivi atti a limitare la potenza prelevata; per motivi di sicurezza l'esercente può derogare dall'installazione del limitatore di potenza;

— potenza impegnata è:

i) la potenza contrattualmente impegnata ove consentito;

ii) il valore massimo della potenza prelevata nel mese, per tutti gli altri casi.

— potenza nominale di un generatore elettrico è la massima potenza ottenibile in regime continuo che è riportata sui dati di targa del generatore, come fissati all'atto della messa in servizio o rideterminati a seguito di interventi di riqualificazione del macchinario;

— potenza nominale di un impianto è la somma aritmetica delle potenze nominali dei generatori elettrici, compresi quelli di riserva, destinati alla produzione di energia elettrica;

— potenza prelevata è, in ciascuna ora, il valore medio della potenza prelevata nel quarto d'ora fisso in cui tale valore è massimo; in alternativa, è facoltà dell'esercente assumere come potenza prelevata il 70% della potenza massima istantanea;

— punto di emergenza è il punto in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi al fine di consentire l'alimentazione nei casi in cui il cliente finale non possa prelevare l'energia elettrica attraverso un punto di prelievo, indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;

— punto di immissione è il punto in cui l'energia elettrica viene immessa in una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un impianto di produzione elettrica;

— punto di interconnessione è un punto di connessione circuitale tra due reti con obbligo di connessione a terzi; i punti di prelievo nella disponibilità di clienti finali direttamente connessi alla Rtn, ai fini della regolazione delle partite tra imprese distributrici, tra imprese distributrici e Terna e ai fini della perequazione generale, sono assimilati a punti di interconnessione tra una rete di distribuzione e l'Rtn;

— punto di interconnessione di emergenza è il punto di interconnessione utilizzato al fine di consentire l'alimentazione nei casi in cui un'impresa distributrice non possa prelevare l'energia elettrica attraverso un altro punto di interconnessione, indicato come principale, a causa di disservizi di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione;

— punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale è un punto di connessione di un impianto di produzione di energia elettrica ad una rete di distribuzione;

— punto di prelievo è il singolo punto in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un cliente finale ovvero l'insieme dei punti in cui l'energia elettrica viene prelevata da una rete con obbligo di connessione di terzi da parte di un cliente finale, nel caso in cui la potenza disponibile in ciascuno di detti punti sia non superiore a 500 W, entro il limite di complessivi 100 Kw, e l'energia elettrica prelevata sia destinata all'alimentazione di lampade votive, di cartelli stradali e pubblicitari, di cabine telefoniche, di impianti di illuminazione pubblica e di altre utilizzazioni con caratteristiche similari ovvero, in presenza di una linea dedicata ad un impianto di illuminazione pubblica, il singolo punto coincidente, per connessioni MT, con lo stallo di cabina primaria su cui si attesta la suddetta linea o, per connessioni BT, con la partenza in cabina secondaria della linea dedicata;

— Rete di trasmissione nazionale (Rtn) è la rete elettrica di trasmissione nazionale come individuata dal decreto 25 giugno 1999 e successive modifiche e integrazioni ed integrata a seguito dei successivi interventi di sviluppo deliberati da Terna;

— reti con obbligo di connessione di terzi sono:

i) le reti i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi secondo quanto previsto dall'articolo 3, comma 1, e dall'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo 79/1999, ivi incluse le reti di cui all'articolo 3, comma 3, del decreto 25 giugno 1999;

ii) le piccole reti isolate di cui all'articolo 7 del decreto legislativo 79/1999;

iii) le reti elettriche che, alla data dell'entrata in vigore del medesimo decreto legislativo, erano gestite da soggetti diversi dalle imprese distributrici ed alle cui infrastrutture erano connessi soggetti diversi dal gestore delle medesime;

iv) la rete interna d'utenza di proprietà della società Ferrovie dello Stato Spa non facente parte della rete di trasmissione nazionale, su cui grava l'obbligo di connessione di terzi ai sensi dell'articolo 3, comma 4, del decreto 25 giugno 1999;

— reti di distribuzione sono le reti con obbligo di connessione di terzi diverse dalla rete di trasmissione nazionale;

— reti interne d'utenza sono le reti elettriche stabilite sul territorio nazionale diverse dalle reti con obbligo di connessione di terzi e dalle linee dirette;

— servizio di maggior tutela o maggior tutela è il servizio di vendita di energia elettrica di cui all'articolo 1, comma 2, del decreto legge 18 giugno 2007, convertito, con modifiche, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;

— servizio di misura dell'energia elettrica coincide con l'attività di misura dell'energia elettrica;

— servizio di salvaguardia o salvaguardia è il servizio di vendita di energia elettrica di cui all'articolo 1, comma 4, secondo periodo del decreto legge 18 giugno 2007, convertito, con modifiche, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125;

— sistema delle offerte è il sistema delle offerte di acquisto di vendita dell'energia elettrica e di tutti i servizi connessi di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 79/1999;

— subentro è, in relazione al singolo punto di prelievo, l'attivazione di un contratto di trasporto in maniera non contestuale alla cessazione del contratto di trasporto del cliente precedentemente connesso al medesimo punto con disalimentazione del punto di prelievo stesso;

— tariffa è il prezzo massimo unitario di un servizio di pubblica utilità, al netto delle imposte, ai sensi della legge 481/1995;

— Terna è la società Terna – Rete elettrica nazionale Spa, di cui al Dpcm 11 maggio 2004;

— Tic è l'allegato B alla deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2007, n. 348/07 recante Condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione;

— Tilp è il testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas in ordine alla determinazione convenzionale per fasce orarie dei profili di prelievo dell'energia elettrica corrispondente ai clienti finali con prelievi non trattati su base oraria, di cui all'allegato A alla deliberazione dell'Autorità 31 ottobre 2007, n. 278/07, come successivamente modificato e integrato;

— trasmissione è il servizio di trasmissione di cui all'articolo 3 del decreto legislativo 79/1999 per il trasporto e la trasformazione dell'energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale;

— unità di produzione Cip 6/92 è un'unità di produzione che cede energia elettrica al Gestore del sistema elettrico ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo 79/1999;

— usi propri della trasmissione sono i consumi di energia elettrica degli esercenti che svolgono il servizio di trasmissione, esclusivamente e direttamente funzionali all'erogazione del medesimo servizio, inclusi i consumi connessi con lo svolgimento delle attività commerciali legate al servizio di trasmissione;

— usi propri della distribuzione sono i consumi di energia elettrica degli esercenti che svolgono il servizio di distribuzione, esclusivamente e direttamente funzionali all'erogazione del medesimo servizio, inclusi i consumi connessi con lo svolgimento delle attività commerciali legate al servizio di distribuzione. Non rientrano in tale ambito i consumi di energia elettrica connessi con l'erogazione del servizio di acquisto e vendita dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato al servizio di maggior tutela;

— utenza è un impianto elettrico connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi;

— voltura è, in relazione al singolo punto di prelievo, la cessazione del contratto di trasporto con un cliente e la contestuale stipula del contratto con un nuovo cliente, senza disalimentazione del punto di prelievo stesso;

-— * --

— direttiva 96/92/Ce è la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996, successivamente abrogata dalla direttiva 2003/54/Ce è la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003;

— legge 481/1995 è la legge 14 novembre 1995, n. 481/95;

— legge 83/2003 è il decreto legge 18 febbraio 2003, n. 25, convertito, con modificazioni, dalla legge 17 aprile 2003, n. 83;

— legge 368/2003 è la legge 24 dicembre 2003, n. 368, di conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge 14 novembre 2003, n. 314, pubblicata nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 6 del 9 gennaio 2004;

— legge 239/2004 è la legge 23 agosto 2004, n. 239 pubblicata nella Gazzetta ufficiale n. 215 del 13 settembre 2004;

— legge 125/2007 è la legge 3 agosto 2007, n. 125 pubblicata nella Gazzetta ufficiale. n. 188 del 14 agosto 2007;

— legge finanziaria 2005 è la legge 30 dicembre 2004, n. 311;

— legge finanziaria 2006 è la legge 23 dicembre 2005, n. 266;

— decreto legislativo 79/1999 è il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

— decreto legislativo 387/2003 è il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, pubblicato nella Gazzetta ufficiale n. 25, Supplemento ordinario n. 17, del 31 gennaio 2004;

— decreto 19 dicembre 1995 è il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 36 del 16 febbraio 1996;

— decreto 25 giugno 1999 è il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 25 giugno 1999, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Supplemento ordinario, n. 151 del 30 giugno 1999;

— decreto 26 gennaio 2000 è il decreto del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica 26 gennaio 2000, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 27 del 3 febbraio 2000, come successivamente modificato e integrato dal decreto del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato di concerto con il Ministro del tesoro del bilancio e della programmazione economica 17 aprile 2001, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 97 del 27 aprile 2001;

— decreto 22 dicembre 2000 è il decreto del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato 22 dicembre 2000, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 15 del 19 gennaio 2001;

— decreto 11 maggio 2004 è il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004 pubblicato nella Gazzetta ufficiale n. 115 del 18 maggio 2004, recante criteri, modalità e condizioni per l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione;

— decreto 20 luglio 2004 è il decreto ministeriale 20 luglio 2004 recante Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per l'incremento dell'efficienza energetica negli usi finali di energia, ai sensi dell'articolo 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, come successivamente modificato e integrato;

— decreto 20 aprile 2005 è il decreto del Ministero delle attività produttive 20 aprile 2005, pubblicato nella Gazzetta ufficiale n. 98 del 29 aprile 2005 relativo alla Concessione alla società Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale.

— decreto 28 luglio 2005 è il decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, recante "Criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, come integrato e modificato con il decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 6 febbraio 2006";

— decreto 6 febbraio 2006 è il decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 6 febbraio 2006;

— decreto 19 febbraio 2007 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 19 febbraio 2007, pubblicato nella Gazzetta ufficiale n. 65 del 19 marzo 2007;

- decreto 28 dicembre 2007 è il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze, delle politiche per la famiglia e della solidarietà sociale 28 dicembre 2007, recante Determinazione dei criteri per la definizione delle compensazioni della spesa sostenuta per la fornitura di energia elettrica per i clienti economicamente svantaggiati e per i clienti in gravi condizioni di salute, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 41 del 18 febbraio 2008;

— decreto ministeriale 18 dicembre 2008: è il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 18 dicembre 2008, recante l'aggiornamento delle direttive per l'incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ai sensi dell'articolo 11, comma 5, del decreto legislativo 79/99;

— provvedimento Cip 34/74 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 6 luglio 1974, n. 34, pubblicato nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 181 dell'11 luglio 1974;

— provvedimento Cip 6/92 è il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6, pubblicato sulla Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 170 del 12 maggio 1992;

— deliberazione 70/97 è la deliberazione dell'Autorità 26 giugno 1997, n. 70/97, pubblicata nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 150 del 30 giugno 1997, come successivamente modificata ed integrata;

— deliberazione 223/00 è la deliberazione dell'Autorità 13 dicembre 2000, n. 223/00, pubblicata nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 296 del 20 dicembre 2000;

— deliberazione 42/02 è la deliberazione dell'Autorità 19 marzo 2002, n. 42/02 e successivi aggiornamenti;

— deliberazione 151/03, è la deliberazione dell'Autorità 12 dicembre 2003, n. 151/03, pubblicata nella Gazzetta ufficiale, Serie generale, n. 2 del 3 gennaio 2004, come successivamente modificata e integrata;

— deliberazione 5/04, è la deliberazione dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04, come successivamente modificata e integrata;

— deliberazione 60/04 è la deliberazione dell'Autorità 22 aprile 2004, n. 60/04;

— deliberazione 96/04: è la deliberazione dell'Autorità 22 giugno 2004, n. 96/04, come successivamente modificata e integrata;

— deliberazione 250/04: è la deliberazione dell'Autorità 30 dicembre 2004, n. 250/04, come successivamente modificata e integrata;

— deliberazione 188/05: è la deliberazione dell'Autorità 14 settembre 2005, n. 188/05, come successivamente modificata e integrata;

— deliberazione 235/05: è la deliberazione dell'Autorità 10 novembre 2005, n. 235/05;

— deliberazione 281/05 è la deliberazione dell'Autorità 19 dicembre 2005, n. 281/05, come successivamente modificata e integrata;

— deliberazione 300/05: è la deliberazione dell'Autorità 29 dicembre 2005, n. 300/05;

— deliberazione 4/06: è la deliberazione dell'Autorità 11 gennaio 2006, n. 4/06, come successivamente modificata dalla deliberazione 13/07;

— deliberazione 28/06 è la deliberazione dell'Autorità 10 febbraio 2006, n. 28/06;

— deliberazione 111/06 è la deliberazione dell'Autorità 9 giugno 2006, n. 111/06;

— deliberazione 113/06 è la deliberazione dell'Autorità 16 giugno 2006, n. 113/06;

— deliberazione 289/06: è la deliberazione dell'Autorità 15 dicembre 2006, n. 289/06;

— deliberazione 292/06 è l'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità 18 dicembre 2006, n. 292/06, come successivamente integrato e modificato;

— deliberazione 13/07: è la deliberazione dell'Autorità 23 gennaio 2007, n. 13/07;

— deliberazione 36/07: è la deliberazione dell'Autorità 23 febbraio 2007, n. 36/07;

— deliberazione 89/07 è la deliberazione dell'Autorità 11 aprile 2007, n. 89/07;

— deliberazione 90/07 è la deliberazione dell'Autorità 13 aprile 2007, n. 90/07;

— deliberazione 122/07 è la deliberazione dell'Autorità 30 maggio 2007, n. 122/07;

— deliberazione 280/07 è la deliberazione dell'Autorità 6 novembre 2007, n. 280/07;

— deliberazione 312/07 è la deliberazione dell'Autorità 11 dicembre 2007, n. 312/07;

— deliberazione 341/07: è la deliberazione dell'Autorità 27 dicembre 2007, n. 341/07 recante regolazione della qualità del servizio di trasmissione, per il periodo di regolazione 2008-2011;

— deliberazione ARG/elt 33/10 è la deliberazione 19 marzo 2010 ARG/elt 33/10;

— deliberazione ARG/elt 1/09: è la deliberazione dell'Autorità 9 gennaio 2009, ARG/elt 1/09;

- deliberazione ARG/elt 2101/09: è la deliberazione dell'Autorità 28 dicembre 2009, ARG/elt 201/09;

— deliberazione ARG/elt 15/10: è la deliberazione dell'Autorità 9 febbraio 2010, ARG/elt 15/10 come successivamente modificata e integrata;

— Tiqe (Testo integrato della qualità dei servizi elettrici 2008-2011): è il Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011, approvato con deliberazione dell'Autorità 19 dicembre 2007, n. 333/07, come successivamente modificato e integrato;

— Tiu (Testo integrato unbundling) è il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità in merito agli obblighi di separazione amministrativa e contabile (unbundling) per le imprese operanti nei settori dell'energia elettrica e del gas e relativi obblighi di pubblicazione e comunicazione, come successivamente integrato e modificato, approvato con deliberazione dell'Autorità 18 gennaio 2007, n. 11/07;

— Tiv (Testo integrato vendita) è il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di vendita dell'energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007 n. 73/07, approvato con deliberazione 27 giugno 2007, n. 156/07, come successivamente modificato e integrato.

Parte II

Regolazione dei corrispettivi

Titolo I

Disposizioni generali

Articolo 2

Ambito oggettivo

2.1 La presente parte reca le disposizioni aventi ad oggetto la regolazione dei corrispettivi per la remunerazione dei seguenti servizi di pubblica utilità:

a) trasmissione dell'energia elettrica;

b) distribuzione dell'energia elettrica;

c) misura dell'energia elettrica, articolato nelle seguenti attività:

i) installazione e manutenzione dei misuratori;

ii) raccolta delle misure dell'energia elettrica;

iii) validazione e registrazione delle misure dell'energia elettrica.

2.2 I contratti aventi ad oggetto i servizi di cui al comma 2.1 relativi a punti di prelievo nella titolarità di clienti finali devono corrispondere alle seguenti tipologie:

a) per utenze domestiche in bassa tensione, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare:

i) le applicazioni in locali adibiti ad abitazioni a carattere familiare o collettivo, con esclusione di alberghi, scuole, collegi, convitti, ospedali, istituti penitenziari e strutture abitative similari; tali applicazioni comprendono i servizi generali in fabbricati che comprendano una sola abitazione;

ii) le applicazioni relative a servizi generali in edifici di al massimo due unità immobiliari, le applicazioni relative all'alimentazione di infrastrutture di ricariva private per veicoli elettrici, le applicazioni in locali annessi o pertinenti all'abitazione ed adibiti a studi, uffici, laboratori, gabinetti di consultazione, cantine o garage o a scopi agricoli, purché l'utilizzo sia effettuato con unico punto di prelievo per l'abitazione e i locali annessi e la potenza disponibile non superi 15 Kw;

b) per utenze in bassa tensione di illuminazione pubblica, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare gli impianti di illuminazione di aree pubbliche da parte dello Stato, delle Province, dei Comuni o degli altri soggetti pubblici o privati che ad essi si sostituiscono in virtù di leggi o provvedimenti;

c) per utenze in bassa tensione diverse da quelle di cui alle lettere a) e b) del presente comma, ivi incluse 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 alla precedente lettera a);

d) per utenze in media tensione di illuminazione pubblica, dove per tali si considerano i contratti riguardanti l'energia elettrica utilizzata per alimentare gli impianti di illuminazione di aree pubbliche da parte dello Stato, delle Province, dei Comuni o degli altri soggetti pubblici o privati che ad essi si sostituiscono in virtù di leggi o provvedimenti;

e) per utenze in media tensione diverse da quelle di cui alla lettera d) del presente comma;

f) per utenze in alta tensione e altissima tensione diverse da quelle di cui alla successiva lettera g), con una tensione nominale tra le fasi fino a 220 Kv;

g) per utenze in altissima tensione con una tensione nominale tra le fasi superiore a 220 Kv.

2.3 La regolazione dei corrispettivi di cui al comma 2.1 è riferita a prestazioni rese nel rispetto delle condizioni e dei livelli di qualità dei servizi definiti dalle vigenti deliberazioni dell'Autorità e dai codici di rete.

Articolo 3

Criteri generali di regolazione dei corrispettivi

3.1 Le tariffe per i servizi di cui al comma 2.1, come disciplinate dal presente provvedimento, sono applicate dall'esercente in maniera non discriminatoria a tutte le attuali e potenziali controparti appartenenti alla medesima tipologia contrattuale.

3.2 L'esercente rende disponibili livelli di potenza contrattualmente impegnata pari a 1,5; 3,0; 4,5; 6,0; 10; 15; 20; 25 e 30 kW. Entro il limite di 30 Kw, l'esercente può rendere disponibili ulteriori livelli di potenza contrattualmente impegnata.

3.3 Nei casi di cui al comma 3.2, il dispositivo atto a limitare la potenza prelevata è tarato al livello della potenza contrattualmente impegnata, incrementato almeno del 10%.

3.4 Gli importi derivanti dall'applicazione di componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi di euro/Kw impegnato per anno, sono addebitati in quote mensili calcolate dividendo per dodici i medesimi corrispettivi medesimi importi ed arrotondate con criterio commerciale alla seconda cifra decimale, se espresse in centesimi di euro, o alla quarta cifra decimale, se espresse in euro.

3.5 Gli importi derivanti dall'applicazione di componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh con più di due cifre decimali, se espresse in centesimi di euro, o quattro cifre decimali, se espresse in euro, sono arrotondati con criterio commerciale alla seconda cifra decimale, se espresse in centesimi di euro, o alla quarta cifra decimale, se espresse in euro.

3.6 3.5 In nessun caso può essere richiesto il pagamento di corrispettivi con riferimento al periodo successivo alla cessazione dell'erogazione del servizio. Nel caso di cessazione, subentro, voltura o nuovo allacciamento, nel mese in cui la cessazione, il subentro o il nuovo allacciamento si verificano, le componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/punto di prelievo per anno, ovvero in centesimi di euro/Kw impegnato per anno, devono essere moltiplicate, ai fini della determinazione degli importi dovuti per il medesimo mese, per un coefficiente pari al rapporto tra il numero di giorni di durata del contratto nel medesimo mese e 365 (trecentosessantacinque).

Articolo 4

Definizione e pubblicazione delle tariffe

4.1 A decorrere dall'anno 2008, l'Autorità definisce e pubblica, entro il 31 ottobre di ciascun anno, le tariffe di riferimento e le tariffe obbligatorie che devono essere applicate dagli esercenti nell'anno successivo alle attuali o potenziali controparti di contratti aventi ad oggetto l'erogazione dei servizi di cui al comma 2.1.

4.2 Entro 30 (trenta) giorni dalla data di pubblicazione delle tariffe di riferimento e delle tariffe obbligatorie da parte dell'Autorità, gli esercenti pubblicano a loro volta, sul proprio sito internet, le tariffe relative ai servizi erogati. La medesime devono essere altresì rese disponibili presso i propri uffici aperti al pubblico.

Titolo II

Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi

Sezione 1

Tariffa per il servizio di trasmissione dell'eenrgia elettrica per punti di prelievo nella titolarità di clienti finali

Articolo 5

Tariffa di trasmissione per punti di prelievo nella titolarità di clienti finali

5.1 Ciascuna impresa distributrice, applica alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2 lettere da b) a g), una tariffa a copertura dei costi relativi al servizio di trasmissione, composta dalla componente tariffaria Tras.

5.2 La componente tariffaria Tras è pari alla componente Ctr di cui al comma 13.1 corretta tenendo conto delle perdite di rete, ed assume i valori di cui alla tabella 1 dell'allegato n. 1 .

5.3 La componente tariffaria Tras è aggiornata annualmente tenuto conto di quanto disposto al precedente comma 5.2 e di quanto disposto all'articolo 18.

Sezione 2

Corrispettivi per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica per punti di prelievo nella titolarità dei clienti fanali

Articolo 6

Tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione

6.1 La tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione per le attuali e potenziali controparti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), è denominata tariffa TV1 ed è composta dalle seguenti componenti, i cui valori sono fissati nella tabella 2 di cui all'allegato n. 1:

a) ρ₁, composta dagli elementi ρ₁(disMT), ρ₁ (disBT) e ρ₁(cot);

b) ρ₃, composta dagli elementi ρ₃(disAT), ρ₃(disMT), ρ₃(disBT) e ρ₃(cot).

Articolo 7

Tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione

7.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g) una tariffa obbligatoria fissata dall'Autorità a copertura dei costi relativi al servizio di distribuzione.

7.2 I valori delle componenti tariffarie per il servizio di distribuzione, obbligatoriamente applicate alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g) sono fissati nella tabella 3, di cui all'allegato 1.

Articolo 8

Corrispettivo per prelievi di energia reattiva

8.1 Ciascuna impresa distributrice, nel caso di punti di prelievo nella disponibilità di clienti finali con potenza disponibile superiore a 16,5 Kw, per prelievi con insufficiente fattore di potenza, applica le componenti fissate nella tabella 4 di cui all'allegato n. 1.

