Delibera Arera 15 dicembre 2020, n. 541/2020/R/Eel

Autorità di regolazione per energia reti e ambiente - Arera (già Aeegsi)

Delibera 15 dicembre 2020, n. 541/2020/R/Eel

(Pubblicata sul sito di Arera il 16 dicembre 2020)

L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente

Nella 1138a riunione del 15 dicembre 2020

Visti:

— la direttiva (Ue) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019;

— il regolamento (Ue) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019 sul mercato interno dell’energia (rifusione);

— la legge 14 novembre 1995, n. 481, come successivamente modificata e integrata (di seguito: legge 481/95);

— la legge 23 luglio 2009, n. 99 (di seguito: legge 99/09);

— la legge 13 agosto 2010, n. 129/10, di conversione del decreto-legge 8 luglio 2010, n.105;

— il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99 (di seguito: decreto legislativo 79/99);

— il decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445 (di seguito: Dpr 445/2000);

— il decreto del Ministro dello Sviluppo economico 22 gennaio 2008, n. 37 recante "regolamento concernente l'attuazione dell'articolo 11-quaterdecies, comma 13, lettera a) della legge n. 248 del 2005, recante riordino delle disposizioni in materia di attività di installazione degli impianti all'interno degli edifici" (di seguito: decreto 37/08);

— il decreto del Ministro dello Sviluppo economico, 30 gennaio 2020, recante "Criteri e modalità per favorire la diffusione della tecnologia di integrazione tra i veicoli elettrici e la rete elettrica, denominata vehicle to grid" (di seguito: decreto 30 gennaio 2020);

— il decreto-legge 16 luglio 2020, n. 76, recante "Misure urgenti per la semplificazione e l’innovazione digitale", come convertito dalla legge 11 settembre 2020, n. 120;

— la deliberazione dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito: Autorità) 18 dicembre 2006, 292/06 (di seguito: deliberazione 292/06);

— l’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 30 luglio 2009, ARG/elt 107/09, e s.m.i. (di seguito: Tis);

— la deliberazione dell’Autorità 19 luglio 2012, 301/2012/R/EEL (di seguito: deliberazione 301/2012/R/EEL) e l’Allegato A, recante "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 della legge 18 giugno 2007, n. 73/07" e s.m.i (di seguito: Tiv);

— la deliberazione dell’Autorità 8 maggio 2014, 205/2014/R/EEL (di seguito: deliberazione 205/2014/R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 16 ottobre 2014, 501/2014/R/com e, in particolare, l’Allegato A "Bolletta 2.0: criteri per la trasparenza delle bollette per i consumi di elettricità e/o gas distribuito a mezzo di reti urbane", come successivamente modificati e integrati (di seguito: Bolletta 2.0);

— la deliberazione dell’Autorità 14 ottobre 2015, 487/2015/R/EEL (di seguito: 487/2015/R/EEL);

— la deliberazione dell'Autorità 29 maggio 2015, 258/2015/R/COM, il suo Allegato A e s.m.i.;

— la deliberazione dell’Autorità 17 dicembre 2015, 628/2015/R/EEL (di seguito: deliberazione 628/2015/R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 23 dicembre 2015, 654/2015/R/EEL e s.m.i. (di seguito: deliberazione 654/2015/R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 8 marzo 2016, 87/2016/R/EEL (di seguito: deliberazione 87/2016/ R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 22 dicembre 2016, 782/2016/R/EEL (nel seguito: 782/2016/ R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 6 aprile 2017, 229/2017/R/EEL (di seguito: deliberazione 229/2017/ R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 9 aprile 2019, 126/2019/R/EEL (nel seguito: 126/2019/ R/EEL);

— la deliberazione dell’Autorità 12 novembre 2019, 467/2019/R/EEL (di seguito: deliberazione 467/2019/R/EEL);

— l’Allegato alla deliberazione dell’Autorità 23 dicembre 2019, 566/2019/R/EEL, e s.m.i. (di seguito: Tiqe 2020-2023);

— la deliberazione dell’Autorità 27 dicembre 2019, 568/2019/R/EEL (di seguito: deliberazione 568/2019/R/EEL) ed i relativi Allegato A (di seguito: Tit 2020— 2023), Allegato B (di seguito: Time 2020-2023) e Allegato C (di seguito: Tic 2020-2023), come successivamente modificati e integrati;