8.2 Con riferimento ai punti di prelievo dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per fasce orarie, per l'energia reattiva prelevata nella fascia F3 le componenti tariffarie di cui al comma 8.1 sono poste pari a zero.

Articolo 9

Punti di emergenza

9.1 Ai fini dell'applicazione delle tariffe obbligatorie di cui all'articolo 7, la potenza impegnata e l'energia elettrica prelevata in un punto di emergenza durante il periodo di emergenza sono convenzionalmente attribuite al punto di prelievo, indicato come principale nel contratto avente ad oggetto il servizio di trasporto ed interessato dal disservizio di rete per cause accidentali o imprevedibili ovvero per interventi di manutenzione.

Articolo 10

Aggiornamento delle componenti della tariffa di riferimento TV1

10.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ₁ e ρ₃ a copertura dei costi operativi applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale.

10.2 Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008–31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 10.1, lettera b), è pari al 1,9%.

10.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ₁ e ρ₃ a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati;

d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti sulle reti di distribuzione incentivati ai sensi di quanto disposto dal successivo articolo 11 ed entrati in esercizio.

10.4 Ai fini di quanto previsto al comma 10.3, lettera c) e d), sono portati in detrazione dal valore lordo dell'investimento anche gli eventuali contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.

10.5 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti ρ₁ e ρ₃ a copertura degli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni effettuate a qualsiasi titolo e completamento della vita utile standard dei cespiti;

d) il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio.

10.6 Ai fini di quanto previsto al comma 10.5, lettera d), sono riconosciute ai fini tariffari quote di ammortamento, per un periodo pari alla durata convenzionale stabilita nella tabella 5 dell'allegato 1, anche in relazione a cespiti il cui valore lordo risulti in tutto o in parte compensato da contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.

10.7 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, entro il 31 ottobre di ciascun anno, a partire dall'anno 2009, l'Autorità determina una quota correttiva degli elementi ρ1(cot), ρ3(cot) della tariffa di riferimento TV1 da applicare nell'anno successivo t, alle tipologie contrattuali di cui al comma 2.2 lettere b) e c) sulla base di quanto disposto al comma 10.8.

10.8 La quota correttiva degli elementi ρ1(cot), ρ3(cot) della tariffa di riferimento TV1 di cui al comma 10.7 è determinata con l'obbiettivo di compensare lo squilibrio ΔCOT tenendo conto della variazione attesa dei volumi del servizio erogato. Detto squilibrio, rilevato a consuntivo relativamente all'anno t-2 secondo la formula di seguito riportata, è corretto in relazione ai tassi di variazione di cui al comma 10.1, lettere a) e b).

 

 

dove:

− m indica l'impresa distributrice che ha costituito separata società di vendita per l'erogazione del servizio di maggior tutela;

−CE^COT_m,t-2 è il livello dei costi effettivi ammissibili per l'attività di commercializzazione del servizio di distribuzione, di competenza dell'anno t-2, rilevati contabilmente a consuntivo, come desumibili dai conti annuali separati redatti in applicazione delle disposizioni della deliberazione 11/07, relativamente al comparto di cui al comma 6.4, lettera f); in relazione all'ammissibilità dei costi, l'Autorità opera in coerenza con i criteri utilizzati per la fissazione dei costi riconosciuti per l'attività di distribuzione dell'energia elettrica per il periodo regolatorio 2008-2011;

— RAP ^{COT, AT | MT}_m,t−2 è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale connessa in altissima, alta e media tensione, di competenza dell'anno t-2, derivante dall'applicazione degli elementi ρ₁(cot), ρ₃cot) della tariffa di riferimento TV1 a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e dall'applicazione dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla tabella 2 del Tic, per ciascuna impresa distributrice m;

− RAP^{COT, BT}_m,t-2 è la somma dei ricavi ammessi, per ciascuna tipologia contrattuale connessa in bassa tensione, di competenza dell'anno t-2, derivante dall'applicazione degli elementi ρ₁(cot), ρ₃(cot) e σ₁(cot) delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e dall'applicazione dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla tabella 2 del Tic, per ciascuna impresa distributrice m.

Articolo 11

Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di distribuzione

11.1 La remunerazione degli investimenti per il servizio di distribuzione avviene in applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a condizione che detti investimenti siano compatibili con l'efficienza e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di economicità.

11.2 Per il periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, il tasso di remunerazione del capitale investito netto per il servizio di distribuzione è fissato pari al 7,0%, salvo quanto disposto dai seguenti commi.

11.3 Entro il 31 luglio di ciascun anno t, a partire dall'anno 2008, ciascuna impresa concessionaria del servizio di distribuzione comunica all'Autorità, utilizzando la modulistica predisposta dalla Direzione tariffe dell'Autorità:

a) gli investimenti entrati in esercizio nel corso dell'anno t-1, riportati sui bilanci sottoposti a revisione contabile, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 11.4;

b) le dismissioni effettuate nel corso dell'anno t-1 per le tipologie di investimento individuate al comma 11.4 lettera b), indicando l'anno di messa in esercizio del cespite dimesso, precisando altresì se il cespite dismesso è stato oggetto di successiva alienazione;

c) la documentazione comprovante il rispetto dei requisiti di cui ai commi 11.5 e 11.6;

d) gli investimenti e le dismissioni programmate per i tre anni successivi mediante un prospetto riportante l'illustrazione degli obiettivi, dei costi e dei tempi di realizzazione delle opere, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 11.4.

11.4 Alle tipologie di seguito elencate di nuovi investimenti, entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007, è riconosciuta la maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito specificata, per le relative durate:

a) D=1 investimenti relativi alla realizzazione di nuove stazioni di trasformazione AT/MT: 2% per 8 anni;

b) D=2 investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT con nuovi trasformatori a basse perdite: 2% per 8 anni;

b) D=2 investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT con nuovi trasformatori a basse perdite; installazione di nuovi trasformatori a basse perdite in cabine di trasformazione MT/BT esistenti o di nuova realizzazione: 2% per 8 anni;

c) D=3 investimenti di cui alla precedente lettera a) la cui realizzazione determini almeno due nuovi lati di maglia sul lato AT delle medesime stazioni: 2% per 12 anni;

d) D=4 investimenti in investimenti relativi a progetti pilota comprendenti sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (smart grids): 2% per 12 anni;

e) D=5 investimenti diversi da quelli di cui alle precedenti lettere, ivi comprese le variazioni di lavori in corso: 0%.

11.5 L'incremento del tasso di remunerazione e la durata di cui al comma 11.4 lettere a) e c) sono riconosciuti nel caso in cui gli investimenti realizzati si riferiscono a:

a) regioni con meno di 10 trasformatori AT/MT ogni 100.000 punti di prelievo oppure aree comunali con almeno 100.000 punti di prelievo che hanno registrato un incremento di potenza massima prelevata negli ultimi 5 anni maggiore del 20% maggiore del 15%;

b) cabine con entra-esci sul lato AT.

11.6 L'incremento del tasso di remunerazione e la durata di cui al comma 11.4 lettera b) sono riconosciuti nel caso in cui gli investimenti realizzati si riferiscono a trasformatori MT/BT conformi alla classe di perdite a carico ridottissime "Ak" secondo la classificazione della norma EN 50464-1 e almeno alla classe "B0" per le perdite a vuoto secondo la medesima norma.

11.7 La procedura e i criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) sono determinati con specifico provvedimento dell'Autorità.

11.8 L'ammissibilità degli investimenti di cui al comma 11.4 lettera d) è demandata ad un'apposita commissione di esperti nominata dall'Autorità che esamina i progetti in relazione alle potenzialità di sviluppo della generazione distribuita e ai benefici attesi in termini di miglioramento della qualità della tensione; l'onere della commissione sarà posto a carico dei soggetti i cui progetti saranno selezionati che presenteranno istanza per l'ammissione al trattamento incentivante.

11.9 Dall'anno 2010, con riferimento agli investimenti di cui al comma 11.4, entrati in esercizio nell'anno t-2, la maggiore remunerazione di cui al comma 10.3, lettera d), è calcolata come somma delle maggiori remunerazioni riconducibili a ciascuna delle tipologie di investimento di cui al comma 11.4, determinate come prodotto tra il valore netto dell'investimento, al netto anche di eventuali contributi in conto capitale percepiti, e il tasso di maggiore remunerazione riconosciuto ai sensi del medesimo comma 11.4.

11.10 La maggior remunerazione riconosciuta ai sensi del presente articolo è attribuita alle imprese distributrici che hanno realizzato gli investimenti oggetto di incentivazione, tramite la perequazione di cui all'articolo 35.

11.11 L'Autorità verifica, anche mediante controlli a campione:

a) l'effettiva realizzazione degli investimenti di cui al presente articolo e la corrispondenza degli investimenti comunicati ai sensi del comma 11.3, lettera a), con i costi effettivamente sostenuti;

b) la corrispondenza del valore degli incrementi patrimoniali di cui al comma 11.3, con quelli risultanti dai bilanci certificati;

c) la pertinenza e la corretta imputazione degli incrementi patrimoniali di cui alla precedente lettera b) rispetto alle attività svolte.

Articolo 12

Componenti UC₃, UC₄, UC₆ e MCT

12.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), le componenti UC₃, UC₄, UC₆ e MCT.

Articolo 12

Componenti UC₃, UC4>/, UC₆, UC₇ e MCT

12.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), le componenti UC₃, UC4>/, UC₆, UC₇ e MCT.

Sezione 3

Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica per le imprese distributrici e per i produttori

Articolo 13

Corrispettivi per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale

13.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale e dai punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale riconosce:

a) a Terna un corrispettivo determinato applicando la componente Ctr, fissata nella tabella 6 di cui all'allegato n. 1, alla somma:

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

ii) dell'energia elettrica netta immessa nella rete dell'impresa medesima nei punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale in alta tensione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 7, colonna A, di cui all'allegato n. 1;

b) al soggetto titolare dell'impianto di produzione di energia elettrica connesso a un punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale in media o bassa tensione un corrispettivo determinato applicando la componente Ctr di cui alla lettera a) del presente comma all'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa medesima nel medesimo punto, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 7, colonna A, di cui all'allegato n. 1.

c) al Gse un corrispettivo determinato applicando la componente Ctr di cui alla lettera a) del presente comma all'energia elettrica immessa nella rete dell'impresa medesima da unità di produzione Cip 6/92 connessa ad un punto di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionali in media e bassa tensione, limitatamente alla quota di energia elettrica ritirata dal Gse.

13.2 A parziale deroga di quanto disposto dal comma 13.1, l'impresa distributrice Enel Distribuzione Spa, ai fini di quanto previsto dalla lettera a) del medesimo comma, in luogo della componente Ctr applica la componente CTR_ENEL.

13.3 La componente Ctr_ENEL è pari alla somma della componente Ctr fissata nella tabella 6 di cui all'allegato n. 1 e della componente Ctr*, fissata nella tabella 25 di cui al medesimo allegato n. 1.

13.4 Fino al 31 dicembre 2011, le quantità di energia elettrica rilevanti ai fini dell'applicazione della componente Ctr_ENEL, sono determinate in continuità con le modalità adottate anteriormente alla cessione della rete Elat a Terna, nel rispetto della normativa vigente.

13.5 Sono fatte salve le deroghe previste dalle deliberazioni 280/07, ARG/elt 74/08, ARG/elt 1/09 e ARG/elt 187/09 in relazione alle modalità di applicazione dell'articolo 13, comma 13.1, lettera b).

Articolo 14

Corrispettivi per i servizi di trasmissione e di distribuzione dell'energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalle reti di distribuzione

14.1 Ciascuna impresa distributrice che preleva energia elettrica da reti di distribuzione riconosce all'impresa distributrice dalla cui rete l'energia elettrica viene prelevata un corrispettivo composto:

a) dalla componente Ctr di cui al comma 13.1, applicata all'energia netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti di distribuzione, fissato nella tabella 7, colonna B, di cui all'allegato n. 1;

b) dalla componente Cdf, applicata a ciascun punto di interconnessione;

c) dalla componente Cde, applicata all'energia netta prelevata dall'impresa distributrice nei punti di interconnessione.

14.2 La componente Cdf di cui al comma 14.1, lettera b), è pari:

a) alla componente ρ1 della tariffa TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera c), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;

b) alla componente ρ1 della tariffa TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;

c) alla componente ρ1 della tariffa TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera f), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.

14.3 La componente Cde di cui al comma 14.1, lettera c) è pari alla:

a) componente ρ3 della tariffa TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera c) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in bassa tensione;

b) componente ρ3 della tariffa TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera e), nel caso in cui il punto di interconnessione sia in media tensione;

c) componente ρ3 della tariffa TV1, prevista con riferimento alla tipologia di contratto di cui al comma 2.2, lettera f) nel caso in cui il punto di interconnessione sia in alta tensione.

14.4 Il corrispettivo di cui al comma 14.1, lettera b), non si applica ai punti di interconnessione di emergenza.

Articolo 15

Corrispettivo per prelievi di energia reattiva

15.1 Terna applica ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione e rete di trasmissione nazionale, per prelievi con insufficiente fattore di potenza, i corrispettivi previsti alla tabella 4 di cui all'allegato n. 1, per il corrispondente livello di tensione.

15.1 Terna e le imprese distributrici nei punti di interconnessione tra reti di distribuzione e rete di trasmissione nazionale, per prelievi con  insufficiente fattore di potenza, applicano i corrispettivi previsti alla tabella 4 di cui all'allegato n. 1 per il corrispondente livello di tensione.

15.2 Ciascuna impresa distributrice applica ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, per prelievi con insufficiente fattore di potenza, i corrispettivi previsti alla tabella 4 di cui all'allegato n. 1, per il corrispondente livello di tensione.

15.3 Terna destina i ricavi le partite economiche derivanti dall'applicazione dei corrispettivi di cui al comma 15.1, evidenziati con separata contabilità, alla determinazione del corrispettivo di cui all'articolo 44 della deliberazione 111/06.

15.4 Con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione ed ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione e rete di trasmissione nazionale, dotati di misuratore atto a rilevare l'energia elettrica per fasce orarie, per l'energia reattiva prelevata nella fascia F3 le componenti tariffarie di cui ai commi 15.1 e 15.2 sono poste pari a zero.

15.5 Nel caso di punti di interconnessione tra reti di distribuzione in alta tensione e rete di trasmissione nazionale, purché dotati di misuratore atto a misurare i prelievi di energia reattiva e purché tra di essi esista un collegamento circuitale in alta tensione facente parte della rete di distribuzione, i corrispettivi per prelievi con insufficiente fattore di potenza previsti alla tabella 4 di cui all'allegato n. 1 si applicano all'aggregato dei medesimi punti.

Articolo 16

Corrispettivi per il servizio di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica per i produttori di energia elettrica

16.1 Chiunque abbia la disponibilità di un impianto di produzione di energia elettrica connesso ad una rete con obbligo di connessione di terzi riconosce a Terna, per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica, un corrispettivo determinato applicando all'energia elettrica prodotta e immessa nella medesima rete, anche per il tramite di linee dirette e di reti interne d'utenza, una componente tariffaria pari a 0,0256 centesimi di euro/Kwh. Sono fatte salve le deroghe previste dalle deliberazioni 280/07, ARG/elt 74/08, ARG/elt 1/09 e ARG/elt 187/09 in relazione alle modalità di erogazione del corrispettivo di cui al presente comma.

16.2 Il corrispettivo di cui al precedente comma è fatturato da Terna con cadenza mensile.

16.3 Il Gse riconosce a Terna il corrispettivo di cui al comma 16.1, relativo all'energia elettrica prodotta e immessa in rete da unità di produzione Cip 6/92, limitatamente al quantitativo ritirato dal Gse.

16.4 Con riferimento ai prelievi di energia elettrica destinati ad alimentare i servizi ausiliari di generazione, ivi compresi i prelievi degli impianti di pompaggio, in relazione all'erogazione dei servizi di trasmissione e di distribuzione, non sono dovuti corrispettivi ulteriori rispetto a quanto previsto dal precedente comma 16.1.

16.5 Le condizioni di cui al precedente comma 16.4 si applicano nei limiti della potenza destinata al funzionamento dei servizi ausiliari di generazione, ivi compresi i prelievi degli impianti di pompaggio, come dichiarata dal soggetto che ha nella disponibilità l'impianto di produzione con certificazione asseverata da perizia indipendente. Ove la potenza prelevata superi la potenza dichiarata di oltre il 10%, ai prelievi vengono applicate le condizioni previste per i clienti finali per tutto l'anno solare nel quale si è verificato il supero. A tal fine, per gli impianti connessi alla Rete di trasmissione nazionale, Terna trasmette mensilmente alle imprese distributrici competenti i dati delle potenze prelevate.

16.6 Le condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 Kw, ai sensi dell'articolo 6 del decreto legislativo 387/2003, sono regolate dalla deliberazione 28/06.

16.7 Le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dedicato dell'energia elettrica di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 387/2003 e dell'energia elettrica di cui al comma 41 della legge 239/2004 sono regolate dalla deliberazione 280/07.

Articolo 17

Remunerazione del servizio di trasmissione

17.1 Ai fini della determinazione della componente fissa del canone annuale di cui all'articolo 16 della convenzione tipo approvata con il decreto 22 dicembre 2000, Terna determina l'esborso complessivo di cui al comma 1 dell'articolo 18 della medesima convenzione tipo come differenza tra:

a) i corrispettivi percepiti dalla stessa Terna ai sensi del comma 13.1, lettera a), e del comma 16.1;

b) il corrispettivo destinato alla copertura dei costi riconosciuti per la remunerazione del Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003, determinato applicando una componente pari a 0,008 centesimi di euro/Kwh, all'energia di cui al comma 13.1, lettera a)1 .

Articolo 18

Aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di trasmissione

18.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente Ctr di cui al comma 13.1, della componente tariffaria di cui al comma 16.1 e della componente di cui al comma 17.1, lettera b) a copertura dei costi operativi, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale.

18.2 Per il periodo di regolazione 1 gennaio 2008 – 31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 18.1, lettera b), è pari al 2,3%.

18.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente Ctr di cui al comma 13.1, della componente tariffaria di cui al comma 16.1 e della componente di cui al comma 17.1, lettera b) a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati;

d) il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti netti di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione, incentivati ai sensi di quanto disposto dal successivo articolo 19, entrati in esercizio, salvo quanto disposto al comma 19.8.

18.4 Ai fini di quanto previsto al comma 18.3, lettera d), sono portati in detrazione dal valore lordo dell'investimento anche gli eventuali contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.

18.5 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte della componente Ctr di cui al comma 13.1, della componente tariffaria di cui al comma 16.1 e della componente di cui al comma 17.1, lettera b) a copertura degli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni effettuate a qualsiasi titolo e completamento della vita utile standard dei cespiti;

d) il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio.

18.6 Ai fini di quanto previsto al comma 18.5, lettera d), sono riconosciute quote di ammortamento, per un periodo pari alla durata convenzionale stabilità nella tabella 5 dell'allegato 1, anche in relazione a cespiti il cui valore lordo risulti in tutto o in parte compensato da contributi in conto capitale a qualsiasi titolo percepiti.

18.7 Ai fini dell'aggiornamento annuale della componente Ctr si applicano le disposizioni in materia di aggiornamento annuale delle tariffe di distribuzione di cui agli articoli 10 e 32. A tal fine, convenzionalmente, tutte le variazioni relative al capitale investito nelle reti Elat realizzate fino al 31 dicembre 2009, anche se effettuate da Terna, sono trattate secondo i criteri previsti per le reti di distribuzione.

Articolo 19

Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di trasmissione

19.1 La remunerazione degli investimenti in reti di trasmissione dell'energia elettrica avviene in applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a condizione che detti investimenti siano compatibili con l'efficienza e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di economicità.

19.2 Per il periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, il tasso di remunerazione del capitale investito netto in reti di trasmissione è fissato pari al 6,9%, salvo quanto disposto dai seguenti commi.

19.3 Agli interventi di sviluppo della capacità di trasporto su reti di trasmissione entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007 ed incentivati ai sensi della deliberazione 5/04, è riconosciuta una maggiorazione del tasso di remunerazione pari al 2%, fino al 31 dicembre 2019.

19.4 Entro il 31 luglio di ciascun anno t, a partire dall'anno 2008, l'impresa concessionaria del servizio di trasmissione comunica all'Autorità, utilizzando la modulistica predisposta dalla Direzione tariffe dell'Autorità:

a) gli investimenti e le dismissioni effettuate nel corso dell'anno t-1, riportati nei bilanci sottoposti a revisione contabile, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 19.6, salvo quanto previsto dalle successive lettere in relazione al Piano di difesa di cui all'articolo 1 quinquies, comma 9, della legge 290/2003;

b) la documentazione comprovante i costi compensativi e i costi ambientali sostenuti nel corso dell'esercizio t-1 per la realizzazione di ciascun investimento, unitamente agli atti autorizzativi e ai provvedimenti derivanti dalla normativa nazionale o locale o, qualora presenti, agli accordi sottoscritti con gli enti locali per la realizzazione delle opere compensative e ambientali;

c) la documentazione necessaria ai fini della valutazione di ammissibilità di cui al comma 19.7;

d) gli investimenti e le dismissioni programmate per i tre anni successivi, mediante un prospetto riportante l'illustrazione degli obiettivi, dei costi e dei tempi di realizzazione delle opere, distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 19.6;

e) la stima dei nuovi investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003 che entreranno in esercizio entro il termine dell'anno t+1;

f) la stima aggiornata dei nuovi investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003 che entreranno in esercizio entro il termine dell'anno t;

g) gli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003 entrati in esercizio entro l'anno t-1.

19.5 Il concessionario del servizio di trasmissione fornisce evidenza della coerenza degli investimenti programmati, comunicati annualmente ai sensi del comma 19.4, lettera d), con il Piano di Sviluppo predisposto ai sensi del decreto 20 aprile 2005.

19.6 Alle tipologie di seguito elencate di nuovi investimenti entrati in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007 è riconosciuta la maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito specificata, per le relative durate:

a) I=1: investimenti di rinnovo, investimenti derivanti da obblighi normativi, incrementi di immobilizzazioni in corso ed altri investimenti diversi da quelli di cui alle successive lettere b) e c): 0%;

b) I=2: investimenti di sviluppo della capacità di trasporto non riconducibili alla successiva tipologia I=3 e investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge n. 290/03: 2% per 12 anni;

c) I=3 investimenti di sviluppo della capacità di trasporto volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato, le congestioni intrazonali e gli investimenti volti ad incrementare la Net Transfer Capacity (Ntc) sulle frontiere elettriche: 3% per 12 anni.

19.7 L'attribuzione dei nuovi investimenti alla tipologia di cui al comma 19.6 avviene su proposta dell'impresa concessionaria del servizio e mediante approvazione preventiva da parte dell'Autorità.

19.8 Il capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari in ciascun anno t a partire dall'anno 2008, in relazione agli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1-quinquies, comma 9, della legge 290/2003 include le stime comunicate da Terna di entrata in esercizio di nuovi investimenti destinati a tale scopo entro il termine dell'anno t. Su base annuale l'Autorità verifica eventuali differenze tra le entrate in esercizio stimate e le effettive entrate in esercizio.