— la deliberazione dell’Autorità 30 giugno 2020 253/2020/A (di seguito: deliberazione 253/2020/A);

— la memoria dell'Autorità per la VI Commissione Finanze della Camera dei Deputati 18 febbraio 2020, 41/2020/I/eel, in merito al disegno di legge recante "Modifiche al decreto-legge 4 giugno 2013, n. 63, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2013, n. 90, in materia di agevolazioni fiscali per favorire la diffusione dei veicoli alimentati ad energia elettrica";

— la memoria dell'Autorità per le Commissioni riunite 1a Affari costituzionali e 8a Lavori pubblici del Senato della Repubblica 31 luglio 2020, 300/2020/I/eel, in merito al disegno di legge recante "Conversione in legge del decreto legge 16 luglio 2020, n. 76";

— la memoria dell'Autorità per la Commissione Industria, commercio, turismo del Senato della Repubblica 6 ottobre 2020, 370/2020/I/EEL, in merito all'"Affare sulla razionalizzazione, la trasparenza e la struttura di costo del mercato elettrico e sugli effetti in bolletta in capo agli utenti";

— il documento per la consultazione dell’Autorità 23 luglio 2019, 318/2019/R/EEL (di seguito: documento per la consultazione 318/2019/R/EEL);

— il documento per la consultazione dell’Autorità 22 novembre 2019, 481/2019/R/EEL (di seguito: documento per la consultazione 481/2019/R/EEL);

— le comunicazioni trasmesse dal Direttore della Direzione infrastrutture energia e unbundling dell’Autorità (nel seguito: Dieu) in date 18 febbraio e 2 marzo 2020 alle associazioni rappresentanti i principali portatori di interesse nei settori della distribuzione e vendita di energia elettrica nonché della mobilità elettrica (nel seguito: comunicazioni del Direttore Dieu di febbraio e marzo 2020);

— i contributi trasmessi dalle associazioni partecipanti ai Focus group sulla mobilità elettrica istituiti dall’Autorità, con particolare riferimento ai temi trattati nell’ambito del gruppo di lavoro "Ricarica privata";

— la norma tecnica Cei EN 61851-1;

— la norma tecnica Cei 0-21:2019-04, recante "Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica" (di seguito: norma Cei 0-21");

— la determinazione del Direttore della Direzione infrastrutture unbundling e certificazione 18 settembre 2020, n. 15/DIEU/2020;

— la determinazione del Direttore della Direzione mercato all’ingrosso energia e sostenibilità Ambientale 17 settembre 2020, 4/DMEA/2020 (di seguito: determina 4/DMEA/2020);

— il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima 2030 (PNIEC), predisposto dal Governo e pubblicato in versione definitiva il 20 gennaio 2020.

Considerato che:

— con deliberazione 654/2015/R/EEL, l’Autorità ha definito un periodo regolatorio di otto anni, composto di due semiperiodi quadriennali (2016-2019: NPR1; 2020-2023: NPR2), prevedendo altresì un aggiornamento infra-periodo tra il primo e il secondo semiperiodo;

— con deliberazione 126/2019/R/EEL, l’Autorità ha avviato un procedimento per l’aggiornamento infra-periodo della regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e di misura dell’energia elettrica in vigore nel periodo di regolazione 2016-2023;

— nell’ambito del procedimento di cui al precedente alinea, l’Autorità ha avviato una consultazione pubblica, articolata in due fasi successive, tramite pubblicazione dei documenti 318/2019/R/EEL e 481/2019/R/EEL, in ciascuno dei quali è stata inserita una sezione dedicata ai temi della mobilità sostenibile, e in particolare della ricarica dei veicoli elettrici, formulando e affinando ipotesi di lavoro per eventuali interventi di modifica e innovazione della disciplina tariffaria, attuabili nel corso del quadriennio 2020-2023 e in grado di superare possibili attuali ostacoli alla diffusione della mobilità elettrica;

— in esito alla consultazione pubblica di cui al precedente alinea, con deliberazione 568/2019/R/EEL, l’Autorità ha aggiornato la regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il semiperiodo NPR2, prevedendo tra l’altro, all’articolo 5, commi 7 e 8:

a. che con successivo provvedimento vengano definiti i requisiti minimi che dovranno essere rispettati da clienti connessi in bassa tensione che, a parità di potenza contrattualmente impegnata, facciano richiesta di una maggiore disponibilità di potenza prelevabile, a fini di ricarica di veicoli elettrici, nella fascia oraria notturna/festiva (F3) e fino a un valore finale di potenza disponibile non superiore a 6 kW;

b. di dare mandato al Direttore della Direzione Infrastrutture Energia e Unbundling per costituire e coordinare tavoli tecnici, che coinvolgano i principali portatori di interesse nei settori della distribuzione e vendita di energia elettrica nonché della mobilità elettrica, a cui affidare la valutazione approfondita degli aspetti applicativi funzionali all’introduzione di eventuali ulteriori misure in grado di rimuovere ostacoli di carattere tariffario alla diffusione della mobilità sostenibile.

Considerato che:

— la misura prevista dall’articolo 5, comma 7, della deliberazione 568/2019/R/EEL, che prevede di incrementare fino a 6 kW la potenza disponibile nella fascia oraria F3 solo a punti di connessione con potenza contrattualmente impegnata fino a 4,5 kW, intende sfruttare le potenzialità offerte dai misuratori elettronici (di prima e seconda generazione) installati presso i clienti alimentato in bassa tensione (BT), domestici o non domestici, con l’obiettivo di facilitare la ricarica di veicoli elettrici in luoghi privati, offrendo a parità di spesa e nei soli casi in cui sia dimostrabile l’utilizzo a fini di ricarica di veicoli elettrici, una maggiore disponibilità di potenza prelevabile nella fascia oraria notturna/festiva (F3), in cui la rete elettrica è normalmente meno congestionata;

— la soluzione sopra descritta può consentire di sfruttare al massimo, pur senza compromettere la sicurezza, la disponibilità di potenza già oggi prelevabile da un altissimo numero di punti di prelievo in bassa tensione;

— la possibilità di rendere disponibile il servizio di disponibilità aggiuntiva di potenza in fascia notturna/festiva senza applicare costi ulteriori discende dall’assunzione che, concentrando i nuovi prelievi per ricarica di veicoli elettrici nelle ore notturne e festive, non si induca un aumento dei picchi massimi di prelievo nella rete di distribuzione né, dunque, vi sia necessità di investimenti ulteriori per il potenziamento di tale rete;

— tale ipotesi dovrà essere verificata, in base alla concreta applicazione presso i clienti interessati, nel corso del corrente semiperiodo di regolazione 2020-2023, in modo tale da poter valutare se e come mantenere tale opzione attiva anche nel nuovo periodo regolatorio che verrà avviato dal 2024,

— l’obiettivo di facilitare la ricarica dei veicoli elettrici in luoghi privati risulta sinergico anche con le misure introdotte con il decreto 30 gennaio 2020, per favorire la diffusione della tecnologia di integrazione tra i veicoli elettrici e la rete elettrica; tale decreto ha affidato all’Autorità i compiti di:

a. adeguare la propria regolazione, al fine di definire requisiti minimi che debbano essere rispettati dalle infrastrutture di ricarica di veicoli elettrici per partecipare al mercato dei servizi di dispacciamento;

b. avviare un percorso di standardizzazione tecnica con il Cei (Comitato elettrotecnico italiano), teso a definire specifiche tecniche minime per i dispositivi e i misuratori installati presso i punti di connessione tra le infrastrutture di ricarica e le reti elettriche;

— in data 17 settembre 2020, con determina 4/DMEA/2020, l’Autorità ha affidato al Comitato elettrotecnico italiano (Cei), l’incarico di individuare, perseguendo principi di semplicità ed economicità, le specifiche tecniche minime che i dispositivi ed i misuratori installati presso il punto di connessione relativo a infrastrutture di ricarica devono possedere ai fini della partecipazione al Mercato per il servizio di dispacciamento;

— in attuazione di tale incarico il Comitato tecnico 316 del Cei ha sviluppato una bozza dell’"Allegato X" alla norma Cei 0-21, dedicato alla definizione dei requisiti tecnici del Controllo di Infrastrutture di Ricarica (Cir), che si prevede potrà essere sottoposto a inchiesta pubblica dopo che, in particolare, saranno stati conclusi gli approfondimenti in corso relativi al protocollo di comunicazione da adottare tra Cir e soggetti esterni (es. aggregatori), anche tenendo conto dell’attuale ampia diffusione del protocollo aperto Ocpp e della sua evoluzione a livello internazionale.