19.9 L'inclusione nel capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari di investimenti relativi al Piano di difesa di cui all'articolo 1 quinquies, comma 9, della legge 290/2003 previsti per gli anni successivi al 2008 è subordinato all'entrata in esercizio degli investimenti netti inclusi nella base di capitale utilizzata ai fini della definizione dei livelli tariffari applicati nell'anno precedente.

19.10 Dall'anno 2010, con riferimento agli investimenti di cui al comma 19.4, lettera a), entrati in esercizio nell'anno t-2, la maggiore remunerazione di cui al comma 18.3 lettera d) è calcolata come somma delle maggiori remunerazioni riconducibili a ciascuna delle tipologie di investimento di cui al comma 19.6 lettere b) e c), determinate come prodotto tra il valore netto dell'investimento, al netto anche di eventuali contributi in conto capitale percepiti e il tasso di maggiore remunerazione riconosciuto ai sensi del medesimo comma 19.6 lettere b) e c).

19.11 In deroga a quanto disposto dal comma 19.10, nel caso in cui il valore di investimenti rientranti nelle categorie I=2 e I=3 includa costi ambientali e/o compensativi superiori al 6% dei costi infrastrutturali pertinenti all'investimento specifico, la maggiore remunerazione (MR) sul capitale investito relativa allo specifico investimento è calcolata secondo la seguente formula:

MR = r_ridotto – r_base

essendo:

r_base il tasso di remunerazione di cui al comma 19.2;

r_ridotto è il tasso calcolato come segue

 

 

dove:

— r_premium è la maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti di sviluppo in coerenza con le disposizioni di cui al comma 19.6.

— la componente C^amb rappresenta i costi compensativi e/o i costi ambientali;

— la componente C^eff rappresenta i costi infrastrutturali pertinenti all'investimento specifico, al netto dei costi compensativi e/o i costi ambientali;

— α è fissato ad un valore pari a 0,06;

— K_D rappresenta il tasso nominale di rendimento del capitale di debito riconosciuto ai fini tariffari, pari al 4,90%;

19.12 L'Autorità verifica, anche mediante controlli a campione:

a) l'effettiva realizzazione degli investimenti di cui al presente articolo e la corrispondenza degli investimenti comunicati ai sensi del comma 19.4, lettera a), con i costi effettivamente sostenuti;

b) la corrispondenza del valore degli incrementi patrimoniali di cui al comma 19.4, con quelli risultanti dai bilanci certificati;

c) la pertinenza e la corretta imputazione degli incrementi patrimoniali di cui alla precedente lettera b) rispetto alle attività svolte.

Titolo 3

Servizio di misura dell'energia elettrica

Articolo 20

Disposizioni generali

20.1 Ciascun misuratore che consenta la rilevazione oraria o per fascia oraria delle grandezze elettriche è sincronizzato con un unico riferimento nazionale messo a disposizione dall'Istituto elettrotecnico nazionale Galileo FerrarisIstituto nazionale di ricerca metrologica e a cura del soggetto responsabile della rilevazione e della registrazione delle misure dell'energia elettrica.

20.2 Ai fini del calcolo dei corrispettivi per il servizio di cui al comma 2.1, lettera c), le misure rilevanti sono esclusivamente quelle effettuate dai misuratori di cui al presente titolo.

20.3 Per gli impianti di produzione per i quali la misura dell'energia elettrica prodotta coincide con la misura dell'energia elettrica immessa in rete, i misuratori installati ai sensi della normativa vigente sono utilizzati anche per la misura dell'energia elettrica prodotta.

Articolo 21

Soggetti responsabili del servizio di misura dell'energia elettrica

21.1 Il soggetto responsabile dell'installazione e della manutenzione dei misuratori è:

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'impresa distributrice per i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;

b) con riferimento ai punti di immissione relativi ad un impianto di produzione di energia elettrica, il soggetto titolare dell'impianto medesimo;

c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete tali punti si trovano;

d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica attraverso tali punti.

21.2 Il soggetto responsabile della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell'energia elettrica è:

a) con riferimento ai punti di prelievo, l'impresa distributrice per i clienti finali che prelevano l'energia elettrica da tali punti;

b) con riferimento ai punti di immissione situati su una rete con obbligo di connessione di terzi, il soggetto che gestisce la medesima rete;

c) con riferimento ai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale, l'impresa distributrice sulla cui rete tali punti si trovano;

d) con riferimento ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione, l'impresa distributrice che cede energia elettrica attraverso tali punti.

21.3 Ai soli fini della definizione della responsabilità dell'installazione e della manutenzione dei misuratori oltre che della responsabilità della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell'energia elettrica, in presenza di un unico punto di connessione utilizzato sia per prelievi che per immissioni di energia elettrica:

a) se il punto di connessione è asservito ad un impianto di produzione di energia elettrica e se i prelievi che avvengono attraverso tale punto sono finalizzati esclusivamente all'attività di produzione di energia elettrica, il punto di connessione medesimo è considerato punto di immissione. In tale caso il soggetto titolare dell'impianto è tenuto ad installare un solo misuratore in grado di rilevare sia la misura dell'energia elettrica immessa che la misura dell'energia elettrica prelevata;

b) nei casi diversi da quelli di cui al precedente alinea, il punto di connessione viene considerato punto di prelievo.

21.4 Il soggetto responsabile della raccolta e della validazione e registrazione delle misure dell'energia elettrica di cui al comma 21.2 trasmette a Terna la registrazione delle misure dell'energia elettrica rilevate, per quanto necessario ai fini del compimento, da parte della medesima Terna, degli adempimenti amministrativi di competenza.

21.5 Le misure dell'energia elettrica rilevate e registrate nei punti di immissione e di prelievo non possono essere utilizzate per finalità diverse da quelle relative ai servizi di trasmissione, distribuzione e di vendita di cui al comma 2.1, salvo consenso scritto da parte del soggetto titolare dell'impianto di produzione dell'energia elettrica o del cliente finale a cui tali punti si riferiscono.

21.6 Il responsabile dell'attività di raccolta e registrazione archivia e custodisce, per un periodo minimo di 5 anni, le misure dell'energia elettrica, sia quelle orarie corrispondenti ai punti di immissione e di prelievo trattati su base oraria, sia quelle corrispondenti ai punti di immissione e prelievo non trattati su base oraria, in modalità tale per cui questi possano essere disponibili e riutilizzati a scopi di verifica e controllo dell'applicazione dei meccanismi vigenti e con finalità legate ai servizi regolati.

21.7 Qualora l'ambito di competenza del responsabile dell'attività di rilevazione e registrazione delle misure risulti variato a seguito di cessioni e incorporazioni di attività, il soggetto cedente ha l'obbligo di trasferire gli archivi delle misure di energia elettrica integralmente al soggetto cessionario, contestualmente al perfezionamento della cessione.

Articolo 22

Disposizioni relative ai punti di prelievo in altissima, alta e media tensione e agli impianti di produzione di energia elettrica con potenza nominale superiore a 250 Kw

Disposizioni relative ai punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione

22.1 Il presente articolo si applica al servizio di misura dell'energia elettrica con riferimento ai punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione e ai punti di immissione relativi a impianti di produzione di energia elettrica, con potenza nominale superiore a 250 Kw.

22.2 I misuratori relativi ai punti di immissione e di prelievo di cui al precedente comma devono:

a) consentire la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di immissione e di prelievo;

b) essere provvisti di un sistema di segnalazione automatica di eventuali irregolarità del proprio funzionamento;

c) consentire al soggetto nella cui disponibilità si trova il sito in cui è installato il misuratore l'accesso alle rilevazione e alle registrazioni, con le stesse modalità e indipendentemente dall'accesso alle medesime rilevazioni e registrazioni da parte del soggetto di cui al comma 21.2;

d) essere predisposti per l'installazione, su richiesta del soggetto nella cui disponibilità si trova il sito in cui i misuratori medesimi sono installati ed a spese di quest'ultimo, di dispositivi per il monitoraggio delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica.

22.3 In alternativa a quanto previsto al comma 22.2, lettera c), il soggetto di cui al comma 21.2 rende disponibili al cliente finale, per via informatica, i dati registrati nel corso del mese, entro il quinto giorno lavorativo del mese successivo a quello in cui i dati sono stati registrati.

22.4 Nel caso in cui si verifichino irregolarità di funzionamento del misuratore, l'intervento di manutenzione è effettuato, entro 48 (quarantotto) ore dalla segnalazione automatica o dalla comunicazione, dal soggetto di cui al comma 21.1 che ne dà tempestiva informazione al titolare del punto di immissione o di prelievo o al soggetto di cui al comma 21.2.

22.5 Per il periodo in cui si è verificata l'irregolarità di funzionamento di cui al comma 22.4, la ricostruzione delle misure dell'energia elettrica è effettuata dal soggetto di cui al comma 21.2, sulla base dell'errore di misurazione accertato in sede di verifica del misuratore, con effetto retroattivo dal momento in cui l'irregolarità si è verificata, ove lo stesso momento sia determinabile, oppure, nei casi di indeterminabilità, dall'inizio del mese in cui l'irregolarità è stata rilevata. Qualora non sia possibile determinare il suddetto errore di misurazione, la ricostruzione è effettuata con riferimento alle misure relative ad analoghi periodi o condizioni, tenendo conto di ogni altro elemento idoneo.

22.6 Il soggetto che ha diritto alla disponibilità delle misure dell'energia elettrica può richiedere in qualsiasi momento la verifica dei misuratori. Rimangono a carico del richiedente le spese necessarie per la verifica nel caso in cui gli errori riscontrati risultino compresi entro i limiti di precisione previsti per il misuratore. Qualora gli errori riscontrati superino tali limiti, il soggetto di cui al comma 21.1 assume a proprio carico le spese di verifica e provvede al ripristino della funzionalità del medesimo misuratore.

Articolo 23

Disposizioni relative ai punti di prelievo in bassa tensione

23.1 I misuratori relativi ai punti di bassa tensione devono soddisfare le caratteristiche minime di cui alla deliberazione 292/06, fermo restando quanto disposto al successivo articolo 28.

Articolo 24

Disposizioni relative ai punti di interconnessione

24.1 I misuratori relativi ai punti di interconnessione consentono la rilevazione e la registrazione, per ciascuna ora, della potenza prelevata e dell'energia elettrica attiva e reattiva immesse e prelevate nei punti di interconnessione.

24.2 Il servizio di misura dell'energia elettrica prelevata e/o immessa in un punto di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale è svolto conformemente alle prescrizioni tecniche, ai criteri e alle modalità definite dal codice di rete sulla base delle direttive emanate dell'Autorità con la deliberazione 250/04.

Articolo 25

Corrispettivo per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica in punti di prelievo nella titolarità di clienti finali

25.1 Ciascuna impresa distributrice applica alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da b) a g), una tariffa composta dalle componenti tariffarie MIS₁ e MIS₃, fissate pari ai valori di cui alla tabella 8.1 dell'allegato n. 1.

Articolo 26

Remunerazione del servizio di misura dell'energia elettrica nei punti di interconnessione e di immissione

26.1 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione, al soggetto che provvede all'installazione e manutenzione del misuratore viene riconosciuto dalla controparte il corrispettivo di cui alla tabella 8.2 dell'allegato 1.

26.2 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione ovvero in punti di immissione, al soggetto che provvede alla raccolta delle misure viene riconosciuto dalla controparte il corrispettivo di cui alla tabella 8.3 dell'allegato 1.

26.3 Con riferimento al servizio di misura prestato in punti di interconnessione ovvero in punti di immissione, al soggetto che provvede alla validazione e registrazione delle misure viene riconosciuto dalla controparte il corrispettivo di cui alla tabella 8.4 dell'allegato 1.

Articolo 27

Corrispettivi applicati in assenza del misuratore

27.1 Nei punti di prelievo, di immissione e di interconnessione ove, compatibilmente con la normativa vigente, non risulti installato un misuratore, l'applicazione dei corrispettivi di cui ai precedenti articoli 25 e 26 è effettuata al netto del corrispettivo di cui al comma 26.1.

Articolo 28

Disposizioni inerenti l'installazione dei misuratori di energia elettrica

28.1 In tutti i punti di prelievo e di immissione in altissima, alta e media tensione di cui al comma 22.1 devono essere installati misuratori di energia elettrica conformi con quanto specificato al comma 22.2.

28.2 Con riferimento alle tempistiche di installazione dei misuratori elettronici relativi ai punti di prelievo e di immissione in bassa tensione si applicano le disposizioni di cui alla deliberazione 292/06.

Articolo 29

Remunerazione riconosciuta agli investimenti per il servizio di misura

29.1 La remunerazione degli investimenti per il servizio di misura dell'energia elettrica avviene in applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a condizione che detti investimenti siano compatibili con l'efficienza e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di economicità.

29.2 Per il periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, il tasso di remunerazione del capitale investito netto nel servizio di misura è fissato pari al 7,2%.

Articolo 30

Aggiornamento delle componenti tariffarie relative al servizio di misura

30.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti MIS₁, e MIS₃ di cui al comma 25.1, a copertura dei costi operativi, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale.

30.2 Per il periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 30.1, lettera b), è pari al 5,0%.

30.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti MIS₁, e MIS₃di cui di cui al comma 25.1 a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati.

30.4 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti MIS₁, e MIS₃ di cui di cui al comma 25.1 a copertura degli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni effettuate a qualsiasi titolo e completamento della vita utile standard dei cespiti, con l'esclusione delle dismissioni di misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici ai sensi della deliberazione 292/06;

d) il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio.

30.5 In relazione all'aggiornamento previsto ai commi 30.3 e 30.4, relativamente al riconoscimento della remunerazione degli investimenti  netti e degli ammortamenti in misuratori elettronici e sistemi di  telegestione per i punti di prelievo di bassa tensione, salvo quanto  disposto al comma 40.4, qualora il costo lordo di investimento dichiarato  dalla singola impresa distributrice, medio per punto di prelievo, ecceda  di oltre l'80% il costo medio lordo rivalutato di settore, la quota di costo  eccedente detta soglia è esclusa dalla base di capitale riconosciuta ai fini  tariffari.

Titolo 4

Corrispettivi applicati alle utenze domestiche in bassa tensione per la remunerazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica

Articolo 31

Tariffe D1, D2, D3

31.1 La tariffa di riferimento per i clienti potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), a remunerazione dei servizi di cui al comma 2.1, è denominata D1. La tariffa D1, i cui valori sono fissati nella tabella 9, è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente σ₁, costituita dagli elementi σ₁(mis) e σ₁(cot);

b) componente σ₂;

c) componente σ₃, costituita dagli elementi σ₃(tras), σ₃(disAT) e σ₃(disMT);

d) componenti UC₃, UC₄, UC₆, UC₇ e MCT di cui di cui all'articolo 12.

31.2 Ciascuna impresa distributrice applica una tariffa denominata D2 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), per l'alimentazione di applicazioni nella residenza anagrafica del cliente, nei quali siano previsti impegni di potenza fino a 3 Kw. La tariffa D2 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente τ₁(D2);

b) componente τ₂(D2);

c) componente τ₃(D2);

d) componenti UC₃, UC₄, UC₇ e MCT di cui all'articolo 12.

31.3 Ciascuna impresa distributrice applica una tariffa denominata D3 alle attuali o potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a), diverse da quelli di cui al comma 31.2. La tariffa D3 è composta dalle seguenti componenti tariffarie:

a) componente τ₁(D3);

b) componente τ₂(D3);

c) componente τ₃(D3);

d) componenti UC₃, UC₄, UC₇ e MCT di cui all'articolo 12.

31.4 I valori delle componenti σ₁, σ₂, σ₃, τ₁(D2), τ₂(D2), τ₃(D2), τ₁(D3), τ₂(D3), τ₃(D3), sono fissati nelle tabelle 10, 11 e 12 dell'allegato 1.

31.5 Gli scaglioni di consumo espressi in Kwh per anno previsti dalla tabella 10 ai fini dell'addebito della componente τ3(D2) sono applicati con il criterio del pro-quota giorno. Gli scaglioni giornalieri sono ottenuti dividendo per 365 (trecentosessantacinque) i valori che delimitano gli scaglioni stessi e arrotondando il quoziente alla terza cifra decimale secondo il criterio commerciale. Le modalità di calcolo di cui al presente comma sono applicate alle fatture o bollette emesse in seguito alla lettura dei misuratori.

Articolo 32

Aggiornamento dei corrispettivi applicati alle utenze domestiche in bassa tensione

32.1 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti σ₁, σ₂ σ₃ a copertura dei costi operativi, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat;

b) il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti;

c) il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale.

32.2 Per il periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, il tasso di riduzione annuale di cui al comma 32.1, lettera b), è pari al 1,9% con riferimento al servizio di distribuzione, al 2,3% con riferimento al servizio di trasmissione e all'5,0% con riferimento al servizio di misura.

32.3 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti σ₁, σ₂ σ₃ a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato agli investimenti netti realizzati entrati in esercizio;

d) limitatamente all'elemento σ₃(disMT), all'elemento σ₃(disAT), e alla componente σ₂, il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti sulle reti di distribuzione incentivati ai sensi di quanto disposto dal successivo articolo 11;

e) limitatamente all'elemento σ₃(tras), il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti in reti di trasmissione ai sensi dell'articolo 19.

32.4 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011 l'Autorità aggiorna, entro il 31 ottobre dell'anno precedente a quello di efficacia, la quota parte delle componenti σ₁, σ₂ σ₃ a copertura degli ammortamenti, applicando:

a) il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dall'Istat, riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di pubblicazione dell'Istat;

b) il tasso di variazione atteso dei volumi del servizio erogato a livello nazionale;

c) il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni effettuate a qualsiasi titolo e completamento della vita utile standard dei cespiti, con l'esclusione per l'elemento σ₁(mis) delle dismissioni di misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici ai sensi della deliberazione 292/06;

d) il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio.

32.5 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, entro il 31 ottobre di ciascun anno, a partire dall'anno 2009, l'Autorità determina una quota correttiva dell'elemento σ₁(cot) della tariffa D1 da applicare nell'anno successivo t, secondo quanto disposto al comma 10.8.

32.6 Nel corso del periodo di regolazione 1° gennaio 2008–31 dicembre 2011, l'aggiornamento dell'elemento σ₁(mis), tiene conto di quantodisposto al comma 30.5.

Parte III

Perequazione e integrazione dei ricavi riconosciuti

Titolo 1

Perequazione dei costi e dei ricavi di distribuzionee di misura

Sezione 1

Regime di perequazione generale

Articolo 33

Perequazione

33.1 La perequazione dei costi e dei ricavi di distribuzione e di misura per gli anni 2008-2011 si articola in:

a)perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;

b) perequazione dei ricavi dovuti alla maggior remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati sulle reti di distribuzione;

c) perequazione dei costi del servizio di distribuzione su reti ad alta tensione;

d) perequazione dei costi del servizio di distribuzione relativi alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione;

e) perequazione dei costi del servizio di distribuzione su reti a media e bassa tensione;

f) perequazione dei ricavi ottenuti dall'applicazione delle tariffe D2 e D3.

g) perequazione dei ricavi relativi al servizio di misura in bassa tensione

h) perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in bassa tensione.

33.2 La perequazione di cui al comma 33.1, si applica a tutte le imprese distributrici, salvo quanto disposto dal comma 33.3.

33.3 Le imprese elettriche ammesse al regime di integrazione delle tariffe previste dall'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10, sono escluse dalla partecipazione ai meccanismi di perequazione di cui al comma 33.1.

33.4 La Cassa, attenendosi alle modalità previste nel presente articolo, provvede alla quantificazione e liquidazione, per ciascuna impresa distributrice, dei saldi di perequazione derivanti dall'applicazione dei meccanismi di cui al comma 33.1.

33.4 L'Autorità provvede alla quantificazione dei saldi di perequazione di cui al comma 33.1, lettere g) e h). La Cassa, attenendosi alle modalità previste nel presente articolo, provvede alla quantificazione dei saldi di perequazione di cui al comma 33.1, lettere da a) a f). La Cassa provvede altresì alla liquidazione dei saldi di perequazione derivanti dall'applicazione dei meccanismi di cui al comma 33.1.

33.5 Ai fini di quanto previsto dal comma 33.4, ciascuna impresa distributrice, entro il 31 luglio di ogni anno entro 30 (trenta) giorni dalla messa a disposizione della relativa modulistica o del sistema telematico di raccolta dati, di norma resi disponibili entro l'1 luglio di ciascun anno, fa pervenire alla Cassa all'organo preposto alla quantificazione dei saldi di perequazione, con le modalità da questa definite in coerenza con le disposizioni della presente Sezione, le informazioni necessarie al calcolo dell'ammontare di perequazione relativo all'anno precedente.

33.6 Nel caso in cui l'impresa di distribuzione non rispetti il termine di cui al comma 33.5, la Cassa l'organo preposto alla quantificazione dei saldi di perequazione provvede a calcolare l'ammontare di perequazione utilizzando ogni informazione disponibile e provvedendo ad una stima prudenziale delle informazioni mancanti, in un'ottica di minimizzazione dell'ammontare di perequazione eventualmente dovuto dal sistema al distributore inadempiente e viceversa di massimizzazione di quanto eventualmente dovuto dallo stesso al sistema di perequazione nel suo complesso.

33.7 La Cassa, entro il 30 settembre di ogni anno, comunica all'Autorità e a ciascuna impresa distributrice l'ammontare di perequazione relativo ai singoli meccanismi di perequazione di cui al comma 33.1, lettere da a) a f). Entro lo stesso termine gli uffici dell'Autorità determinano e, informata l'Autorità, comunicano alla Cassa e a ciascuna impresa distributrice l'ammontare di perequazione relativo ai singoli meccanismi di cui al comma 33.1, lettere g) e h).

33.8 Ciascuna impresa distributrice, in relazione ai singoli meccanismi di perequazione, entro il 31 ottobre di ogni anno, provvede a versare alla Cassa quanto dovuto.

33.9 La Cassa, in relazione ai singoli meccanismi di perequazione, entro il 30 novembre di ogni anno liquida quanto dovuto a ciascuna impresa distributrice. Nel caso in cui le disponibilità dei conti UC₃ del conto di cui al comma 54.1, lettera h), non siano sufficienti a liquidare quanto di spettanza di ogni impresa distributrice la Cassa effettua pagamenti pro-quota rispetto agli importi vantati dalle diverse imprese distributrici, fino a concorrenza delle disponibilità dei conti suddetti.

33.10 Nel caso in cui la liquidazione delle somme dovute alle imprese distributrici in relazione ai meccanismi di perequazione non possa essere completata entro 3 mesi dal termine di cui al comma 33.9, la Cassa riconosce alle medesime imprese distributrici un interesse pari all'euribor a dodici mesi base 360, calcolato a decorrere dall'1 gennaio del secondo anno successivo a quello a cui si riferiscono gli ammontari di perequazione.

33.11 Ai fini della perequazione, il riconoscimento della destinazione di consumi di energia elettrica ad uso proprio della trasmissione avviene dietro specifica autocertificazione da parte del soggetto esercente il servizio di trasmissione.