Considerato che:

— con riferimento alle connessioni in bassa tensione, il comma 8.7 del Tic 2020— 2023 prevede che "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%.";

— il comma 3.3 del Tit 2020-2023 prevede che, nei casi in cui installato un dispositivo atto a limitare la potenza prelevata, questo "è tarato al livello della potenza contrattualmente impegnata, incrementato almeno del 10%";

— il Tiqe 2020-2023 inserisce tra le prestazioni soggette a preventivo rapido da parte del venditore, elencate nella Tabella 12 allegata alla parte II, anche l’aumento o diminuzione di potenza per una singola fornitura monofase (ordinaria o temporanea) con potenza disponibile prima e dopo la variazione entro i 6,6 kW;

— la deliberazione 292/06 definisce i requisiti funzionali minimi che devono essere soddisfatti dai misuratori elettronici monofase relativi ai punti di prelievo in bassa tensione di prima generazione;

— il Tiv definisce la fascia oraria F3 come l’insieme delle ore dalle ore 00.00 alle ore 7.00 e dalle ore 23.00 dalle ore 24.00 dei giorni dal lunedì al sabato e tutte le ore dei giorni di domenica e festivi;

— la deliberazione 87/2016/R/eel stabilisce i requisiti funzionali dei misuratori elettronici di seconda generazione, ai sensi dell’articolo 9, comma 3, del decreto legislativo 102/2014; tra questi requisiti funzionali vi è anche la possibilità, per il venditore, di impostare fasce multiorarie personalizzate;

— la deliberazione 229/2017/R/EEL prevede che i contatori elettronici di seconda generazione siano impostati di default per applicare le fasce orarie definite dal Tiv, ma offrano al venditore la possibilità di definire fino a 6 fasce di prezzo multiorarie personalizzate;

— nella grandissima maggioranza dei casi, la connessione alla rete elettrica di bassa tensione di utenze con potenze impegnate non superiori a 4,5 kW viene realizzata dall’impresa distributrice secondo standard tecnici che consentono in piena sicurezza di prelevare potenza fino a 6,6 kW per un tempo indeterminato;

— con la deliberazione 467/2019/R/EEL l’Autorità ha avviato una regolazione sperimentale, attiva dal 1 gennaio 2020 al 31 dicembre 2022, in materia di ammodernamento delle colonne montanti vetuste degli edifici, che mira ad agevolare il superamento degli impedimenti che i distributori di energia elettrica spesso incontrano quando debbono ammodernare i propri impianti più vetusti (soprattutto riguardo all’esecuzione di lavori edili all’interno delle proprietà private condominiali), ai fini di poter mantenere in sicurezza l’esercizio della rete di distribuzione a fronte di un maggior consumo atteso di energia elettrica.

Considerato che:

— con delibera 205/2014/R/EEL, l’Autorità ha avviato una sperimentazione tariffaria su scala nazionale rivolta ai clienti domestici in bassa tensione che utilizzano pompe di calore elettriche come unico sistema di riscaldamento delle proprie abitazioni di residenza;

— l’esperienza maturata nel corso dei trenta mesi durante i quali la sperimentazione è stata attiva ha consentito di evidenziare:

a. un alto numero di clienti finali domestici interessati ad aderire a tale sperimentazione tariffaria;

b. un ridotto numero di imprese di vendita del mercato libero interessate a offrire tale opportunità ai propri clienti;

c. la generale difficoltà delle imprese di vendita a predisporre sezioni del proprio sito internet dedicate a tale sperimentazione e contenenti tutte le informazioni minime previste dalla regolazione;