33.12 Ai fini della perequazione, il riconoscimento della destinazione di consumi di energia elettrica ad uso proprio della distribuzione avviene sulla base di una specifica autocertificazione predisposta dall'impresa distributrice.

33.13 In relazione all'interpretazione ed attuazione delle norme in materia di perequazione la Cassa si attiene alle indicazioni dell'Autorità. Ogni eventuale contestazione circa le modalità di applicazione dei meccanismi di perequazione e di raccolta delle relative informazioni è demandata alla valutazione e decisione dell'Autorità.

33.14 Ai fini della perequazione, eventuali richieste di rettifica dei dati inviati da parte delle imprese distributrici, se successive alle comunicazioni di cui al comma 33.7, comportano l'applicazione di una indennità amministrativa a carico dell'impresa distributrice che richiede la rettifica, pari all'1% del valore economico della rettifica medesima, con un minimo pari all'importo di cui alla tabella 26. Resta salva la facoltà dell'Autorità di avviare istruttorie formali per l'eventuale irrogazione di sanzioni amministrative pecuniarie ai sensi dell'articolo 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/1995.

33.15 In relazione alla quantificazione dei saldi di perequazione di cui al comma 33.1, lettera g), ai fini del calcolo d'ufficio di cui al comma 33.6, in caso di mancata comunicazione delle informazioni di cui al comma 33.5, si applicano i criteri di cui all'allegato A alla deliberazione ARG/elt 40/10.

Articolo 34

Perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione

34.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione, riconosciuto a ciascuna impresa distributrice, relativo al meccanismo di cui al comma 33.1, lettera a), è pari a:

 

PD_m = RR_m — RE_m

 

dove:

— PD_m è l'ammontare di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione per ogni impresa distributrice m;

— RR_m è l'ammontare dei ricavi che il distributore otterrebbe applicando, alle attuali e potenziali controparti di cui al comma 2.2, la tariffa di riferimento TV1 di cui al comma 6.1;

— RE_m è l'ammontare dei ricavi effettivi conseguiti dall'impresa distributrice applicando per ogni specifica tipologia contrattuale di cui al comma 2.2, la tariffa obbligatoria di cui all'articolo 7 al netto delle maggiorazioni di cui al comma 49.2, lettera a) del Tiqe.

Articolo 35

Perequazione dei ricavi dovuti alla maggior remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati sulle reti di distribuzione

35.1 Con successivo provvedimento, entro il 29 febbraio 2008, l'Autorità definisce un meccanismo di perequazione al fine di garantire che la maggior remunerazione riconosciuta agli investimenti sulle reti di distribuzione ai sensi dell'articolo 11 sia attribuita alle imprese che hanno effettivamente realizzato detti investimenti.

35.1 In sede di aggiornamento annuale delle tariffe di distribuzione, a partire dall'aggiornamento relativo all'anno 2010, l'Autorità individua la quota parte delle componenti tariffarie a copertura della maggior remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati ai sensi dell'articolo 11, in maniera che tale maggior remunerazione sia riconosciuta alle sole imprese distributrici che hanno effettivamente realizzato detti investimenti.

Articolo 36

Perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione

36.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera c), è pari a:

 

DA= C₁ +C₂– [RA_DIR*ξ + RA_TOT * (1— ξ)]

 

dove:

— DA è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione;

— C₁ è il costo diretto standard delle linee ad alta tensione di distribuzione, calcolato secondo la seguente formula:

 

 

— C₂ è il costo sostenuto per l'utilizzo di reti ad alta tensione di altre imprese distributrici, calcolato applicando alle quantità di energia elettrica prelevata da reti di distribuzione di terzi, per ciascun livello di tensione t, la componente tariffaria ρ₃(disAT) relativa l'elemento ρ₃(disAT) relativo alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f);

— RA_DIR è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi diretti di distribuzione in alta tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, e applicando i corrispettivi unitari ρ'^c₃(disAT) di cui alla tabella 15 dell'allegato n. 1 ;

— RA_TOT è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi di distribuzione in alta tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, e delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione;

con:

• N_k,m, consistenza delle componenti k delle linee di distribuzione ad alta tensione, come autocertificato da ciascuna impresa distributrice m ammessa;

• qe^c,m, quantità di energia elettrica trasportata per ciascuna tipologia contrattuale c da ciascuna impresa distributrice m.

• p_k, numero indice del costo unitario standard di ciascuna componente k delle linee di distribuzione ad alta tensione di cui alla tabella 16 dell'allegato n. 1 ;

• ξ, rapporto tra la quantità di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice dai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale e il totale di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice.

36.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera c), è pari a:

DA= C₁ +C₂ – [RA_DIR * ξ + RA_TOT* (1 — ξ)] + RA_CTR*

dove:

− DA è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione sulle reti ad alta tensione;

− C₁ è il costo diretto standard delle linee ad alta tensione di distribuzione, calcolato secondo la seguente formula:

 

 

− C₂ è il costo sostenuto per l'utilizzo di reti ad alta tensione di altre imprese distributrici, calcolato applicando alle quantità di energia elettrica prelevata da reti di distribuzione di terzi, per ciascun livello di tensione t, l'elemento ρ3(disAT) relativo alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f);

− RA_DIR è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi diretti di distribuzione in alta tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, e applicando i corrispettivi unitari ρ'^c₃ (disAT) di cui alla tabella 15 dell'allegato n. 1;

− RA_TOT è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi di distribuzione in alta tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, e delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione;

− RA_Ctr* è il maggior ricavo riconosciuto da Enel Distribuzione Spa a Terna ai sensi dei commi 13.2 e 13.3, per effetto dell'applicazione della componente Ctr*; tale termine trova applicazione esclusivamente ai fini della perequazione di Enel Distribuzione Spa;

con:

• N_k,m, è la consistenza delle componenti k delle linee di distribuzione ad alta tensione, come autocertificato da ciascuna impresa distributrice m ammessa e da Terna ai sensi del comma 36.3;

• qe^c,m, quantità di energia elettrica trasportata per ciascuna tipologia contrattuale c da ciascuna impresa distributrice;

• p_k, numero indice del costo unitario standard di ciascuna componente k delle linee di distribuzione ad alta tensione di cui alla tabella 16 dell'allegato n. 1;

• ξ, rapporto tra la quantità di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice dai punti di interconnessione con la rete di trasmissione nazionale e il totale di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice.

36.2 I corrispettivi unitari ρ'^c₃(disAT)e i costi unitari standard p_k, sono fissati dall'Autorità con separato provvedimento entro il 29 febbraio 2008.

36.2 Per il periodo regolatorio 2008-2011, partecipano alla perequazione di cui al presente articolo anche le linee ad alta tensione cedute da Elat Srl a Terna.

36.3 Ai fini di quanto disposto dal comma 36.2, Terna, a partire dalla perequazione relativa all'anno 2009, con modalità e tempistiche coerenti con le disposizioni di cui all'articolo 33, fa pervenire alla Cassa le informazioni relative alle proprie consistenze di componenti di rete Nk in precedenza di proprietà Elat.

36.4 In luogo di quanto disposto al comma 36.1, l'ammontare di perequazione spettante a Terna in relazione alla rete Elat, in ciascun anno, è pari a:

 

 

dove:

• Nk,_Elat, è la consistenza delle componenti k delle linee di distribuzione ad alta tensione di Elat Srl, cedute a Terna, come autocertificato da Enel Distribuzione Spa, in coerenza con le informazioni fornite dalla medesima Terna ai sensi del comma 36.6;

• Nk_,m, è la consistenza delle componenti k delle linee di distribuzione ad alta tensione, come autocertificato da ciascuna impresa distributrice m ammessa e da Terna ai sensi del comma 36.3;

• qe^c,m, quantità di energia elettrica trasportata per ciascuna tipologia contrattuale c da ciascuna impresa distributrice m;

• p_k, numero indice del costo unitario standard di ciascuna componente k delle linee di distribuzione ad alta tensione di cui alla tabella 16 dell'allegato n. 1;

• RA_Ctr* è il maggior ricavo riconosciuto da Enel Distribuzione Spa a Terna ai sensi dei commi 13.2 e 13.3, per effetto dell'applicazione della componente Ctr*.

Articolo 37

Perequazione dei costi di distribuzione relativi alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione

37.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera d) è pari a:

DF= Cf₁+Cf₂ – [RFz_DIR * µ + RF_TOT * (1— µ)]

dove:

— DF è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione relativi alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione;

— Cf₁ è il costo diretto standard relativo alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato secondo la seguente formula:

 

 

— Cf₂ è il costo sostenuto per il prelievo di energia elettrica da reti di distribuzione di terzi, relativo alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato applicando le componenti tariffarie ρ₁(disMT) e ρ₃(disMT) relative gli elementi ρ₁(disMT) e ρ₃(disMT) relativi alle tipologie di cui al comma 2.2, lettere c), e) ed f);

— RF_DIR è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi diretti relativi alla trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, e applicando i corrispettivi unitari ρ'^c₁(disMT) e ρ'^c₃(disMT) di cui alla tabella 17 dell'allegato n. 1;

— RF_TOT è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi relativi alla trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione, calcolato considerando i prelievi di tutti i clienti finali, i prelievi delle imprese distributrici connesse alle proprie reti, nonché gli autoconsumi al netto degli usi propri della distribuzione e della trasmissione, applicando specifici corrispettivi unitari fissati dall'Autorità i corrispettivi di cui alla tabella 18 dell'allegato n. 1;

con:

• ne^c,m, numero di punti di prelievo appartenenti a ciascuna tipologia c di ciascuna impresa distributrice.
• N_k,m, consistenza delle componenti k delle stazioni di trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione in termini di potenza nominale di trasformazione espressa in MVA, come autocertificata dall'impresa distributrice m;
• qe^c,m, quantità di energia elettrica relativa al servizio trasporto prestato a ciascuna tipologia di utenza c da ciascuna impresa distributrice m.
• r_k, numero indice del costo unitario standard delle componenti k delle stazioni di trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta al livello di media tensione di cui alla tabella 19 dell'allegato n. 1;
• µ, rapporto tra la somma della quantità di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice dalla rete di trasmissione nazionale e da punti interconnessione virtuale alla reti di trasmissione nazionale in alta tensione e il totale di energia elettrica prelevata dall'impresa distributrice.

37.2 I corrispettivi unitari ρ'^c₁(disMT) e ρ'^c₃(disMT), i corrispettivi specifici per il calcolo dell'ammontare RF_TOT e il costo unitario standard r_k, sono fissati dall'Autorità con separato provvedimento entro il 29 febbraio 2008.

Articolo 38

Perequazione dei costi di distribuzione su reti di media e di bassa tensione

38.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera e) è pari a:

 

DB = (RA * IC * w) + up

 

dove

— DB è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione su reti di media e bassa tensione;

— IC è l'indicatore di concentrazione della clientela;

— RA è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1, a copertura dei costi di distribuzione in media e bassa tensione, calcolato considerando anche i ricavi ottenuti dal servizio distribuzione in media e bassa tensione prestato ad altre imprese distributrici;

— up sono i minori ricavi, calcolati applicando la componente Tras ed i parametri della tariffa TV1 a copertura dei costi di distribuzione in media e bassa tensione, relativi ai servizi di trasmissione e di distribuzione erogati dall'impresa distributrice per usi propri di trasmissione e di distribuzione. Sono valorizzati in tale componente anche gli eventuali minori ricavi per i distributori che presentino punti di interconnessione con l'Rtn ove l'energia ceduta a Terna è superiore all'energia prelevata;

— w è un coefficiente che esprime l'incidenza dei costi operativi diretti di distribuzione in media e bassa tensione sui costi totali di distribuzione in media e bassa tensione riconosciuti, e assume valore pari a 0,3.

38.1 In ciascun anno l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera e), è pari a:

 

DB = (RA * IC * w) + up + cs

 

dove

— DB è l'ammontare di perequazione dei costi di distribuzione su reti di media e bassa tensione;

— IC è l'indicatore di concentrazione della clientela;

— RA è la somma dei ricavi ammessi per ciascuna tipologia contrattuale dall'applicazione delle tariffe di riferimento TV1 e D1, a copertura dei costi di distribuzione in media e bassa tensione, calcolato considerando anche i ricavi ottenuti dal servizio distribuzione in media e bassa tensione prestato ad altre imprese distributrici;

— cs, a partire dall'anno 2009, è pari al prodotto tra l'importo di cui alla tabella 2 del Tic e il numero di cambi di fornitore gestiti nell'anno dall'impresa distributrice eccedenti il primo per ciascun punto di prelievo ed esclusi, in ogni caso, i cambi di fornitore relativi al rientro di clienti finali nel servizio di maggior tutela o nel servizio di salvaguardia;

— up sono i minori ricavi, calcolati applicando la componente Tras ed i parametri della tariffa TV1 a copertura dei costi di distribuzione in media e bassa tensione, relativi ai servizi di trasmissione e di distribuzione erogati dall'impresa distributrice per usi propri di trasmissione e di distribuzione. Sono valorizzati in tale componente anche gli eventuali minori ricavi per i distributori che presentino punti di interconnessione con l'Rtn ove l'energia ceduta a Terna è superiore all'energia prelevata; sono altresì valorizzati in tale componente i mancati ricavi dell'impresa distributrice conseguenti all'esenzione dall'applicazione della tariffa Tras dei prelievi di energia elettrica di cui al comma 16.4;

— w è un coefficiente che esprime l'incidenza dei costi operativi diretti di distribuzione in media e bassa tensione sui costi totali di distribuzione in media e bassa tensione riconosciuti, e assume valore pari a 0,3.

38.2 L'indicatore di concentrazione IC è calcolato secondo la seguente formula:

 

 

dove:

 

• J denota il grado di concentrazione (alta, media o bassa), come definito nel Tiqe;
• N_J è il numero di punti di prelievo in bassa tensione serviti dall'impresa, con grado di concentrazione J;
• K_J è il coefficiente che esprime lo scostamento rispetto alla media del costo diretto necessario per servire un cliente nel grado di concentrazione J e assume i valori riportati in tabella 13 dell'allegato n. 1.

Articolo 39

Perequazione dei ricavi ottenuti dall'applicazione delle tariffe D2 e D3

39.1 L'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera f), è pari a:

 

RD = RA – RE

 

dove:

— RD è l'ammontare di perequazione dei ricavi ottenuti dalle tariffe D2 e D3;

— RA rappresenta il livello dei ricavi che l'impresa distributrice avrebbe conseguito dall'applicazione della tariffa D1, di cui al comma 31.1 del presente provvedimento, ai clienti ai quali sono state applicate le tariffe D2 e D3 con riferimento al numero medio di punti di prelievo, alla potenza media impegnata e ai consumi di competenza del periodo al quale si riferisce l'ammontare di perequazione;

— RE rappresenta il livello dei ricavi effettivi al netto delle maggiorazioni di cui al comma 49.2, lettera a), del Tiqe che l'impresa distributrice ha conseguito dall'applicazione delle tariffe D2 e D3, senza sconti o abbuoni, con riferimento al numero medio di clienti, alla potenza media impegnata e ai consumi di competenza del periodo al quale si riferisce l'ammontare di perequazione.

Articolo 40

Perequazione dei ricavi del servizio di misura in bassa tensione

40.1 Con successivo provvedimento, entro il 29 febbraio 2008, l'Autorità definisce un meccanismo di perequazione dei ricavi per l'erogazione del servizi di misura ai punti di prelievo in bassa tensione. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a garantire che la remunerazione dell'investimento in misuratori elettronici relativi a punti di prelievo in bassa tensione ed le quote di ammortamento dei misuratori elettromeccanici in bassa tensione dismessi per la loro sostituzione con misuratori elettronici, sia attribuita alle imprese distributrici che hanno effettivamente realizzato tali investimenti.

40.1 In ciascun anno t, l'ammontare di perequazione dei ricavi del servizio di misura per i punti di prelievo in bassa tensione dotati di misuratore relativo a ciascuna impresa distributrice m è pari a:

 

PM_m = RM_m − QM_m − RPM_m

 

dove:

− PM_m è l'ammontare di perequazione dei ricavi del servizio di misura;

− RM_m è il ricavo spettante all'impresa distributrice m, a copertura dei costi di capitale dell'anno t-2, ivi inclusi gli ammortamenti, per l'installazione-manutenzione di misuratori di energia elettrica relativi a punti di prelievo in bassa tensione, e alle dismissioni dell'anno t-2 di misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici aventi i requisiti minimi di cui alla deliberazione 292/06, e dei sistemi di raccolta dei dati di misura, calcolato secondo la seguente formula:

 

 

con:

• CE^MEBT_mè il costo effettivo di capitale dell'anno t-2, ivi inclusi gli ammortamenti, per l'installazione-manutenzione di misuratori elettronici di energia elettrica, relativi a punti di prelievo in bassa tensione, aventi i requisiti minimi di cui alla deliberazione 292/06;

• QME_m è il ricavo di ciascuna impresa distributrice m, derivante dall'applicazione delle quote parti degli elementi MIS₁(INS), MIS₃(INS) e dell'elemento σ₁(mis) a copertura dei costi di capitale, ivi inclusi gli ammortamenti, per l'installazione-manutenzione di misuratori elettronici di energia elettrica relativi a punti di prelievo in bassa tensione e a copertura dell'ammortamento delle dismissioni di misuratori elettromeccanici, sostituiti con misuratori elettronici aventi i requisiti minimi di cui alla deliberazione 292/06, di cui alla tabella 20 dell'allegato n. 1;

• N^MMBT_mè il numero dei misuratori elettromeccanici di energia elettrica relativi a punti di prelievo in bassa tensione;

• QMM_m è il ricavo dell'impresa distributrice m, derivante dall'applicazione delle quote parti degli elementi MIS₁(INS), MIS₃(INS) e dell'elemento σ₁(mis) a copertura dei costi di capitale, ivi inclusi gli ammortamenti, per l'installazione-manutenzione di misuratori elettromeccanici di energia elettrica relativi a punti di prelievo in bassa tensione di cui alla tabella 21 dell'allegato n. 1;

• MIS'_m(RAC) è il ricavo dell'impresa distributrice m, derivante dall'applicazione delle quote parti degli elementi MIS₁(RAC), MIS₃(RAC) e dell'elemento σ1(mis) a copertura dei costi di capitale, ivi inclusi gli ammortamenti, dei sistemi di raccolta dei dati di misura di energia elettrica di cui alla tabella 22 dell'allegato n. 1;

• CE^TGBT_mè il costo effettivo di capitale dell'anno t-2, ivi inclusi gli ammortamenti, relativo ai sistemi di raccolta dei dati di misura dell'energia elettrica dei punti di misura in bassa tensione;

 

− QM_m QME_m QMM_m MIS'_m (RAC);

− RPM_m è la penale, relativa a ciascuna impresa distributrice m, in relazione al grado di assolvimento degli obblighi previsti dalle disposizioni della deliberazione n. 292/06 in materia di installazione di misuratori elettronici relativi a punti di prelievo in bassa tensione.

In termini formali:

 

RPM_m = MAX (ΔN^BT,ME_m;0) * MIS(INS)_cirBT

 

con:

• MIS(INS)_cirBT di cui alla tabella 23 dell'allegato n. 1, sono le quote parti degli elementi MIS₁(INS), MIS₃(INS) e dell'elemento σ₁(mis) applicate alle attuali e potenziali controparti di contratti di cui al comma 2.2, lettere a), b) e c), riconosciute a copertura della remunerazione del capitale di misuratori dell'energia elettrica relativi a punti di prelievo in bassa tensione che non hanno i requisiti minimi di cui alla deliberazione 292/06;

 

 

dove:

 

— N^BT,ME_m|_previsti è il numero di punti di prelievo in bassa tensione, relativo a ciascuna impresa distributrice m, in cui al comma 8.1 della deliberazione 292/06 prevede, entro il 31 dicembre dell'anno t, l'installazione di un misuratore elettronico avente i requisiti minimi di cui alla deliberazione medesima;

— N^BT,ME_m|_installatiè il numero dei punti di prelievo in bassa tensione, relativo a ciascuna impresa distributrice m, in cui entro il 31 dicembre dell'anno t è stato effettivamente installato un misuratore elettronico avente i requisiti minimi di cui alla deliberazione 292/06.

40.2 In aggiunta al meccanismo di perequazione dei ricavi di misura in bassa tensione l'Autorità definisce, nei medesimi tempi di cui al comma 40.1, un meccanismo di penalità in relazione al mancato rispetto degli obbiettivi di installazione obbligatori previsti dalla deliberazione 292/06, secondo quanto disposto dall'articolo 11 della medesima deliberazione.

40.2 Nei casi in cui, per la singola impresa distributrice, risulti:

 

— N^BT,ME_m|_previsti — N^BT,ME_m|_{installati > 0,5 *} N^BT,ME_m|_previsti

 

l'Autorità avvia il procedimento finalizzato alla erogazione di una sanzione per inottemperanza alle disposizioni di cui al comma 8.1 della deliberazione n. 292/06 in relazione all'inadempienza eccedente la quota oggetto di penale.

40.3 In relazione alla valorizzazione dei termini CE^MEBT_m e CE^TGTB_m qualora il costo lordo di investimento dichiarato dalla singola impresa distributrice, medio per punto di prelievo, ecceda di oltre l'80% il costo medio lordo rivalutato di settore, la quota di costo eccedente detta soglia è esclusa dalla base di capitale riconosciuta ai fini della perequazione.

40.4 Al fine del riconoscimento delle quote di remunerazione escluse ai sensi del precedente comma 40.3, la singola impresa distributrice può presentare all'Autorità apposita istanza motivata, secondo la modulistica predisposta dalla Direzione tariffe dell'Autorità. L'istanza deve essere corredata da documentazione che comprovi che l'investimento è stato effettuato nel rispetto dei principi di pertinenza, efficienza ed economicità. Sulla base di detta istanza l'Autorità avvia una specifica istruttoria individuale ai fini della valutazione della riconoscibilità, anche parziale, delle quote di costo eccedenti la soglia di cui al comma 40.3.

40.5 In ciascun anno t l'ammontare RPM, di cui al comma 40.1, versato dalle imprese a titolo di penale in relazione al grado di assolvimento degli obblighi previsti dalle disposizioni della deliberazione 292/06 in materia di installazione di misuratori elettronici relativi a punti di prelievo in bassa tensione, contribuisce ad alimentare il conto di gestione di cui all'articolo 54, comma 54.1, lettera h).

Articolo 41

Perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in bassa tensione

41.1 Con successivo provvedimento, entro il 29 febbraio 2008, l'Autorità definisce un meccanismo di perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in bassa tensione, a tutela dell'equilibrio economico finanziario delle medesime. Detto meccanismo è sviluppato in coerenza con le proposte formulate nel capitolo 25 del documento per la consultazione del 30 novembre 2007, atto n. 47/07.