— nell’ambito dei contributi forniti ai lavori del gruppo di lavoro "Ricarica privata", le imprese di vendita partecipanti hanno esplicitamente richiesto di non doversi occupare delle verifiche documentali necessarie a valutare se un cliente dispone dei requisiti minimi per accedere alla sperimentazione oggetto del presente provvedimento;

— il Sistema Informativo Integrato, utilizzato da imprese distributrici e di vendita per lo scambio di informazioni relative alle utenze servite, non consentirebbe di archiviare alcuna documentazione né alcuna informazione ulteriore rispetto a quelle strettamente necessarie per l’esecuzione del contratto di fornitura di energia elettrica;

— l’articolo 27, comma 2, della legge 99/09 prevede che Arera si avvalga del Gestore dei servizi energetici Spa e dell'Acquirente unico Spa per il rafforzamento delle attività di tutela dei consumatori di energia, nonché per l'espletamento di attività tecniche sottese all'accertamento e alla verifica dei costi posti a carico dei clienti come maggiorazioni e ulteriori componenti del prezzo finale dell'energia;

— Il Gse già svolge attività simili a quelle previste dal presente provvedimento nell’ambito della gestione di meccanismi quali certificati bianchi, conto termico, conto energia, occupandosi di ricevere e vagliare istanze presentate da utenti finali, predisporre cataloghi di dispositivi ritenuti ammissibili per l’accesso ai meccanismi, nonché effettuare verifiche e controlli a campione.

Considerato che:

— in attuazione del mandato affidatogli con la deliberazione 568/2019/R/EEL, articolo 5 comma 7, il Direttore Dieu con le comunicazioni di febbraio e marzo 2020 ha convocato per il 20 marzo 2020, in modalità web conference, la prima riunione dei tavoli tecnici denominati "Focus group sulla mobilità elettrica";

— nel corso di tale prima riunione, sono state definite le linee guida per il funzionamento dei Focus group, specificando tra l’altro che:

— le attività svolte dai Focus group si configurano come un supplemento di consultazione, mirata a valutare in modo approfondito la fattibilità di alcune delle ipotesi di lavoro presentate nelle prime due fasi di consultazione;

— le medesime attività sono articolate in tre sottogruppi di lavoro: uno relativo alla ricarica in luoghi accessibili al pubblico, uno relativo alla ricarica in luoghi "privati" (cioè non accessibili al pubblico) e uno relativo a indagini/ricognizioni i cui esiti possono risultare utili funzionali a entrambi i gruppi precedenti;

— il tema inerente alla maggiore disponibilità di potenza prelevabile, a fini di ricarica di veicoli elettrici, nella fascia oraria notturna/festiva viene affrontato nell’ambito del gruppo di lavoro "ricarica privata";

— nell’ambito del gruppo di lavoro "ricognizioni trasversali" sia necessario svolgere un’indagine relativa alle caratteristiche tecniche ed economiche dei dispositivi utilizzabili per la ricarica dei veicoli elettrici, funzionale sia alla stesura del provvedimento in oggetto, sia all’attuazione delle previsioni di cui al già richiamato decreto 30 gennaio 2020 in tema di tecnologia di integrazione tra i veicoli elettrici e la rete elettrica, denominata vehicle to grid;

— nell’ambito dei Focus group, il sottogruppo di lavoro “ricarica privata” si è riunito nelle date 18 maggio, il 10 giugno e il 15 luglio 2020;

— nel corso dello svolgimento dei lavori del sottogruppo di lavoro “ricarica privata”, tutti i partecipanti sono stati invitati a trasmettere propri contributi scritti finalizzati ad avanzare proposte relative alle migliori modalità con cui implementarla e a precisare gli obiettivi specifici, che costituiscono anche criteri alla luce dei quali valutare le diverse opzioni possibili;

— sulla base dei contributi scritti forniti e delle discussioni svolte nel corso delle riunioni svolte in web conference, il gruppo di lavoro ha definito i seguenti tre obiettivi specifici:

a. facilitare l'installazione di infrastrutture di ricarica elettrica in ambito privato, riducendo l’impegno economico legato alla maggior spesa energetica annua derivante da un aumento di potenza;

b. garantire che l’accesso a questa misura e la sua implementazione avvengano tramite procedure semplici e affidabili sia per i clienti sia per tutti gli operatori della filiera coinvolti;

c. utilizzare questa misura per raccogliere informazioni utili per valutare le caratteristiche di utilizzo, gli impatti sulle reti e gli eventuali sviluppi futuri di questa misura (dopo il 2023);