41.1 Per ciascuna impresa distributrice che ha costituito una società separata per l'erogazione del servizio di vendita di maggior tutela, in ciascun anno, l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera h), è pari a:

 

 

dove:

− PS^COT è l'ammontare di perequazione dei costi commerciali sostenuti per la clientela in bassa tensione;

 

 

− RAP^COT,BTè la somma dei ricavi ammessi, per ciascuna tipologia contrattuale connessa in bassa tensione, dall'applicazione degli elementi ρ₁(cot), ρ₃(cot)e σ₁(cot) delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e dall'applicazione dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla tabella 2 del Tic;

− RAP^{COT,AT | MT} è la somma dei ricavi ammessi, per ciascuna tipologia contrattuale connessa in altissima, alta e media tensione, dall'applicazione degli elementi ρ₁(cot), ρ₃(cot) e σ₁(cot) delle tariffe di riferimento TV1 e D1 a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e dall'applicazione dei contributi in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla tabella 2 del Tic;

− CE^COT è il livello dei costi effettivi ammissibili per l'attività di commercializzazione del servizio di distribuzione, rilevati contabilmente a consuntivo, come desumibili dai conti annuali separati redatti in applicazione delle disposizioni della deliberazione 11/07, relativamente al comparto di cui al comma 6.4, lettera f).

41.2 Con riferimento alle disposizioni di cui al comma 41.1, in relazione all'ammissibilità dei costi per l'attività di commercializzazione, l'Autorità opera in coerenza con i criteri utilizzati per la fissazione dei costi riconosciuti per l'attività di distribuzione dell'energia elettrica per il periodo regolatorio 2008-2011, nell'ambito di specifiche istruttorie individuali.

41.3 Per ciascuna impresa distributrice che non ha costituito una società separata per l'erogazione del servizio di vendita di maggior tutela, in ciascun anno, l'ammontare di perequazione di cui al comma 33.1, lettera h), è pari a:

 

PI^COT = RC^COT,BT + RC^COV,BTM − RAP^COT,BT − RAP^RCVi,BTM

 

dove:

− PI^COT è l'ammontare di perequazione dei costi commerciali sostenuti per la clientela in bassa tensione;

− RC^COT,BT è la somma dei ricavi ammessi determinati applicando i corrispettivi unitari ρ'₁(cot), ρ'₃(cot) e σ'₁(cot) riportati nella tabella 24 dell'allegato n. 1, ai punti di prelievo di ciascuna tipologia contrattuale di cui al comma 2.2, lettere da a) a c);

− RC^COV,BTM è la somma dei ricavi ammessi determinati applicando i corrispettivi unitari ρ'₁(cov), ρ'₃(cov) e σ'₁(cov) riportati nella tabella 24 dell'allegato n. 1, ai punti di prelievo serviti nell'ambito del regime di maggior tutela;

− RAP^COT,BT è la somma dei ricavi ammessi derivanti dall'applicazione degli elementi ρ₁(cot), ρ₃(cot) e σ₁(cot) delle tariffe di riferimento TV1 e D1 ai punti di prelievo di ciascuna tipologia contrattuale di cui al comma 2.2, lettere da a) a c);

− RAP^RCVi,BTM è la somma dei ricavi ammessi riconosciuti all'impresa per lo svolgimento del regime di maggior tutela dall'applicazione della componente RCV_i di cui al comma 9bis.1, lettera b), del Tiv ai punti di prelievo serviti nell'ambito del regime di maggior tutela.

41.4 I corrispettivi di cui alla tabella 24 dell'allegato n. 1 sono aggiornati annualmente in coerenza con le disposizioni di cui agli articoli 10 e 32.

Sezione 2

Regime di perequazione specifico aziendale

Articolo 42

Perequazione specifica aziendale

42.1 La perequazione specifica aziendale è destinata alla copertura degli scostamenti dei costi di distribuzione effettivi dai costi di distribuzione riconosciuti dai vincoli tariffari, non coperti dai meccanismi di perequazione di cui alla sezione 1 del presente titolo, derivanti da variabili esogene fuori dal controllo dell'impresa.

42.2 La partecipazione alla perequazione specifica aziendale è riservata alle imprese ammesse alla medesima perequazione per il periodo di regolazione 2004–2007.

42.3 Con successivo provvedimento, entro il 29 febbraio 2008, l'Autorità definisce le modalità di applicazione ed aggiornamento per il periodo di regolazione 2008-2011 del fattore di correzione specifico aziendale Csa, definito ai sensi delle deliberazioni 5/04 e 96/04.

42.3 Al soggetto giuridico che deriva da operazioni straordinarie tra due o più imprese di distribuzione già ammesse al regime di perequazione specifico aziendale, viene riconosciuto, a partire dall'anno in cui l'operazione è avvenuta, per un periodo massimo di otto anni, un ammontare di perequazione specifica aziendale pari alla somma di quanto spettante alle singole imprese.

42.4 Per l'anno 2008, il valore del fattore di correzione Csa, definito ai sensi delle deliberazioni 5/04 e 96/04, è calcolato applicando la seguente formula:

 

 

dove:

− RAP₀₈ è il ricavo ammesso perequato di distribuzione della singola impresa per l'anno 2008;

− CE₀₈ è il costo effettivo di distribuzione per l'anno 2008, calcolato sulla base di istruttorie individuali condotte dalla Direzione tariffe in coerenza con i criteri utilizzati per la fissazione dei costi riconosciuti per l'attività di distribuzione dell'energia elettrica per il primo anno del periodo regolatorio 2008-2011. Ai fini del calcolo di CE₀₈, il costo operativo riconosciuto per l'anno 2008 (COR₀₈) della singola impresa è calcolato sulla base della seguente formula:

 

 

con:

• COR₀₈ è il livello dei costi operativi riconosciuti per l'anno 2008;

• COB₀₆ è il costo operativo, al netto degli ammortamenti e dei contributi di allacciamento a preventivo, al netto della quota del 20% a copertura delle spese generali, fissato per l'anno 2004 nell'istruttoria individuale condotta ai sensi della deliberazione 96/04, aggiornato per tener conto del meccanismo del price-cap per gli anni 2005 e 2006;

• COE₀₆ è il livello dei costi operativi effettivi riferiti all'anno 2006, al netto di ammortamenti e oneri finanziari e dei contributi di allacciamento a preventivo, al netto della quota del 20% a copertura delle spese generali;

• RALP è pari ai ricavi effettivi da contributi di allacciamento a preventivo al netto della quota del 20% a copertura delle spese generali portata a deduzione del costo operativo riconosciuto;

•Q₀₆ / Q₀₇ è la variazione delle variabili di scala tra il 2006 e 2007, verificatasi a livello di impresa;

• RPI₀₇ e RPI₀₈ sono i tassi annui di inflazione rilevanti ai fini dell'applicazione del meccanismo del price-cap per la fissazione dei parametri da impiegare rispettivamente negli anni 2007 e 2008 pari a 1,7% in entrambi gli anni;

• X è l'obbiettivo annuo di recupero di produttività in vigore nel secondo periodo di regolazione pari a 3,5%;

• X‾ è l'obbiettivo annuo di recupero di produttività in vigore nel terzo periodo di regolazione pari a 1,9%.

42.5 Per gli anni 2009, 2010 e 2011, il valore del fattore di correzione Csa, definito ai sensi delle deliberazioni 5/04 e 96/04, è determinato applicando al valore del Csa per l'anno 2008, la seguente formula:

 

 

dove:

−Csa⁰⁸_n è il valore del Csa come determinato per l'anno 2008, eventualmente corretto ai sensi della deliberazione di approvazione del fattore di correzione per l'anno 2004;

− ΔCEK_n = WACC * (ΔINV_n-2 + φ_n * CIR_n-1 − RALP_n-2) − ω_INVn;

− ΔINV_n-2 = (INV_n-2 — AMM_n-2 — DISM_n-2);

− ω_INVn = ∑ (P_j,n * Q_j,n) — ∑ (P_j,n * Q_j,n-1);

− Ï•_n è la variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi per l'anno n, il cui valore è pubblicato dall'Autorità in sede di aggiornamento annuale dei corrispettivi tariffari;

− CIR_n-1 è il capitale investito riconosciuto a fini tariffari nell'anno n-1;

− INV_n-2 è l'investimento lordo effettuato nell'anno n-2 dall'impresa;

− AMM_n-2 è la quota di ammortamento riconosciuta ai fini della fissazione del Csa sulla base del capitale investito fino all'anno n-2;

− DISM_n-2 sono le dismissioni effettuate nell'anno n-2 (eccedenti rispetto a quelle considerate ai fini della eventuale fissazione di decrementi annui del coefficiente Csa, in considerazione della eliminazione delle sovrapposizioni tra reti storiche e reti acquisite);

− ∑ (P_j,n * Q_j,n) è il valore dei ricavi calcolato moltiplicando le variabili di scala dell'impresa relativi all'anno n (Q_j,n) per la quota parte dei parametri tariffari dell'anno n a copertura della remunerazione del capitale investito riconosciuto (P_j,n), il cui valore è pubblicato dall'Autorità in sede di aggiornamento annuale dei corrispettivi tariffari;

− j sono le componenti tariffarie e le relative variabili di scala, rilevanti ai fini della perequazione specifica aziendale;

− ΔCEA_n = φ_n (ΔAMM_n-1 + AMM_n-2) − ω_AMMn;

− ΔAMM_n-2 = (NAM_n-2 — ALI_n-2 — DISA_n-2 UTI_n-2);

− ω_AMMn = ∑_j (A_j,n * Q_j,n) — ∑_j (A_j,n * Q_j,n-1);

− NAM_n-2 indica la quota di ammortamento relativa ai nuovi investimenti effettuati nell'anno n-2;

− ALI_n-2 è la quota di ammortamento relativa a cespiti alienati nell'anno n-2;

− DISA_n-2 è la quota di ammortamento relativa a cespiti dismessi a qualsiasi titolo;

− UTI_n-2 è la quota di ammortamento relativa a cespiti che hanno completato la vita utile standard;

− ∑_j (A_j,n * Q_j,n) è il valore dei ricavi calcolato moltiplicando le variabili di scala dell'impresa relativi all'anno n (Q_j,n) per la quota parte dei parametri tariffari dell'anno n a copertura degli ammortamenti (A_j,n), il cui valore è pubblicato dall'Autorità in sede di aggiornamento annuale dei corrispettivi tariffari;

− ΔTAR_CIRn è la variazione percentuale dei parametri tariffari unitari, per effetto dell'aggiornamento annuale a valere per l'anno n, della parte a copertura della remunerazione del capitale investito riconosciuto a livello nazionale. Il valore è fissato dall'Autorità in sede di aggiornamento annuale dei corrispettivi tariffari e tiene conto degli investimenti effettivi di settore all'anno n-2 ivi compresa la variazione conseguente alla rivalutazione e tenendo conto della crescita dei volumi;

− ΔTAR_AMMn è la variazione percentuale dei parametri tariffari unitari, per effetto dell'aggiornamento annuale a valere per l'anno n, della parte a copertura della remunerazione degli ammortamenti riconosciuto a livello nazionale. Il valore è fissato dall'Autorità in sede di aggiornamento annuale dei corrispettivi tariffari e tiene conto degli investimenti effettivi di settore all'anno n-2 ivi compresa la variazione conseguente alla rivalutazione e tenendo conto della crescita dei volumi.

42.6. Per gli anni 2009 e seguenti, il termine per la presentazione dei dati necessari per l'aggiornamento del fattore di correzione specifico aziendale, secondo moduli pubblicati a cura della Direzione tariffe dell'Autorità, è fissato al 31 luglio di ogni anno.

Sezione 3

Promozione delle aggregazioni

Articolo 43

Promozione delle aggregazioni delle imprese distributrici

43.1 Nel caso in cui il processo di aggregazione di più imprese di distribuzione coinvolga almeno una impresa con meno di 100.000 punti di prelievo e comporti la riduzione del numero di imprese concessionarie, all'impresa risultante dall'aggregazione la Cassa riconosce annualmente, fino al 2011, un importo pari a:

 

PAGG_n = CoD_n * K

 

dove:

PAGG_n è l'importo riconosciuto per la promozione delle aggregazioni, relativo all'anno n successivo all'anno di avvenuta aggregazione;

CoD_n è il ricavo ammesso a copertura dei costi operativi di distribuzione, derivate dall'applicazione nell'anno n della tariffa TV1, escluso l'elemento ρ1cot) e D1, escluse la componente σ1 e l'elemento σ3(tras), ai clienti delle imprese aggregate diverse dall'impresa con il maggior numero di punti di prelievo in bassa tensione;

K è pari a 1,9%.

43.2 Per gli anni successivi all'anno n, l'importo PAGG è calcolato aggiornando il valore del parametro CoD per tener conto della variazione degli elementi della tariffa TV1.

43.3 Il calcolo ed il riconoscimento dell'importo di cui al comma 43.1 avviene coi modi e nei tempi previsti dall'Articolo 33 per la perequazione generale.

Sezione 4

Integrazione dei ricavi a copertura di oneri in capo alle imprese distributrici e alla società Terna

Articolo 44

Integrazione dei ricavi a copertura degli oneri per lo sconto ai dipendenti

44.1 Alle imprese distributrici e alla società Terna, fino al 31 dicembre 2019 secondo le modalità disciplinate dal presente articolo, è riconosciuta una integrazione ai ricavi garantiti dall'applicazione dei corrispettivi tariffari di cui alla Parte II del presente provvedimento, in relazione alla copertura dei costi relativi agli sconti sui consumi elettrici riconosciuti ai dipendenti del settore, in ragione del Contratto collettivo nazionale di lavoro, assunti prima dell'1 luglio 1996, inclusi quelli in pensione e in reversibilità.

44.2 Per l'anno 2008, l'integrazione di cui al comma 44.1 è pari a 11/12 (undici dodicesimi) dell'onere effettivamente sostenuto nell'anno 2006 per gli sconti sui consumi elettrici riconosciuti ai dipendenti del settore, in ragione del Contratto collettivo nazionale di lavoro, assunti prima dell'1 luglio 1996, inclusi quelli in pensione e in reversibilità.

44.3 Per gli anni successivi al 2008 l'integrazione massima riconoscibile è pari al valore dell'onere effettivamente sostenuto nell'anno 2006, ridotto annualmente di un ulteriore dodicesimo di detto valore.

44.4 L'integrazione riconosciuta in ciascun anno n successivo al 2008, qualora l'onere effettivo a consuntivo sostenuto nell'anno n-2 risulti inferiore al massimo riconoscibile determinato ai sensi del comma 44.3, è pari alla media tra l'onere effettivo dell'anno n-2 e l'integrazione massima riconoscibile di cui al medesimo comma 44.3.

44.5 Ai fini del calcolo dell'onere effettivamente sostenuto nell'anno 2006 di cui al comma 44.2 si applicano le seguenti limitazioni:

a) l'onere deve fare riferimento esclusivamente a dipendenti assegnati a funzioni rientranti nelle attività di trasmissione, distribuzione e misura, come delimitate ai sensi del Tiu;

b) nel caso di ex-dipendenti, inclusi i casi di reversibilità, l'ex-dipendente all'atto della cessazione del rapporto di lavoro doveva essere assegnato a mansioni/strutture organizzative oggi chiaramente e univocamente riconducibili alle attività di cui alla precedente lettera a).

44.6 A partire dall'anno 2008, lo sconto riconosciuto a dipendenti ed ex-dipendenti, inclusi i casi di reversibilità, oggetto del presente articolo, è evidenziato in maniera separata nei documenti di fatturazione emessi dall'impresa di distribuzione competente. In relazione a detto sconto è altresì garantita separata evidenza contabile.

44.7 Il mancato rispetto delle disposizioni di cui al comma 44.6 comporta la sospensione del diritto all'integrazione ai ricavi di cui al presente articolo fino ad avvenuto adempimento delle medesime disposizioni.

Parte IV

Prestazioni patrimoniali imposte

Titolo 1

Imposizione

Articolo 45

Fissazione delle componenti tariffarie A

45.1 Nel presente titolo vengono fissate le componenti tariffarie per l'adeguamento dei corrispettivi per il servizio di distribuzione di cui al comma 2.1, lettera b), destinate alla copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico.

45.2 Le componenti tariffarie di cui al comma 45.1 sono:

a) componente tariffaria A2, per la copertura dei costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti, di cui all'articolo 2, comma 1, lettera c), del decreto 26 gennaio 2000;

b) componente tariffaria A3, per la copertura degli oneri sostenuti dal Gestore dei servizi elettrici per l'incentivazione della produzione di energia elettrica degli impianti da fonti rinnovabili e assimilate, ivi inclusi i costi riconosciuti per il funzionamento del medesimo Gestore dei servizi elettrici;

c) componente tariffaria A4, per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali di cui all'articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto 26 gennaio 2000;

d) componente tariffaria A5, per la copertura dei costi relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione tecnologica di interesse generale del sistema elettrico di cui all'articolo 2, comma 1, lettera d), del decreto 26 gennaio 2000;

e) componente tariffaria A6, per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione di cui all'articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000.

f) componente tariffaria A_S, per la copertura degli oneri derivanti dall'adozione di misure di tutela tariffaria per i clienti del settore elettrico in stato di disagio, di cui al decreto 28 dicembre 2007.

45.3 Le componenti tariffarie di cui al comma 45.2 si applicano come maggiorazioni ai:

a) corrispettivi del servizio di distribuzione di cui alla Parte II, Titolo 2, Sezione 2 e Titolo 4 della medesima parte;

b) agli usi finali delle imprese distributrici.

45.4 Le componenti tariffarie A alimentano i conti di gestione di cui al Titolo 2, Sezione 2, della presente parte.

45.5 I valori delle componenti tariffarie A sono determinati dall'Autorità. Ai fini della definizione delle deroghe di cui al successivo comma 73.1, e in relazione alla tipologia di cui al comma 2.2, lettera a) le aliquote di dette componenti tariffarie espresse in centesimi di euro/kWh possono essere differenziate in funzione di un massimo di 4 (quattro) scaglioni di consumo mensile.

45.6 Alle attuali e potenziali controparti dei contratti di cui al comma 2.2, lettere a), c), e), f), e g), la componente tariffaria A6 è applicata con aliquote espresse in termini di centesimi di euro/punto di prelievo per mese e con aliquote espresse in centesimi di euro/kW per mese, differenziate per un massimo di quattro scaglioni di potenza.

45.7 Ai fini di quanto disposto al comma 45.6, la nozione di potenza rilevante è la potenza impegnata di cui all'articolo 1.

Titolo 2

Esazione e gestione del gettito

Sezione 1

Eesazione

Articolo 46

Disposizioni generali

46.1 Nella presente sezione sono disciplinate le modalità di esazione delle componenti tariffarie A, delle componenti UC₁ UC₃, UC₄, UC₆, UC₇ MCT e delle altre prestazioni patrimoniali imposte, comprese quelle di cui al Tiv.

46.2 La Cassa definisce le modalità operative in base alle quali gli esercenti, ivi inclusi gli esercenti il servizio di maggior tutela disciplinato dal Tiv, provvedono ai versamenti sui conti da essa gestiti.

Articolo 47

Esazione delle componenti tariffarie A₂, A₃, A₄, A₅, A₆, A_s

47.1 Le imprese esercenti il servizio di cui al comma 2.1 lettera b), salvo quanto disposto dal comma 47.2, versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle componenti tariffarie A₂, A₃, A₄, A₅, A₆, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo.

47.2 Le imprese esercenti il servizio di cui al comma 2.1 lettera b) che prelevano energia elettrica dalla rete di trasmissione nazionale riconoscono al Gestore dei servizi elettrici il gettito della componente tariffaria A₃, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato.

47.3 Le imprese distributrici, sulla base delle aliquote pubblicate dall'Autorità, determinano e comunicano alla Cassa ovvero al Gestore dei servizi elettrici, la quota parte del gettito della componente tariffaria A₃ afferente la copertura degli oneri relativi alle partite economiche di cui al comma 56.8.

47.4 Entro 60 giorni dal termine di ciascun bimestre le imprese distributrici versano alla Cassa, se positiva, la differenza tra:

a) il gettito derivante:

i. dall'applicazione della componente A_S di cui al comma 45.2, lettera f), in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo;

ii. dai rimborsi di cui al comma 7.4 dell'allegato A alla deliberazione ARG/elt 117/08;

b) le compensazioni complessivamente riconosciute nel medesimo bimestre ai sensi della deliberazione ARG/elt 117/08.

47.5 Qualora la differenza di cui al comma 47.4 risulti negativa, la Cassa, entro novanta giorni dal termine del bimestre, liquida tale importo a favore dell'impresa distributrice.

Articolo 48

Esazione degli importi destinati al conto qualità dei servizi elettrici

48.1 Le imprese esercenti il servizio di cui al comma 2.1 lettera b), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo, il gettito delle componenti UC₆.

48.2 Le imprese esercenti il servizio di cui al comma 2.1 lettera b), versano inoltre alla Cassa, per i rispettivi anni di competenza e, tenuto conto delle disposizioni della deliberazione 333/07:

a) le penalità in caso di mancato raggiungimento dei livelli tendenziali relativi alla durata delle interruzioni di cui al comma 22.5 del Tiqe;

b) le penalità in caso di mancato raggiungimento dei livelli tendenziali relativi al numero di interruzioni di cui al comma 22.6 del Tiqe;

c) la differenza di cui al comma 34.8 del Tiqe;

d) le eccedenze di cui al comma 37.3 del Tiqe.

48.3 Terna versa alla Cassa le penalità in caso di mancato raggiungimento degli obiettivi degli indicatori di qualità del servizio di trasmissione di cui al comma 8.2 della deliberazione n. 341/07 per gli anni previsti al medesimo comma.

Articolo 49

Esazione degli importi destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica

49.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, gli importi derivanti dall'applicazione dei corrispettivi per i prelievi di energia reattiva di cui ai commi 8.1 e 15.2 ai commi 8.1, 15.1 e 15.2 e della componente UC₇.

Articolo 50

Esazione delle componenti UC₁ , UC₃, UC₄

50.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito delle componenti UC₃ e UC₄, in relazione al servizio di distribuzione di energia elettrica erogato nel bimestre medesimo.

50.2 Gli esercenti il servizio di maggior tutela di cui al Titolo 2 del Tiv, versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito della componente UC₁, in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo.

Articolo 51

Esazione della componente Ppe di cui al comma 7.1 del Tiv

51.1 Gli esercenti il servizio di maggior tutela di cui al Titolo 2 del Tiv versano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito della componente Ppe di cui al comma 7.1 del medesimo Tiv, in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo.

Articolo 51

Comunicazione del gettito del corrispettivo Ppe di cui al comma 7.1 del Tiv

51.1 Gli esercenti il servizio di maggior tutela di cui al Titolo 2 del Tiv comunicano alla Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito del corrispettivo Ppe di cui al comma 7.1 del Tiv, in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo.

Articolo 52

Esazione delle componenti MCT e dell'aliquota di cui all'articolo 4, comma 1-bis della legge 368/2003

52.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano a Cassa, entro 60 (sessanta) giorni dal termine di ciascun bimestre, il gettito della componente MCT in relazione al servizio erogato nel bimestre medesimo.

52.2 Entro il 31 marzo di ciascun anno, a partire dall'anno 2005, la Cassa riscuote gli ammontari derivanti dall'applicazione dell'aliquota di cui all'articolo 4, comma 1-bis della legge n. 368/03, come aggiornata dall'Autorità, all'energia elettrica autoprodotta e autoconsumata in sito dagli autoproduttori di cui all'articolo 2, comma 2, del decreto legislativo 79/1999, nell'anno precedente.

52.3 La quantità di energia elettrica di cui al comma 52.2 viene determinata dalla Cassa, con apposita istruttoria, previa approvazione dell'Autorità, avvalendosi eventualmente delle società Terna e Gestore dei servizi elettrici e delle dichiarazioni fornite dagli autoproduttori agli Uffici tecnici di Finanza.

Articolo 53

Esazione degli importi destinati al Fondo per eventi eccezionali

53.1 Gli esercenti il servizio di cui al comma 2.1, lettera b), versano alla Cassa il gettito corrispondente alla aliquota di cui alla tabella 10 del Tiqe entro il 31 marzo di ogni anno successivo all'anno di riferimento.

53.2 Entro il 31 marzo di ogni anno le imprese distributrici versano inoltre alla Cassa i contributi di cui al comma 50.1 del Tiqe, con la decorrenza e le norme transitorie previste dal comma 53.5 del medesimo Tiqe e al netto di eventuali acconti versati ai sensi del comma successivo.

53.3 Entro il 30 settembre di ogni anno le imprese distributrici versano in acconto alla Cassa l'ammontare previsto ai sensi del comma 50.2 del Tiqe, con la decorrenza e le norme transitorie previste dal comma 53.5 del medesimo Tiqe.

53.4 Terna versa alla Cassa il contributo di cui al comma 50.3 del Tiqe, con decorrenza prevista dal medesimo comma.

Sezione 2

Gestione del gettito

Articolo 54

Istituzione dei conti di gestione

54.1 Sono istituiti presso la Cassa:

a) il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue, alimentato dalla componente tariffaria A₂;

b) il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, alimentato dalla componente tariffaria A₃;

c) il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali, alimentato dalla componente tariffaria A₄;

d) il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca, su cui affluiscono le disponibilità del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca, alimentato dalla componente tariffaria A₅;

e) il Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione, alimentato dalla componente tariffaria A₆;

f) il Conto qualità dei servizi elettrici, alimentato dagli importi di cui al comma 48.2 e 48.3 e dalla componente UC₆;

g) il Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela nel periodo 1 luglio 2007 – 31 dicembre 2007, alimentato dalla componente UC₁;

h) il Conto per la perequazione dei costi di distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi e a copertura degli oneri relativi ai meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi, alimentato dalla componente UC₃;

h) il Conto per la perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi, alimentato dalla componente UC₃;

i) il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento Cip 34/74, e successivi aggiornamenti, alimentato dalla componente UC₄;

l) il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica, alimentato dagli importi di cui al comma 49.1 e della componente UC₇;

m) il Conto oneri per certificati verdi, precedentemente alimentato dall'elemento VE;

n) il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica, precedentemente alimentato dalla componente UC₅;

o) il Conto oneri per il funzionamento della Cassa conguaglio per il settore elettrico, alimentato, in relazione al fabbisogno annuale della Cassa, in via proporzionale da tutti i Conti di gestione istituiti presso la medesima Cassa;

p) il Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità;

q) il Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale di cui all'articolo 4, comma 1, della legge 368/2003, alimentato dalla componente MCT;

r) il Fondo per eventi eccezionali, alimentato dagli importi di cui all'articolo 53;

s) il Conto per la perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell'energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela, alimentato dalla componente Ppe di cui al comma 7.1 del Tiv.

t) il Conto oneri per la compensazione dei costi di commercializzazione, alimentato ai sensi del comma 9bis del Tiv;

u) il Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio, alimentato dalla componente tariffaria A_s.

v) il Conto oneri per la gradualità, alimentato ai sensi del comma 26.3 del Tiv.

z) il Conto oneri del meccanismo di reintegrazione, alimentato ai sensi del comma 6.6 della deliberazione ARG/elt 33/10.

54.2 Entro centoventi giorni dal termine di ciascun bimestre, la Cassa trasmette all'Autorità un rapporto dettagliato della gestione dei conti da essa gestiti, fornendo elementi utili per gli aggiornamenti delle corrispondenti componenti tariffarie.

54.3 La Cassa può utilizzare le giacenze esistenti presso i conti di cui al comma 54.1 per far fronte ad eventuali carenze temporanee di disponibilità di taluno di essi, a condizione che sia garantita la capienza dei conti dai quali il prelievo è stato effettuato a fronte dei previsti pagamenti e che, a tal fine, si provveda al loro progressivo reintegro.

54.4 Il gettito tariffario della componente A3 versato alla Cassa dalle imprese distributrici diverse da quelle di cui al comma 47.2, è destinato prioritariamente alla reintegrazione delle anticipazioni effettuate dal Conto di cui al comma 54.1, lettera e), al Conto di cui al comma 54.1 lettera b), salvo quanto erogato direttamente dalla Cassa, senza il tramite del Gestore del sistema elettrico, a copertura di oneri gravanti sul medesimo Conto di cui al comma 54.1 lettera b).

54.5 In caso di mancato o parziale versamento da parte degli esercenti, la Cassa applica sulla somma dovuta un tasso di interesse di mora pari all'euribor a un mese base 360 maggiorato di tre punti e mezzo percentuali.

54.6 Ai fini delle determinazioni di sua competenza, la Cassa può procedere ad accertamenti di natura amministrativa, tecnica, contabile e gestionale, consistenti nell'audizione e nel confronto dei soggetti coinvolti, nella ricognizione di luoghi ed impianti, nella ricerca, verifica e comparazione di documenti. In caso di rifiuto di collaborazione da parte degli esercenti, la Cassa procede a far menzione della circostanza nel verbale, onde trarne elementi di valutazione.

Articolo 55

Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue

55.1 Il Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue viene utilizzato, previa autorizzazione dell'Autorità, per il rimborso dei costi connessi sia alle attività di smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse e di chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti, di cui al comma 1, lettera a) della legge 83/2003. Il Conto viene utilizzato anche per la copertura degli oneri derivanti dalle disposizioni di cui all'articolo 4, comma 1-bis, della legge 368/2003 di competenza dell'anno 2004, nonché degli adempimenti di cui all'articolo 1, comma 298, della legge finanziaria 2005 e dell'articolo 1, comma 493, della legge finanziaria 2006.

Articolo 56

Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate

56.1 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate viene utilizzato per coprire la differenza tra i costi sostenuti dal Gestore dei servizi elettrici per l'acquisto di energia elettrica ai sensi dell'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo 79/1999, e la somma dei ricavi derivanti dalla vendita dell'energia elettrica sul mercato e dalla vendita dei diritti di cui all'articolo 11, comma 3, del medesimo decreto legislativo.

56.2 Il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate viene utilizzato per coprire, altresì:

a) le residue competenze, relative a periodi precedenti l'1 gennaio 2001, inerenti le quote del prezzo di cessione di cui al secondo e al terzo capoverso del punto A, Titolo IV del provvedimento Cip 6/92 nonché i contributi alle imprese produttrici-distributrici di cui alla lettera B, Titolo IV del medesimo provvedimento;

b) le spese per il funzionamento dell'Osservatorio nazionale sulle fonti rinnovabili di cui all'articolo 16 del decreto legislativo 387/2003;

c) gli oneri sostenuti dalla Cassa per le verifiche e i sopralluoghi sugli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, fonti assimilate a quelle rinnovabili e sugli impianti di cogenerazione previste dalla deliberazione 60/04;

d) gli oneri conseguenti al riconoscimento delle tariffe incentivanti degli impianti fotovoltaici previste dal decreto 28 luglio 2005 e dal decreto 6 febbraio 2006, in applicazione delle disposizioni della deliberazione 188/05;

e) gli oneri per la copertura dei costi sostenuti dal gestore di rete interessato alla connessione, in applicazione delle disposizioni di cui ai commi 13.1, 13.2, 13.3, 13.4 e 13.5 o eventualmente delle disposizioni di cui al comma 13.6 dell'allegato A alla deliberazione 281/05 per le richieste di connessione presentate fino al 31 dicembre 2008;

f) i costi sostenuti dal Gestore dei servizi elettrici in relazione ai rimborsi ai produttori degli oneri derivanti dall'articolo 11 del decreto legislativo 79/1999, limitatamente all'energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti assimilate alle rinnovabili non in grado di soddisfare la definizione di cogenerazione di cui alla deliberazione n. 42/02 e ceduta al Gestore dei servizi elettrici in forza del titolo II, punto 3, del provvedimento Cip 6/92, nell'ambito di convenzioni di cessione destinata, in applicazione delle disposizioni della deliberazione 113/06;

g) gli oneri conseguenti alle agevolazioni accordate per le richieste di connessione alle reti di distribuzione a tensione inferiore a 1 Kv riguardanti impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi del comma 7.6, lettera b) dell'allegato A alla deliberazione 89/07 per le richieste di connessione presentate fino al 31 dicembre 2008;

h) l'incentivazione della produzione dell'energia elettrica mediante impianti fotovoltaici prevista dal decreto 19 febbraio 2007 e gli oneri ad essa connessi, come specificati ai commi 12.1, 12.2 e 12.3 dell'allegato A alla deliberazione 90/07;

i) la differenza tra i costi sostenuti dal Gestore dei servizi elettrici per il ritiro dedicato dell'energia elettrica ai sensi della deliberazione 280/07 e i ricavi derivanti dalla vendita di tale energia elettrica sul mercato, oltre che gli oneri connessi come individuati dai commi 12.2 e 12.3 dell'allegato A alla medesima deliberazione;

j) costi sostenuti dal Gestore dei servizi elettrici per l'implementazione di guide di carattere informativo finalizzate a pubblicizzare le disposizioni normative e regolatorie in materia di fonti rinnovabili e cogenerazione ad alto rendimento, oltre che per l'attivazione di un Servizio di informazione diretto, o contact center, sulle modalità di integrazione nel sistema elettrico della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione ad alto rendimento, ai sensi della deliberazione 312/07.

k) i costi, sostenuti dal Gestore dei servizi elettrici per il ritiro dei certificati verdi in applicazione dell'articolo 2, comma 149, della legge 244/07, ai sensi del punto 5 della deliberazione n. ARG/elt 24/08;

l) la differenza tra i costi sostenuti dal Gse e i ricavi ottenuti dal medesimo Gse in applicazione dello scambio sul posto, ai sensi del comma 8.1 del Testo integrato scambio sul posto;

m) gli oneri derivanti dall'applicazione della direttiva 2003/87/Ce e riconosciuti ai sensi della deliberazione n. ARG/elt 77/08.

n) gli incentivi di cui all'articolo 6 del decreto 11 aprile 2008, ai sensi dell'articolo 11, comma 1, dell'allegato A alla deliberazione ARG/elt 95/08;

o) i costi sostenuti dal Gse relativi all'avvalimento di soggetti terzi abilitati e/o enti di ricerca, di certificazione e/o istituti universitari qualificati nel settore specifico, ai fini delle verifiche sugli impianti solari termodinamici in esercizio che percepiscono gli incentivi di cui all'articolo 6 del decreto 11 aprile 2008, ai sensi dell'articolo 11, comma 2, dell'allegato A alla deliberazione ARG/elt 95/08;

p) il mancato ricavo o il costo derivante ai gestori di rete per effetto dell'applicazione delle disposizioni di cui ai commi 25.1, 25.2, lettera a), 26.1 e 29.4 del Testo integrato per la connessione alle reti di cui alla deliberazione ARG/elt 99/08, ai sensi dell'articolo 31, comma 3, del medesimo provvedimento.

q) La differenza tra i costi sostenuti dal Gse per il ritiro commerciale dell'energia elettrica incentivata, di cui all'articolo 2, lettera a), del decreto ministeriale 18 dicembre 2008, e i ricavi derivanti al Gse dalla vendita della medesima energia elettrica, ai sensi del comma 8.1 dell'allegato A della deliberazione ARG/elt 1/09;

r) I costi relativi all'avvalimento di soggetti terzi abilitati e/o enti di ricerca, di certificazione e/o istituti universitari qualificati nel settore specifico, sostenuti dal Gse per le verifiche sugli impianti che si avvalgono del ritiro a tariffa fissa onnicomprensiva, ai sensi del comma 8.2 dell'allegato A della deliberazione ARG/elt 1/09;

56.3 Possono essere posti a carico del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate gli eventuali oneri finanziari netti dovuti a squilibri temporali nei flussi finanziari connessi alla gestione delle partite di cui ai precedenti commi 56.1 e 56.2.

56.4 Il Gestore dei servizi elettrici dichiara alla Cassa, entro il giorno 15 di ciascun mese, l'ammontare della differenza, su base mensile, tra i ricavi rinvenienti dalla vendita dell'energia elettrica secondo le modalità di cui alla deliberazione 223/00, nonché dei diritti di cui all'articolo 11, comma 3, del decreto legislativo 79/1999 ed i costi per l'acquisto di detta energia elettrica. Tale differenza comprende, altresì, gli oneri di natura tributaria e fiscale nonché una quota pari a un dodicesimo dei costi riconosciuti per il funzionamento del medesimo Gestore dei servizi elettrici.

56.5 Ferme restando le disposizioni di cui al comma 54.4, la Cassa provvede a versare al Gestore dei servizi elettrici, con valuta terzultimo giorno lavorativo di ciascun mese, l'ammontare di cui al comma 56.4 per la quota parte non coperta dal gettito della componente A3 fatturato dal Gestore dei servizi elettrici ai sensi del comma 47.2. Qualora il gettito della componente A3 fatturato dal Gestore dei servizi elettrici ai sensi del comma 47.2 sia superiore all'ammontare di cui al comma 56.4, il Gestore dei servizi elettrici versa l'eccedenza alla Cassa, che la registra sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate; la suddetta eccedenza non viene versata dal Gestore dei servizi elettrici nel caso in cui sussistano suoi crediti allo stesso titolo, asseverati dalla Cassa.

56.6 Il Gestore dei servizi elettrici trasmette alla Cassa, nei termini e secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e un rendiconto delle partite economiche connesse all'acquisto e alla cessione dell'energia di cui all'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo 79/1999, nonché delle partite tributarie e fiscali complessive.

56.7 Il Gestore dei servizi elettrici trasmette mensilmente alla Cassa e all'Autorità idonea documentazione, secondo modalità concordate con la Direzione tariffe dell'Autorità, sui flussi finanziari connessi alla gestione delle partite di cui ai precedenti commi 56.1 e 56.2, nonché sugli eventuali oneri finanziari netti ad essi relativi, con evidenza dei tassi attivi e passivi applicati.

56.8 Il Gestore dei servizi elettrici e la Cassa, per quanto di competenza, danno separata evidenza contabile delle partite economiche complessivamente connesse agli oneri di cui al precedente comma 56.2, lettere d), e), g), h), i) e j) agli oneri di cui al precedente comma 56.2, lettere d), e), g), h), i) j), k), l), n), o), p), q) e r).

Articolo 57

Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali

57.1 Il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali viene utilizzato per la copertura dell'onere connesso al riconoscimento delle componenti tariffarie compensative di cui al comma 74.4.

Articolo 58

Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca

58.1 Il Conto per il finanziamento dell'attività di ricerca viene utilizzato per la gestione delle disponibilità di pertinenza del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca.

58.2 La Cassa definisce con regolamento approvato dall'Autorità le modalità operative per la gestione, con separata evidenza contabile, del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca, nel rispetto delle determinazioni di cui all'articolo 11 del decreto 26 gennaio 2000.

Articolo 59

Conto qualità dei servizi elettrici

59.1 Il Conto qualità dei servizi elettrici è utilizzato per il finanziamento, per i rispettivi anni di competenza, dei seguenti incentivi:

a) incentivi alle imprese distributrici in caso di recuperi aggiuntivi di continuità del servizio relativi alla durata delle interruzioni di cui al comma 22.5 del Tiqe;

b) incentivi alle imprese distributrici in caso in caso di recuperi aggiuntivi di continuità del servizio relativi al numero di interruzioni di cui al comma 22.6 del Tiqe;

c) contributi alle imprese distributrici nei casi previsti al comma 34.7 del Tiqe;

d) incentivi a Terna nel caso di livelli effettivi degli indicatori di qualità del servizio di trasmissione migliori del livello obiettivo, di cui ai commi 8.2 e 8.3 della deliberazione n. 341/07, per gli anni previsti dal medesimo comma;

e) incentivi per le imprese distributrici che utilizzano i misuratori elettronici per la rilevazione dei clienti di bassa tensione effettivamente coinvolti nelle interruzioni del servizio elettrico, ai sensi dell'articolo 12 dell'allegato A alla deliberazione 292/06.

Articolo 60

Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica

60.1 Il Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica è utilizzato per il finanziamento di interventi di gestione e controllo della domanda di energia realizzati conformemente alle deliberazioni dell'Autorità nonché:

a) gli oneri sostenuti dall'Enea per l'attività di cui all'articolo 4 della deliberazione n. 4/06, ai sensi del comma 5.1 della medesima deliberazione;

b) gli oneri sostenuti dalle imprese distributrici per l'attuazione del programma di campagne informative e di sensibilizzazione a supporto dell'efficienza energetica negli usi finali eseguite dai distributori ai sensi dell'articolo 13, comma 6, del decreto 20 luglio 2004, ai sensi del comma 2.6 della deliberazione 235/05;

c) gli oneri relativi all'articolo 13, comma 5, del decreto 20 luglio 2004, ai sensi del comma 2.4 della deliberazione 36/07 ai sensi del comma 2.14 della deliberazione 36/07, come modificata dalla deliberazione EEN 2/08;

d) gli oneri sostenuti dalla Cassa per l'esecuzione delle attività ad essa assegnate ai sensi dell'articolo 13 del decreto 20 luglio 2004, ai sensi del comma 3.1 della deliberazione 235/05 e del comma 3.1 della deliberazione 36/07.

Articolo 61

Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela nel periodo 1° luglio 2007–31 dicembre 2007

61.1 Il Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato viene utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato e ai clienti del servizio di maggior tutela nel periodo 1° luglio 2007–31 dicembre 2007.

Articolo 62

Conto per la perequazione dei costi di distribuzione dell'energia elettrica sulle reti con obbligo di connessione di terzi e a copertura degli oneri relativi ai meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi

Conto per la perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi

62.1 Il Conto per la perequazione dei costi di distribuzione dell'energia elettrica e per i meccanismi di integrazione viene utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di distribuzione dell'energia elettrica e per la copertura degli oneri derivanti dai meccanismi di promozione delle aggregazioni di cui all'articolo 43 e dei meccanismi di integrazione dei ricavi di cui all'articolo 44.

62.1 Il Conto per la perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi, viene utilizzato per la copertura degli squilibri connessi ai meccanismi di cui agli articoli da 34 a 44.

62.2 Il Conto può essere altresì utilizzato in relazione:

a) al meccanismo di incentivazione all'entrata in esercizio degli investimenti in trasmissione di cui all'articolo 3 della deliberazione ARG/elt 188/08;

b) alla copertura della maggior remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati ai sensi dell'articolo 11;

c) alla perequazione facoltativa dei ricavi da contributi di connessione a forfait.

Articolo 63

Conto per le integrazioni tariffarie

63.1 Il Conto per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento Cip 34/74 e successivi aggiornamenti viene utilizzato per la copertura degli oneri relativi alle integrazioni tariffarie di cui all'articolo 7 della legge 9 gennaio 1991, n. 10.

Articolo 64

Conto oneri per certificati verdi

64.1 Il Conto oneri per certificati verdi viene utilizzato per la copertura degli oneri conseguenti all'applicazione delle disposizioni di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 79/1999.

64.2 Con separato provvedimento l'Autorità definisce le modalità per il riconoscimento degli oneri sostenuti dai produttori di energia elettrica che hanno adempiuto agli obblighi di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 79/1999, relativamente alla quantità di energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato prodotta da fonti non rinnovabili negli anni 2001 e 2002, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, eccedenti i 100 GWh.

Articolo 65

Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica

65.1 Il Conto oneri per la compensazione delle perdite di energia elettrica viene utilizzato per la copertura dei costi a carico del gestore della rete connessi all'approvvigionamento dell'energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti.

Articolo 66

Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione

66.1 Il Conto per la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione viene utilizzato per il finanziamento, ai sensi dell'articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000 e degli articoli 1, comma 1, lettera d) e 2, comma 2, della legge 83/2003 dell'onere relativo alla reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici della quota non recuperabile, a seguito dell'attuazione della direttiva europea 96/92/Ce, dei costi sostenuti per l'attività di generazione dell'energia elettrica come determinati dall'Autorità.

Articolo 67

Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità

67.1 Il Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità viene utilizzato per l'anticipo a Terna di una quota parte degli oneri conseguenti alla remunerazione del servizio di interrompibilità sostenuti dalla medesima Terna per gli anni dal 2004 a 2006, ai sensi della deliberazione 151/03 e dal 2007 al 2010 ai sensi delle deliberazioni 289/06 e 122/07.

67.2 La Cassa riconosce a Terna un importo corrispondente alla differenza, se positiva, tra i costi sostenuti per la remunerazione del servizio di interrompibilità ai sensi delle deliberazioni n. 151/03, n. 289/06 e 122/07, e il gettito nella disponibilità di Terna conseguente alla applicazione delle disposizioni di cui articolo 73, della deliberazione 111/06.

67.3 Terna trasmette alla Cassa, nei termini e secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e un rendiconto delle partite economiche connesse ai pagamenti relativi alla applicazione delle deliberazioni 151/03, 289/06 e 122/07.

67.4 Con decorrenza dal mese di giugno 2004, al termine di ciascun mese fino al 31 marzo 2010, qualora la differenza tra i ricavi conseguenti dall'applicazione dell'elemento INT relativi al terzo mese precedente ed i costi sostenuti da Terna nello stesso mese per la remunerazione del servizio di interrompibilità ai sensi della deliberazioni n. 151/03, 289/06 e 122/07 sia positiva, Terna versa alla Cassa l'importo corrispondente; qualora detta differenza sia negativa, la Cassa versa a Terna l'importo corrispondente.

67.5 La Cassa registra gli importi di cui al precedente comma sul Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità.

Articolo 67

Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità

67.1 Il Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità viene utilizzato per l'anticipo a Terna di una quota parte degli oneri conseguenti alla remunerazione dei servizi di interrompibilità sostenuti dalla medesima Terna per gli anni dal 2004 a 2006, ai sensi della deliberazione 151/03 e dal 2007 al 2012 ai sensi delle deliberazioni 289/06, 122/07, ARG/elt 201/09 e ARG/elt 15/10.

67.2 La Cassa riconosce a Terna un importo corrispondente alla differenza, se positiva, tra i costi sostenuti per la remunerazione del servizio di interrompibilità ai sensi delle deliberazioni 151/03, 289/06, 122/07, ARG/elt 201/09 e ARG/elt 15/10, e il gettito nella disponibilità di Terna conseguente alla applicazione delle disposizioni di cui articolo 73, della deliberazione 111/06.