— i contributi scritti e orali forniti dai partecipanti al gruppo di lavoro hanno consentito di evidenziare le seguenti posizioni condivise dalla maggioranza:

a. condizionare l’accesso a questa misura facilitante all’installazione di un sistema di ricarica costituisce il modo più semplice ed efficace per garantire che essa venga utilizzata espressamente a fini di ricarica di veicoli elettrici;

b. la misura facilitante dovrebbe essere resa disponibile solamente a sistemi di ricarica installati in modo stabile e sicuro, seguendo tutte le indicazioni fornite dal decreto 37/08 e in grado di offrire funzionalità di power management e di connettività di base;

— le imprese di distribuzione hanno altresì evidenziato la necessità che l’accesso alla misura di facilitazione in oggetto possa venire concesso solamente laddove:

a. l'imprese di distribuzione abbia espresso parere vincolante in merito alla insussistenza di situazioni critiche relative alla porzione di rete relativa al punto di prelievo del richiedente;

b. i Pod interessati non siano sottesi a colonne per le quali il condominio rifiuta di procedere al rinnovo, anche per evitare di ridurre l’incentivo per i condomini a procedere con i lavori di bonifica;

c. l’infrastruttura di ricarica sia in grado di offrire servizi di flessibilità del carico;

— il decreto 37/08, applicabile "agli impianti posti al servizio degli edifici, indipendentemente dalla destinazione d'uso, collocati all'interno degli stessi o delle relative pertinenze. Se l'impianto è connesso a reti di distribuzione si applica a partire dal punto di consegna della fornitura", prevede che:

— al termine dei lavori e previa effettuazione delle verifiche previste dalla normativa vigente, comprese quelle di funzionalità dell'impianto, l'impresa installatrice provveda a rilasciare al committente la Dichiarazione di Conformità degli impianti realizzati;

— la dichiarazione di conformità sia richiesta anche in situazioni di ampliamento di un impianto, inteso come “sua espansione con aggiunta di uno o più circuiti elettrici”;

— la dichiarazione si debba riferire alla sola parte dell'impianto oggetto dell'opera di rifacimento parziale, tenendo conto della sicurezza e della funzionalità dell'intero impianto e debba espressamente indicare la "compatibilità tecnica con le condizioni preesistenti dell'impianto";

— l'obbligo del rilascio della dichiarazione di conformità rimanga fermo anche nel caso di installazioni per apparecchi per usi domestici che siano esclusi dagli obblighi della redazione del progetto e dell'attestazione di collaudo;

— nell’ambito del sottogruppo di lavoro “ricognizioni trasversali”, riunitosi nelle date 8 maggio, 16 giugno e 10 luglio 2020, è stata condotta un’indagine relativa ai sistemi di ricarica attualmente disponibili sul mercato, richiedendo a oltre 30 imprese costruttrici di tali dispositivi di fornire informazioni tecniche ed economiche strutturate secondo un formato tabellare standard per agevolarne il confronto e l’analisi statistica;

— alla suddetta analisi hanno partecipato 23 imprese, fornendo informazioni relative a oltre 220 modelli di dispositivi di ricarica, il 40% dei quali può rientrare nell’ambito di quelli utilizzabili ai fini del presente provvedimento ed evidenziato come:

a. il prezzo medio per l’installazione di un sistema di ricarica di potenza non superiore a 7,4 kW risulta variabile tra circa 900 e 1.500 € (Iva inclusa), con valore medio pari a circa 1.200 €;

b. anche in questo segmento di dispositivi siano già oggi commercialmente disponibili numerosi modelli di dispositivi di ricarica per installazioni domestiche dotati di funzionalità di comunicazione a distanza (nella maggior parte dei casi basati sul protocollo aperto Ocpp), che alcuni paesi europei hanno, per altro, introdotto come requisito per beneficiare di agevolazioni economiche sull’acquisto dei dispositivi stessi;

c. l’incremento di prezzo associabile alla disponibilità di tali funzionalità è oggi stimabile in circa il 10%, ma si prevede tenderà a scendere con la graduale diffusione di questi prodotti sul mercato.