67.3 Terna trasmette alla Cassa, nei termini e secondo le modalità da questa determinate, idonea documentazione e un rendiconto delle partite economiche connesse ai pagamenti relativi alla applicazione delle deliberazioni 151/03, 289/06, 122/07, ARG/elt 201/09 e ARG/elt 15/10.

67.4 Con decorrenza dal mese di giugno 2004, al termine di ciascun mese fino al 31 marzo 2013, qualora la differenza tra i ricavi conseguenti dall'applicazione dell'elemento INT relativi al terzo mese precedente ed i costi sostenuti da Terna nello stesso mese per la remunerazione del servizio di interrompibilità ai sensi della deliberazioni 151/03, 289/06, 122/07, ARG/elt 201/09 e ARG/elt 15/10 sia positiva, Terna versa alla Cassa l'importo corrispondente; qualora detta differenza sia negativa, la Cassa versa a Terna l'importo corrispondente.

67.5 La Cassa registra gli importi di cui al precedente comma sul Conto per la gestione dei contributi a copertura degli oneri connessi al servizio di interrompibilità.

Articolo 68

Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale

68.1 Il Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale viene utilizzato per la copertura degli oneri derivanti dalle misure di compensazione territoriale stabilite dall'articolo 4 della legge 368/2003, nonché degli adempimenti di cui all'articolo 1, comma 298, della legge finanziaria 2005.

Articolo 69

Fondo per eventi eccezionali

69.1 Il Fondo per eventi eccezionali è utilizzato per il finanziamento alle imprese distributrici e a Terna degli oneri relativi ai rimborsi (o alle quote di rimborsi) erogati ai clienti finali per i casi previsti al comma 49.3 del Testo integrato della qualità dei servizi 2008 – 2011.

Articolo 70

Conto per la perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell'energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela

70.1 Il Conto per la perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell'energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela è utilizzato per la copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell'energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela di cui al Tiv.

Articolo 71

Conto oneri per la compensazione dei costi di commercializzazione

71.1 Il Conto oneri per la compensazione dei costi di commercializzazione è utilizzato per la copertura degli oneri sostenuti da Terna, derivanti dall'applicazione della componente di dispacciamento relativa ai punti di prelievo di clienti finali connessi in bassa tensione diversi da quelli serviti nell'ambito del servizio di salvaguardia.

Articolo 71-bis

Conto oneri per la gradualità

71-bis.1 Il Conto oneri per la gradualità è utilizzato per la copertura degli oneri sostenuti da Terna, derivanti dall'applicazione del corrispettivo GF ai punti di prelievo di clienti finali non domestici connessi in bassa tensione trattati orari o per fasce ai sensi del Tilp diversi dall'illuminazione pubblica e diversi da quelli serviti o aventi diritto al regime di salvaguardia.

Articolo 71-ter

Conto oneri del meccanismo di reintegrazione

71-ter.1 Il Conto oneri del meccanismo di reintegrazione è utilizzato per la copertura degli ammontari di reintegrazione riconosciuti ai singoli operatori che hanno presentato istanza ai sensi della deliberazione ARG/elt 33/10.

Articolo 72

Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio

72.1 Il Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore elettrico in stato di disagio è destinato alla gestione dei meccanismi di tutela dei clienti del settore elettrico in stato di disagio, di cui al decreto 28 dicembre 2007.

Parte V

Regimi tariffari speciali al consumo

Articolo 73

Deroghe alla disciplina delle componenti tariffarie A e UC

73.1 Le aliquote delle componenti tariffarie A dovute da soggetti parti di contratti di cui al comma 2.2, lettere da d) a g), per i consumi mensili eccedenti i 12 GWh sono pari a 0.

73.2 Le componenti tariffarie A e UC si applicano nella misura ridotta fissata dall'Autorità all'energia elettrica:

a) ceduta alle utenze sottese di cui all'articolo 45 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 nei limiti della loro spettanza a titolo di sottensione;

b) ceduta dall'Enel Spa alla società Ferrovie dello Stato Spa ai sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730;

c) fornita ai comuni rivieraschi e non destinata ad uso esclusivo di pubblici servizi, a norma dell'articolo 52 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 e degli articoli 1 e 3 della legge 27 dicembre 1953, n. 959;

d) fornita alle produzioni e lavorazioni di cui al decreto 19 dicembre 1995.

73.2 Le componenti tariffarie A e UC si applicano nella misura ridotta fissata dall'Autorità all'energia elettrica ceduta alla società Ferrovie dello Stato Spa ai sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730.

73.3 Per i soggetti per i quali il comma 73.2, lettere da a) a c) Per il soggetto per il quale il comma 73.2 prevede l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta, le disposizioni di cui al comma 73.1 si applicano solo ai consumi eccedenti i quantitativi per i quali è prevista l'applicazione delle componenti tariffarie A e UC in misura ridotta.

73.4 Le componenti tariffarie A e UC non si applicano all'energia elettrica fornita dall'Enel Spa, ai sensi e per la durata prevista dall'articolo 4 della legge 7 agosto 1982, n. 529, ai titolari di concessioni idroelettriche i cui impianti sono stati trasferiti all'Enel Spa e sue aventi causa.

73.5 Ai clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettera c), con potenza impegnata inferiore o uguale a 1,5 Kw, le componenti tariffarie A2, A3 e A5 sono applicate unicamente con aliquote espresse in centesimi di euro/Kwh pari a quelle previste per i clienti finali parti di contratti di cui al comma 2.2, lettera a).

73.6 Le componenti tariffarie A ed UC non si applicano all'energia elettrica consumata dagli esercenti per gli usi direttamente connessi allo svolgimento dei seguenti servizi, ivi inclusi gli usi di illuminazione:

a) trasmissione

b) dispacciamento;

c) distribuzione;

73.7 La deroga di cui al comma 73.6 si applica anche ai punti di prelievo relativi a clienti finali nella cui disponibilità si trova una porzione della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 3, comma 7, del decreto legislativo 79/1999.

73.8 La componente tariffaria A_S è posta pari a zero per le attuali e potenziali controparti di cui al comma 2.2, lettera a), ammesse a godere della compensazione di cui al comma 2.1 dell'allegato A alla deliberazione ARG/elt 117/08.

Articolo 74

Regimi tariffari speciali

74.1 Le norme previste dal presente articolo si applicano:

a) alle utenze sottese di cui all'articolo 45 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 nei limiti della loro spettanza a titolo di sottensione;

a) alla società Ferrovie dello Stato Spa ai sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730;

b) ai Comuni rivieraschi e non destinata ad uso esclusivo di pubblici servizi, a norma dell'articolo 52 del regio decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 e degli articoli 1 e 3 della legge 27 dicembre 1953, n. 959;

c) ai clienti finali beneficiari del regime tariffario agevolato di cui al decreto 19 dicembre 1995.

74.1 Le norme previste da presente articolo si applicano alla società Ferrovie dello Stato Spa ai sensi dell'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730.

74.2 Le norme si cui al presente articolo si applicano ai soggetti di cui al comma 74.1 a condizione che detti soggetti corrispondano a clienti finali a cui, alla data del 31 dicembre 1999, si applicavano aliquote della parte A della tariffa, al netto delle componenti inglobate, ovvero, anche disgiuntamente, aliquote della parte B della tariffa ridotte rispetto a quelle previste per la generalità della clientela ad eccezione delle forniture effettuate dalle imprese elettriche degli enti locali ai comuni per uso esclusivo dei servizi comunali.

74.3 La Cassa verifica la sussistenza dei requisiti per l'ammissione dei clienti finali ai regimi tariffari speciali. I clienti finali di cui al comma 74.1 e le imprese distributrici alle cui reti i medesimi sono connessi comunicano alla Cassa, con i tempi e le modalità da questa definiti, le informazioni necessarie per il calcolo della componente tariffaria compensativa di cui al comma 74.4.

74.4 A ciascun cliente finale di cui al comma 74.1, la Cassa versa mensilmente, con le modalità dalla stessa definite, tenuto conto di quanto previsto dai commi 74.2 e 74.3, una componente tariffaria compensativa, espressa in centesimi di euro/Kwh, pari alla differenza tra:

a) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione delle condizioni tariffarie agevolate previste per tali clienti dalla normativa vigente, al netto delle imposte e delle componenti inglobate nella parte A della tariffa;

b) gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione a tale cliente dei corrispettivi previsti per i servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita, al netto delle componenti tariffarie A e UC.

74.4 A ciascun cliente finale di cui al comma 74.1, la Cassa versa mensilmente, con le modalità dalla stessa definite, tenuto conto di quanto previsto dal comma 74.2 e 74.3, una componente tariffaria compensativa, espressa in centesimi di euro/kWh, pari a:

 

CC = a – b + OG

 

dove:

 

CC è la componente tariffaria compensative

a sono gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione delle condizioni tariffarie agevolate previste per tali clienti dalla normativa vigente, al netto delle imposte e delle componenti inglobate nella parte A della tariffa;

b sono gli addebiti che deriverebbero dall'applicazione a tale cliente dei corrispettivi previsti per i servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita, al netto delle componenti tariffarie A e UC;

OG sono, con esclusivo riferimento ai punti di prelievo nella disponibilità di Ferrovie dello Stato Spa attivi alla data del 31 dicembre 2004 e destinati alla fornitura di energia elettrica per i soli usi connessi con l'esercizio ferroviario ai sensi della convenzione di cui all'articolo 4 del decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730, gli addebiti relativi all'applicazione delle componenti tariffarie A e UC ai sensi della normativa vigente.

74.5 Il corrispettivo relativo al servizio di vendita di cui al precedente comma 74.4, lettera b) è fissato in via amministrativa dall'Autorità ed aggiornato trimestralmente è determinato secondo le disposizioni di cui all'articolo 2 della deliberazione ARG/elt 47/08.

74.6 Ai fini del calcolo della componente tariffaria compensativa di cui al comma 74.4, gli addebiti di cui alla lettera a) del medesimo comma vengono determinati, nel caso in cui l'opzione tariffaria più conveniente non preveda una componente espressa in centesimi di euro/Kw impegnato, utilizzando, per la definizione della potenza impegnata, il rapporto tra l'energia elettrica consumata e la potenza impegnata relativo all'ultimo anno di disponibilità di tale informazione.

74.7 Salvo quanto disposto dal successivo comma 74.9, ai fini dell'applicazione di quanto previsto al comma 74.4, il valore di riferimento della parte B della tariffa da utilizzare per determinare le condizioni tariffarie previste per un cliente finale dalla normativa in vigore al 31 dicembre 1999 è pari, per ciascun bimestre, a partire dal primo bimestre dell'anno 2000, e per ciascun trimestre, a partire dall'1 gennaio 2003, all'aliquota della parte B della tariffa applicabile a tale cliente nel bimestre precedente, indicizzata applicando una variazione percentuale uguale a quella registrata dal parametro Ct nello stesso bimestre o trimestre fino al 31 dicembre 2005 e del parametro RS di cui al comma 74.8 dall'1 gennaio 2006.

74.8 Il parametro RS, aggiornato trimestralmente, è pari alla media aritmetica dei valori orari del Pun, nelle ore denominate off-peak come definite dagli articoli 1 e 2 della deliberazione n. 300/05, registrati nel semestre antecedente il mese che precede l'aggiornamento.

74.9 Ai sensi della legge 80/2005, ai soggetti di cui al comma 74.1, lettera c), entro il 31 dicembre di ogni anno, fino al 2009, l'Autorità aggiorna le condizioni tariffarie agevolate di cui al comma 74.4 destinate ad essere applicate nell'anno successivo, applicando una variazione percentuale pari alla media ponderata della variazione registrata dagli indici delle borse dell'energia elettrica di Amsterdam e di Francoforte nei dodici mesi precedenti.

74.10 Ai fini della ponderazione di cui al comma 74.9, si applicano i pesi indicati nella tabella 14 dell'allegato n. 1.

74.11 La variazione percentuale di cui al comma 74.9 si applica solo quando positiva e fino al limite massimo del 4% (quattro per cento) annuo.

Articolo 75

Energia elettrica ceduta alle Province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670

75.1 Sono a carico dei concessionari di grandi derivazioni a scopo idroelettrico i corrispettivi del servizio di trasporto ed ogni altro onere connesso all'energia elettrica ceduta gratuitamente alle Province di Trento e Bolzano ai sensi dell'articolo 13, comma 1, del decreto del Presidente della Repubblica 31 agosto 1972, n. 670.

Allegato 1

Tabella 1

Componente Tras

 

 

Tabella 2

Componenti ρ1 e ρ3 della tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione TV1, e suoi elementi di cui all'articolo 6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tabella 3

Componenti delle tariffe obbligatorie per il servizio di distribuzione, di cui all'articolo 7

Tabella 4

Corrispettivi per i prelievi di energia elettrica

Tabella 5

Durate convenzionali dei cespiti

Tabella 6

Componente CTR per il servizio di trasmissione per le imprese distributrici

 

 

Tabella 7

Fattori percentuali di perdita di energia elettrica sulle reti di distribuzione per la determinazione dei corrispettivi del servizio di trasporto per clienti finali i punti di interconnessione virtuale alla rete di trasmissione nazionale e per le imprese distributrici

Tabella 8.1

Componenti MIS, di cui all'articolo 25

 

 

 

Tabella 8.2

Elementi di MIS(INS) delle componenti MIS, di cui all'articolo 26

 

 

Tabella 8.3

Elementi di MIS(RAC) delle componenti MIS, di cui all'articolo 26

 

 

 

Tabella 8.4

Elementi di MIS(VER) delle componenti MIS, di cui all'articolo 26

 

 

 

Tabella 9

Componenti della tariffa di riferimento D1, di cui all'articolo 31

 

 

 

Tabella 10

Componente τ3 della tariffa D2

 

 

 

Tabella 11

Componenti τ1 e τ2 della tariffa D2

 

 

 

Tabella 12

Componenti τ1, τ2 e τ2 della tariffa D3

 

 

 

Tabella 13

Valori del coefficiente K_j

Tabella 14

Pesi attribuiti alle Borse europee ai fini della ponderazione di cui al comma 74.10

Tabella 15

Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1 e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di distribuzione in alta tensione per tipologia di utenza (ρ3'c(disAT))

 

 

 

Tabella 16

Numero indice del costo unitario standard per componente di rete di alta tensione p_k

Tabella 17

Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1 e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione per tipologia di utenza (ρ1'c(disMT)),

 

 

Tabella 18

Quota parte dei corrispettivi unitari della tariffa TV1 e della tariffa D1 a copertura dei costi diretti di trasformazione dal livello di alta al livello di media tensione per tipologia di utenza

 

 

 

Tabella 19

Numero indice del costo unitario standard per componente relativo alla trasformazione dell'energia elettrica dal livello di alta a livello di media tensione (r_k)

Tabella 20

Quota parte degli elementi MIS (INS) delle componenti MIS e dell'elemento σ1(mis), di cui all'articolo 40, a copertura dei costi di capitale relativi ai contatori elettronici

 

 

Tabella 21

Quota parte degli elementi MIS (INS) delle componenti MIS e dell'elemento σ1(mis), di cui all'articolo 40, a copertura dei costi di capitale relativi ai contatori elettromeccanici

 

 

Tabella 22

Quota parte degli elementi MIS1 (RAC), MIS3(RAC) e dell'elemento σ1(mis) a copertura dei costi di capitale, ivi inclusi gli ammortamenti dei sistemi di raccolta dei dati di misura di energia elettrica

 

 

Tabella 23

Quota parte degli elementi MIS (INS) delle componenti MIS e dell'elemento σ1(mis), di cui all'articolo 40, per il calcolo del termine RPM

 

 

Tabella 24

Corrispettivi unitari a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione e del servizio di vendita riconosciuti alle imprese distributrici che erogano il servizio di maggior tutela per i punti di prelievo di prelievo serviti nel regime di maggior tutela

 

 

Tabella 25

Componente Ctr* di cui al comma 13.3

 

Tabella 26

Indennità amministrative di cui al comma 33.14

Allegato B

Condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione

Parte I

Definizione e ambito di applicazione

Articolo 1

Definizioni

1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni di cui all'articolo 1 dell'allegato A alla deliberazione 29 dicembre 2007, n. 348/07, di cui all'articolo 1 dell'allegato A alla deliberazione 19 dicembre 2007, n. 333/07 e di cui all'articolo 1 dell'allegato A alla deliberazione 19 dicembre 2005, n. 281/05, come successivamente modificato e integrato, nonché le ulteriori definizioni formulate come segue:

— apparecchiatura di misura è l'insieme di apparecchiature necessarie per garantire l'acquisizione dei dati di misura. Comprende, tra le altre, l'insieme delle apparecchiature poste presso il punto di consegna dell'energia elettrica al cliente finale, atto a misurare l'energia elettrica prelevata ed eventualmente dedicato ad altre funzioni caratteristiche del punto di consegna e gli eventuali trasformatori di misura;

— apparecchiature di consegna dell'energia elettrica è l'insieme delle apparecchiature localizzate presso il punto di prelievo, funzionali a garantire la fornitura di energia elettrica;

— cabina di riferimento è la cabina di trasformazione dell'impresa distributrice più vicina al punto di prelievo oggetto della connessione in servizio da almeno cinque anni. Per le connessioni in media tensione è la cabina di trasformazione AT/MT; per le connessioni in bassa tensione è la cabina MT/BT;

— unità di consumo è un insieme di impianti elettrici per il consumo di energia elettrica connessi alle reti con obbligo di connessione di terzi, anche per il tramite di linee dirette o di reti interne d'utenza, tali che i prelievi di energia elettrica relativi a tale insieme siano misurabili autonomamente;

— richiedente è il cliente finale ovvero il venditore, per conto di un cliente finale, che richiede l'esecuzione di una prestazione relativa al servizio di connessione alle reti elettriche o l'erogazione delle altre prestazioni specifiche disciplinate nel presente provvedimento. Richieste non afferenti i contratti aventi ad oggetto i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica possono essere presentate da soggetti diversi dal cliente finale o dal venditore;

— spesa relativa: è il costo dei materiali a pié d'opera e della manodopera oltre alle spese generali, assunte pari al 20 per cento degli importi predetti. Le spese generali garantiscono la copertura degli oneri amministrativi, degli eventuali oneri relativi all'ottenimento di servitù ed espropri e degli oneri connessi con le pratiche di elettrodotto in genere, purché rientranti nei limiti di norma e non conseguenti a particolari istanze del richiedente che non ne consentano il mantenimento entro tali limiti di norma.

Articolo 2

Ambito di applicazione

2.1 Il presente provvedimento stabilisce:

a) condizioni procedurali ed economiche per l'erogazione ai clienti finali del servizio di connessione di unità di consumo alle reti elettriche in bassa tensione con obbligo di connessione di terzi;

b) condizioni economiche integrative alle disposizioni di cui alla deliberazione 281/05;

c) condizioni procedurali ed economiche per l'erogazione alle imprese distributrici del servizio di connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi;

d) condizioni procedurali ed economiche per l'erogazione di prestazioni specifiche quali spostamenti di impianti di rete richiesti da clienti finali o altri soggetti, anche non utenti della rete, verifiche di tensione, verifiche sul corretto funzionamento dei gruppi di misura, richieste di attivazione e disattivazione, subentri, volture e cambi di fornitore.

2.2 I soggetti tenuti ad applicare le disposizioni del presente provvedimento sono:

a) Terna e i soggetti gestori di porzioni limitate della rete di trasmissione nazionale di cui all'articolo 3, comma 7, del decreto legislativo 79/1999;

b) le imprese distributrici;

c) i richiedenti.

2.3 I soggetti gestori di rete non titolari di concessione di trasmissione o di distribuzione adempiono alle disposizioni di cui alla parte II del presente provvedimento sotto il coordinamento dell'impresa distributrice competente nell'ambito territoriale. A tal fine, i predetti gestori concludono una convenzione con l'impresa distributrice competente nell'ambito territoriale.

2.4 Sono fatte salve le disposizioni in materia di qualità commerciale del servizio di cui alla Parte II del Tiqe.

Parte II

Disposizioni per il servizio di connessione alle reti elettriche

Titolo I

Disposizioni generali

Articolo 3

Presentazione di richieste di erogazione del servizio di connessione

3.1 Le richieste di connessione o modifica di connessione esistente riguardanti utenze corrispondenti a clienti finali che prelevano energia elettrica dalle reti in bassa tensione sono presentate all'impresa distributrice competente nell'ambito territoriale.

3.2 Oltre a quanto già previsto dall'articolo 5, comma 5.2 della deliberazione 281/05, le richieste riguardanti la realizzazione o la modifica di punti di interconnessione tra gestori di rete sono presentate:

a) all'impresa distributrice competente nell'ambito territoriale in caso di potenza di interconnessione inferiore a 10 MVA;

b) a Terna in caso di potenza di interconnessione uguale o superiore a 10 MVA.

Articolo 4

Contenuto della richiesta

4.1 Nella richiesta di cui all'articolo 3 sono precisati:

a) il fabbisogno di potenza;

b) la tensione di alimentazione;

c) l'ubicazione del punto di prelievo o di interconnessione.

4.2 Nel caso di richieste riguardanti una pluralità di punti di prelievo, il richiedente è tenuto a fornire:

a) documentazione progettuale dell'insediamento;

b) numero dei punti di prelievo da connettere;

c) la tensione di alimentazione;

d) il fabbisogno complessivo di potenza.

Articolo 5

Unicità del punto di prelievo e tensione di alimentazione

5.1 Per ciascuna tipologia di contratto di cui al comma 2.2 del Tit gli impianti elettrici dei clienti finali sono connessi alle reti con obbligo di connessioni di terzi in un unico punto per ciascuna unità immobiliare e sue pertinenze, fatto salvo quanto disposto al comma 5.2 al punto 5.2-bis e nel caso di punti di emergenza.

5.2 In deroga a quanto previsto dal comma 5.1, pPer le utenze domestiche in bassa tensione, con potenza disponibile fino a 3,3 kW, può essere richiesta l'installazione, di un secondo punto di prelievo destinato esclusivamente all'alimentazione di pompe di calore per il riscaldamento degli ambienti, anche di tipo reversibile. Tali punti di prelievo possono essere utilizzati anche per l'alimentazione di infrastrutture di ricarica private per veicoli elettrici.

5.2-bis In deroga a quanto previsto dal comma 5.1, per le utenze di cui al comma 2.2, lettera c) del Tit, può essere richiesta dal medesimo titolare l'installazione di ulteriori punti di prelievo destinati esclusivamente all'alimentazione privata di veicoli elettrici.

5.3 Le connessioni permanenti per potenze disponibili sino a 100 Kw si effettuano con consegna in bassa tensione, salvo esplicita e motivata diversa richiesta del cliente finale.

Articolo 6

Contenuto dell'offerta per l'erogazione del servizio di connessione

6.1 Il gestore di rete rende disponibile al richiedente un'offerta (preventivo) per l'erogazione del servizio di connessione contenente le informazioni di cui al comma 62.3 del TIQE.

6.2 L'ammontare del corrispettivo richiesto è calcolato ai sensi di quanto disposto nel presente provvedimento. Il termine di validità dell'offerta (preventivo), non è inferiore a tre mesi per le alimentazioni in bassa tensione e sei mesi negli altri casi.

6.3 Per le richieste di esecuzione di lavori semplici sulla rete in bassa tensione per i quali il venditore sia in grado di predeterminare l'importo a carico del cliente finale (lavori di importo predeterminabile, di cui alla Parte II del TIQE) non si applica il precedente comma 6.1; in tali casi si applica la procedura prevista dall'articolo 64, comma 64.2 del TIQE.

6.4 Qualora sia richiesta all'impresa di distribuzione la realizzazione di una soluzione per la connessione diversa dalla soluzione di cui comma 6.1, il maggior costo è a carico del richiedente.

6.5 Qualora l'impresa di distribuzione non possa realizzare la soluzione di minimo tecnico per imposizione di vincoli da parte delle Autorità competenti, la quota distanza è raddoppiata. Nell'offerta (preventivo) l'impresa di distribuzione rende conto al richiedente di tali vincoli.

6.6 Nel caso di richieste di aumento della potenza disponibile è addebitata la sola quota potenza per la potenza disponibile aggiuntiva rispetto a quella precedentemente sottoscritta, applicando i contributi riportati nella Tabella 1.

6.7 In relazione a ciascuna nuova connessione o richiesta di aumento di potenza, qualora non sia prevista l'applicazione di contributi commisurati alla spesa relativa, è inoltre applicato un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

6.8 Al richiedente non possono essere imposti oneri ulteriori a quelli previsti dal presente allegato.

Articolo 7

Tipologia di connessione

7.1 Il servizio di connessione è riferibile alle seguenti tipologie:

a) connessioni permanenti ordinarie;

b) connessioni permanenti particolari;

c) connessioni temporanee.

7.2 Sono considerate tipologie permanenti particolari le connessioni relative a:

a) installazioni non presidiate in permanenza, situate fuori dagli abitati;

b) insegne luminose e pubblicitarie;

c) impianti di illuminazione di monumenti e simili;

d) impianti di risalita e simili;

e) installazioni mobili e precarie (roulottes e simili);

f) singole costruzioni non abitate in permanenza o comunque non di residenza anagrafica del proprietario (ville, case di caccia, rifugi di montagna e simili) situati oltre 2.000 metri dalla cabina media/bassa tensione di riferimento;

g) costruzioni che non siano raggiungibili con strada percorribile da automezzi o che siano separate dagli impianti di distribuzione esistenti da tratti di mare, di lago o laguna.

7.3 Sono considerate temporanee le connessioni la cui durata prevista è inferiore a tre anni. In caso di motivata richiesta la durata può essere prorogata fino a un massimo di sei anni.

7.4 Sono considerate tipologie permanenti ordinarie le connessioni diverse da quelle elencate ai punti 7.2 e 7.3.

Articolo 8

Diritti e obblighi delle parti

8.1 Con il pagamento del contributo il richiedente acquisisce il diritto all'accesso alla rete nei limiti della potenza disponibile. Non è consentito alcun prelievo di potenza oltre il limite della potenza disponibile. Qualora il cliente finale abbia bisogno di effettuare in maniera sistematica prelievi di potenza in eccedenza al valore della potenza disponibile deve presentare una richiesta al gestore di rete per l'adeguamento della potenza disponibile.

8.2 Il gestore di rete, in caso di sistematici prelievi di potenza eccedenti il livello della potenza disponibile, può procedere d'ufficio all'addebito dei contributi per l'adeguamento della medesima potenza disponibile. Di norma si considera come sistematico il superamento del livello della potenza disponibile effettuato in almeno due distinti mesi nell'anno solare.

8.3 Il gestore di rete è tenuto ad eseguire gli impianti di rete per la connessione, inclusa la posa delle apparecchiature di misura e di eventuali limitatori.

8.4 Gli oneri relativi alla realizzazione di opere murarie o manufatti comunque necessari per l'alloggiamento delle apparecchiature di consegna dell'energia e di misura sono a carico del richiedente.

8.5 Il richiedente, fatti salvi i casi di edifici con non più di quattro unità immobiliari, deve altresì impegnarsi a rendere disponibili, su specifica richiesta scritta motivata del gestore di rete, locali e/o porzioni di terreno adeguati alla realizzazione delle eventuali cabine di trasformazione. In tal caso il gestore della rete è tenuto a corrispondere al proprietario un compenso commisurato al valore di mercato dei locali o dei terreni. Il gestore di rete riporta nell'offerta l'ammontare del compenso.

8.6 Il gestore di rete ha facoltà di installare limitatori della potenza prelevata per qualsiasi livello della potenza disponibile tenendo in considerazione le esigenze di sicurezza.

8.7 Per potenze richieste, anche con successive domande, fino a 30 Kw, il distributore può installare un limitatore della potenza prelevata, fatte salve le esigenze di sicurezza degli impianti utilizzatori. La potenza disponibile è pari alla potenza richiesta complessiva, aumentata del 10%.

8.8 Per potenze richieste superiori a 30 Kw il gestore di rete rende disponibile una potenza pari a quella richiesta.

8.9 Il cliente finale ha la facoltà di richiedere la riduzione della potenza disponibile. La richiesta di riduzione comporta l'applicazione del contributo in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla Tabella 2.

8.10 In caso di successive richieste di incremento della potenza, i corrispettivi disciplinati dal presente provvedimento si applicano anche in relazione alla quota di potenza eventualmente oggetto di rinuncia ai sensi del comma 8.9.

Articolo 9

Localizzazione del punto di misura

9.1 Le apparecchiature di misura devono essere installate nelle immediate vicinanze del punto di prelievo, in posizione accessibile per il gestore della rete anche in assenza del cliente finale.

9.2 Nel caso di edifici con più unità immobiliari le apparecchiature di misura sono centralizzate in apposito vano.

9.3 Nel caso di proprietà recintate le apparecchiature di misura vengono localizzate al limite della proprietà in idoneo manufatto, con diretto accesso da strada aperta al pubblico.

9.4 Nel caso l'installazione delle apparecchiature di misura richieda opere che ricadono nell'ambito delle proprietà condominiali, i permessi e le autorizzazioni devono essere messi a disposizione da parte del richiedente.

Articolo 10

Determinazione della distanza convenzionale

10.1 La distanza convenzionale rilevante ai fini del calcolo del contributo di connessione è rilevata su planimetrie contenenti l'ubicazione delle cabine di riferimento. La distanza è misurata in linea retta isometrica dal baricentro della cabina di riferimento fino al punto di prelievo dell'energia elettrica.

10.2 Le planimetrie utilizzate per la determinazione delle distanze sono predisposte dal gestore di rete. Nelle planimetrie devono essere riportate le cabine di riferimento, identificate mediante la denominazione o il numero che le contraddistingue, il mese e l'anno di entrata in servizio.

10.3 La denominazione o il numero che le contraddistingue, il mese e l'anno di entrata in servizio sono riportati su apposita targa posta in posizione visibile all'esterno di ogni cabina.

10.4 Nei casi in cui la posizione del punto di prelievo risulti di incerta determinazione, il richiedente è tenuto a fornire una planimetria sulla quale sia riportata l'esatta localizzazione del punto di prelievo.

Titolo II

Disposizioni per le connessioni permanenti ordinarie in bassa tensione

Articolo 11

Corrispettivi per connessioni permanenti ordinarie in bassa tensione

11.1 A copertura dei costi sostenuti per la realizzazione delle connessioni permanenti ordinarie, comprensivi degli oneri relativi alle opere elettriche di urbanizzazione primaria previste dalla disciplina urbanistica vigente, si applicano contributi a forfait commisurati alla potenza disponibile (quota potenza) e alla distanza convenzionale del punto di prelievo dalla cabina MT/BT di riferimento (quota distanza), riportati nella Tabella 1.

11.2 Qualora il cliente finale richieda all'impresa di distribuzione la realizzazione di una soluzione per la connessione diversa dalla soluzione di cui comma 6.1, il maggior costo è a carico del richiedente.

11.3 Qualora l'impresa di distribuzione non possa realizzare la soluzione di minimo tecnico, di cui al comma 6.1, per imposizione di vincoli da parte delle Autorità competenti, la quota distanza è raddoppiata. Nell'offerta (preventivo) l'impresa di distribuzione rende conto al richiedente di tali vincoli.

11.4 Nel caso di richieste di aumento della potenza disponibile è addebitata la sola quota potenza per la potenza disponibile aggiuntiva rispetto a quella precedentemente sottoscritta, applicando i contributi riportati nella Tabella 1.

11.5 In relazione a ciascuna nuova connessione o richiesta di aumento di potenza, è inoltre applicato un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

11.6 Al richiedente non possono essere imposti oneri ulteriori a quelli previsti dal presente articolo.

Articolo 12

Disposizioni per le connessioni plurime

12.1 Nel caso di richieste di connessione relative a edifici con più di due unità immobiliari nuovi o ristrutturati, qualora sia stata richiesta la rimozione degli impianti preesistenti destinati alla consegna e alla misura, i contributi sono calcolati considerando, oltre ad una potenza disponibile di 3,3 Kw per punto di prelievo, un ulteriore punto di prelievo con potenza disponibile secondo richiesta per i servizi generali di ciascun edificio. I valori indicati costituiscono potenza disponibile per ciascuna unità immobiliare e per i servizi generali.

12.2 Nel caso in cui l'elettrificazione di centri residenziali, di aree lottizzate, di aree destinate a pluralità di insediamenti industriali, artigianali e commerciali avvenga anteriormente alla connessione dei singoli clienti finali all'attivazione dei singoli punti di prelievo, anche se sia necessario realizzare opere di urbanizzazione primaria, il richiedente è tenuto a corrispondere al distributore, per ciascun punto di prelievo previsto, gli importi relativi alla quota distanza. All'atto della connessione i singoli clienti finali Al momento dell'attivazione, i richiedenti sono tenuti a corrispondere l'importo relativo alla quota potenza di cui alla Tabella 1 oltre ad un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, di cui alla Tabella 2. Ciascuna unità immobiliare aggiuntiva è equiparata ad un nuova connessione.

12.3 Nei casi di elettrificazione di insediamenti dei piani di zona dell'edilizia popolare sovvenzionata, di cui alla legge 18 aprile 1962, n. 167, il versamento del contributo può essere effettuato alla realizzazione dei singoli insediamenti anche in riferimento agli importi relativi alla quota distanza.

12.4 Sono considerate nuove connessioni le unità immobiliari aggiuntive rispetto a quelle inizialmente previste per i nuovi edifici e quelle che derivano da ampliamenti o frazionamenti di edifici già connessi.

Articolo 13

Disposizioni particolari per le connessioni di clienti finali domestici in bassa tensione

13.1 Per la connessione di clienti domestici nelle abitazioni di residenza anagrafica, con potenza disponibile fino a 3,3 Kw, oltre alla quota potenza, è applicata la quota fissa di cui alla Tabella 1, lettera a). In caso di distanza superiore ai 200 metri, a fronte di una successiva richiesta per una potenza disponibile superiore 3,3 Kw, il gestore della rete può chiedere il pagamento della differenza tra la quota distanza già versata e l'importo corrispondente alla distanza effettiva.

Titolo III

Disposizioni per le connessioni permanenti ordinarie in media tensione

Articolo 14

Obblighi specifici del richiedente una connessione in media tensione

14.1 Il richiedente una connessione in media tensione è tenuto a realizzare la propria cabina di trasformazione media/bassa tensione sulla base delle prescrizioni del distributore.

14.2 Il richiedente è tenuto a rendere disponibile al gestore di rete un locale, con agevole accesso da strada aperta al pubblico, per l'installazione delle apparecchiature di consegna dell'energia e di misura.

Articolo 15

Contributi per connessioni permanenti ordinarie in media tensione

15.1 A copertura dei costi sostenuti per la realizzazione delle connessioni permanenti ordinarie, comprensivi degli oneri relativi alle opere elettriche di urbanizzazione primaria previste dalla disciplina urbanistica vigente, si applicano contributi a forfait commisurati alla potenza disponibile (quota potenza) e alla distanza convenzionale del punto di prelievo dalla cabina AT/MT di riferimento (quota distanza), riportati nella Tabella 3.

15.2 Nel caso di richieste di aumento della potenza disponibile è addebitata la sola quota potenza per la potenza disponibile aggiuntiva rispetto a quella precedentemente sottoscritta, applicando i contributi riportati nella Tabella 3.

15.3 In relazione a ciascuna nuova connessione o richiesta di aumento di potenza, è inoltre applicato un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

Articolo 16

Disposizioni per le connessioni plurime

16.1 Nel caso in cui l'elettrificazione di aree destinate a pluralità di insediamenti industriali, artigianali e commerciali avvenga anteriormente alla connessione dei singoli clienti finali all'attivazione dei singoli punti di prelievo, anche se è necessario realizzare opere di urbanizzazione primaria, il richiedente è tenuto a corrispondere al gestore della rete, per ciascun punto di fornitura previsto, gli importi relativi alla quota distanza. All'atto della connessione i singoli clienti finali Al momento dell'attivazione, i richiedenti corrisponderanno l'importo relativo alla quota potenza di cui alla Tabella 3, oltre ad un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, di cui alla Tabella 2. L'allacciamento di punti di prelievo aggiuntivi è considerata una nuova connessione.

Articolo 17

Passaggi di tensione

17.1 Il contributo di connessione per i clienti già alimentati in bassa tensione per i quali si renda necessario il passaggio alla alimentazione in media tensione, è pari alla componente in quota fissa di cui alla Tabella 4 e alla componente in quota potenza di cui alla Tabella 3. La componente in quota potenza è applicata secondo i criteri di cui al comma 15.2.

17.2 Oltre ai contributi di cui al comma 17.1, è inoltre applicato un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

Titolo IV

Disposizioni per le connessioni temporanee in media e bassa tensione

Articolo 18

Corrispettivi per connessioni temporanee in bassa tensione

18.1 Alle richieste di connessione temporanea alla rete che non comportino la realizzazione di una cabina di trasformazione media/bassa tensione si applicano i contributi riportati nella Tabella 5, lettera a).

18.2 Alle richieste di connessione temporanea alla rete che comportino la realizzazione di una cabina di trasformazione media/bassa tensione si applicano i contributi riportati nella Tabella 5, lettera b).

18.3 Si applicano i contributi riportati nella Tabella 5, lettera c) alle richieste di connessione temporanea alla rete che non comportino realizzazioni di nuovi impianti o il potenziamento di quelli esistenti:

a) relative a spettacoli viaggianti e simili;

b) realizzate in occasioni di manifestazioni e feste patronali, popolari, politiche, religiose, sportive, teatrali e simili;

c) relative a riprese cinematografiche, televisive e simili.

18.4 Per ciascuna operazione di connessione e di distacco eseguita dietro esplicita richiesta fuori orario di lavoro, in aggiunta ai contributi predetti è dovuto un supplemento di cui alla Tabella 5, lettera d).

18.5 Per ogni connessione di cui al presente articolo è altresì dovuto un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

Articolo 19

Corrispettivi per connessioni temporanee in media tensione

19.1 Alle richieste di connessione temporanea alla rete in media tensione si applicano i contributi riportati in Tabella 6, lettera a).

19.2 Per ciascuna operazione di allacciamento e di distacco eseguita dietro esplicita richiesta fuori orario di lavoro, in aggiunta ai contributi predetti, è dovuto un supplemento di cui alla Tabella 6, lettera b).

19.3 Per ogni connessione di cui al presente articolo è altresì dovuto un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

Titolo V

Disposizioni in materia di corrispettivi a copertura dei costi delle connessioni permanenti particolari

Articolo 20

Contributi per le connessioni permanenti particolari

20.1 Nel caso di connessioni particolari di cui al comma 7.2 il contributo per la connessione è pari al costo documentato dei materiali a pié d'opera e della manodopera oltre alle spese generali, assunte pari al 20% degli importi predetti.

20.2 Le connessioni relative ad installazioni mobili o precarie di cui al comma 7.2, lettera e), situate nei centri abitati e provviste di concessione di occupazione di suolo pubblico, sono regolate dalle disposizioni previste per le connessioni permanenti ordinarie.

Articolo 21

Alimentazioni a mezzo di impianto di generazione locale

21.1 Nel caso di connessioni particolari il gestore della rete, in luogo di allacciare un impianto elettrico alla propria rete, può optare per l'alimentazione tramite un impianto di generazione locale, utilizzando, ove possibile, impianti alimentati da fonti rinnovabili. In questi casi si applicano i contributi di cui alla Tabella 7.

21.2 Oltre ai contributi di cui al comma 21.1, è inoltre applicato un contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, fissato nella Tabella 2.

Titolo VI

Connessioni in alta e altissima tensione

Articolo 22

Contributi per le connessioni in alta e altissima tensione

22.1 Nei casi di connessione in alta e altissima tensione il contributo è fissato nella misura del 50% della spesa relativa alla realizzazione degli impianti di rete per la connessione.

22.2 Per spesa relativa, di cui al precedente comma 22.1, si intende il costo sostenuto per i materiali a pié d'opera e per la manodopera oltre alle spese generali, assunte pari al 20% del costo sostenuto.

22.3 22.2 Il costo sostenuto per la realizzazione degli impianti di rete per la connessione viene determinato con riferimento a tutte le opere necessarie alla connessione, ivi comprese quelle anticipate dal distributore, da imputare pro quota in proporzione alla potenza disponibile per il richiedente, purché relativa ad impianti allo stesso livello di tensione al quale viene effettuata la fornitura.

22.4 22.3 Per la quota parte di costi anticipati dal distributore, quest'ultimo è tenuto a fornire evidenza dei costi totali sostenuti, del criterio di ripartizione dei medesimi e della quota parte non ancora coperta da contributi pregressi.

Titolo VII

Disciplina della interconnessione tra reti

Articolo 23

Criteri per la ripartizione dei costi tra i gestori di rete

23.1 Nel caso di richieste di realizzazione di impianti per l'interconnessione tra reti, il richiedente è tenuto a coprire il costo sostenuto per la realizzazione degli impianti per la connessione la spesa relativa.

23.2 Il costo è pari ai costi documentati dei materiali a pié d'opera e della manodopera oltre alle spese generali, assunte pari al 20% degli importi predetti.

23.3 23.2 Nel caso in cui il punto di interconnessione sia funzionale alle esigenze di entrambi i gestori di rete, l'onere è ripartito equamente tra i medesimi gestori.

Parte III

Altre prestazioni specifiche

Articolo 24

Disattivazione e riattivazione della fornitura per morosità e riallacciamento di utenze stagionali

24.1 Per la disattivazione e riattivazione di un punto di prelievo o per la riduzione di potenza di cui al comma 5.5 della deliberazione ARG/elt 4/08 a seguito di morosità, nonché per il riallacciamento e distacco delle utenze stagionali a carattere ricorrente si applica il contributo in quota fissa riportato in Tabella 8, lettera a). Il contributo in quota fissa riportato in Tabella 8, lettera a) è ridotto del 50% nel caso di utenze già predisposte per la telegestione.

24.2 Il contributo in quota fissa relativo ai casi di cui al precedente comma 24.1 è applicato una sola volta all''tto della disattivazione o della riduzione di potenza a seguito di morosità e del distacco delle utenze stagionali.

Articolo 25

Volture, subentri e cambi di fornitore

25.1 Per le richieste di voltura, subentro, cambi di fornitore e per ogni altra modifica contrattuale che non richieda un aumento della potenza a disposizione si applica il contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, stabilito nella tabella 2.

25.2 Per i cambi di fornitore è prevista una franchigia di una richiesta per anno solare.

25.3 Nessun contributo è dovuto per il rientro del cliente finale nel servizio di maggior tutela o nel servizio di salvaguardia.

Articolo 25

Volture, subentri e cambi di fornitore

25.1 Per le richieste di voltura e subentro e per ogni altra modifica contrattuale che non richieda un aumento della potenza a disposizione, ad eccezione di quanto stabilito per i cambi di fornitore dal successivo comma 25.2, si applica il contributo in quota fissa, a copertura degli oneri amministrativi, stabilito nella tabella 2.

25.2 Nessun contributo è dovuto per i cambi di fornitore.

Articolo 26

Richieste di spostamento di gruppi di misura in bassa tensione

26.1 Per le richieste di spostamento dei gruppi di misura in bassa tensione entro un raggio di dieci metri dalla precedente ubicazione è prevista l'applicazione del contributo in quota fissa stabilito nella Tabella 8, lettera b).

26.2 Per le richieste di spostamento dei gruppi di misura in bassa tensione per distanze superiori a dieci metri è previsto l'addebito della spesa, pari al costo documentato dei materiali a pié d'opera e della manodopera oltre alle spese generali, assunte pari al 20 per cento degli importi predetti.

Articolo 27

Richieste di spostamento di impianti di rete

27.1 Per le richieste di spostamento di impianti di rete, con oneri a carico del richiedente, è dovuto il rimborso della spesa relativa pari al costo documentato dei materiali a pié d'opera e della manodopera oltre alle spese generali, assunte pari al 20 per cento degli importi predetti.

Articolo 28

Richieste di verifica sul corretto funzionamento del gruppo di misura

28.1 Per le richieste di verifica del corretto funzionamento del gruppo di misura è dovuto il contributo in quota fissa di cui alla Tabella 8, lettera c), qualora il gruppo di misura risulti, a seguito della verifica, correttamente funzionante.

Articolo 29

Richieste di verifica della tensione di alimentazione

29.1 Per le richieste di verifica del livello della tensione di alimentazione è dovuto il contributo in quota fissa stabilito nella Tabella 8, lettera d), qualora il livello della tensione risulti, a seguito della verifica, conforme rispetto ai limiti previsti dalla normativa tecnica.

Articolo 30

Corrispettivo per le attività a preventivo

30.1 Il richiedente un servizio di connessione valutato a preventivo o altre prestazioni specifiche regolate con l'addebito della spesa relativa è tenuto al pagamento di un anticipo dei contributi, come fissato nella Tabella 9, a garanzia delle attività di progettazione e sopralluogo, da scontare a buon esito della richiesta.

Parte IV

Disposizioni finali

Articolo 31

Trasparenza contabile

31.1 Il gestore di rete è tenuto a dare separata evidenza contabile ai contributi per le connessioni e ai corrispettivi per le prestazioni specifiche disciplinate dal presente provvedimento. Le registrazioni contabili devono altresì consentire la separata evidenza degli importi relativi a contributi in quota fissa a copertura di costi amministrativi.

Tabella 1

Contributi per la realizzazione di connessioni permanenti ordinarie in bassa tensione

 

 

 

Tabella 2

Contributi in quota fissa a copertura di oneri amministrativi

 

 

Tabella 3

Contributi per la realizzazione di connessioni permanenti ordinarie in media tensione

 

 

Tabella 4

Contributi in quota fissa per il passaggio dalla bassa alla media tensione

 

 

Tabella 5

Contributi per connessioni temporanee in bassa tensione

 

 

Tabella 6

Contributi per connessioni temporanee in media tensione

 

 

Tabella 7

Contributi per alimentazioni a mezzo di impianto di generazione locale

 

 

Tabella 8

Contributi per altre prestazioni specifiche

 

 

Tabella 9

Anticipo sui contributi per connessioni valutate a preventivo