Considerato che:

— rispetto all’unica soluzione alternativa già ora percorribile per disporre di 6 kW (non solo in fascia F3 ma in tutte le ore dell’anno) di potenza, basata sulla variazione contrattuale della potenza impegnata a 5,5 kW, l’introduzione della misura prevista dalla delibera 568/2019/R/EEL, articolo 5 comma 7, consentirebbe ai clienti connessi in bassa tensione di risparmiare circa 60 euro all’anno per clienti domestici (o 220 euro all’anno per clienti non domestici);

— relativamente ai contributi in quota fissa dovuti alle imprese distributrici dai clienti domestici che richiedono variazioni di potenza impegnata, con la già citata deliberazione 568/2019/R/EEL l’Autorità ha disposto di:

— prorogare fino al 31 dicembre 2023 le agevolazioni originariamente introdotte dalla delibera 782/2016/R/EEL per i clienti domestici che richiedano una variazione della potenza elettrica contrattualmente impegnata;

— definire le modalità operative per l’attivazione del meccanismo perequativo previsto dal punto 6 della deliberazione 782/2016/R/EEL, con riferimento al periodo 2017-2019;

— non prevedere l’istituzione di meccanismi perequativi per il periodo 2020— 2023, dal momento che gli effetti delle suddette agevolazioni risultano già incluse nella base dei costi operativi per il NPR2.

Ritenuto che:

— sia opportuno attuare quanto previsto dall’articolo 5, comma 7, della delibera 568/2019/R/EEL, nell’ambito di un’iniziativa sperimentale che abbia una durata limitata all’orizzonte temporale di NPR2 e debba prevedere la raccolta di dati e informazioni utili a valutare l’opportunità di una sua estensione o integrazione stabile nella regolazione tariffaria vigente dal 1 gennaio 2024;

— debba quindi essere avviata una sperimentazione tesa a sfruttare le potenzialità offerte dai misuratori elettronici installati presso clienti connessi in bassa tensione al fine di offrire, a parità di spesa e nei soli casi in cui sia dimostrabile l’utilizzo a fini di ricarica di veicoli elettrici, una maggiore disponibilità di potenza prelevabile nella fascia oraria notturna/festiva;

— sia opportuno che l’adesione alla sperimentazione sia volontaria da parte dei clienti finali e sia subordinata al rispetto delle seguenti condizioni di ammissibilità:

a. il contratto di fornitura sia intestato ad un’utenza domestica o altri usi, connessa in bassa tensione e con potenza contrattualmente impegnata non superiore a 4,5 kW e non inferiore a 2 kW;

b. il punto di prelievo sia dotato di misuratore elettronico telegestito installato e in servizio;

c. nel caso di misuratore elettronico di seconda generazione, le eventuali fasce orarie personalizzate siano compatibili con l’identificazione dei prelievi di energia effettuati tra le ore 23 e le 7 dei giorni feriali e tra le 0 e le 24 dei giorni festivi;

d. sia certificata l’installazione e la connessione elettrica al misuratore elettronico di un sistema di ricarica per veicoli elettrici idoneo, in base a requisiti minimi definiti dal presente provvedimento nelle more dell’approvazione definitiva e pubblicazione dell’Allegato X alla norma Cei 0-21;

e. il cliente aderente fornisca il proprio consenso all’effettuazione di verifiche e controlli presso la propria abitazione e si impegnino a comunicare tempestivamente al Gse ogni variazione impiantistica e contrattuale che possa intervenire successivamente all’adesione;

— tra i requisiti minimi di ammissibilità alla misura vengano inseriti quelli relativi ad una connettività di base, che consenta una comunicazione bidirezionale con attori esterni (es. aggregatori), mentre sia preferibile per il momento non inserire le funzionalità di “power management”, la cui implementazione verrà molto semplificata dalla piena diffusione dei contatori elettronici di seconda generazione;

— non sia opportuno che possa aderire alla sperimentazione un punto di prelievo sotteso ad una colonna montante per la quale l’impresa distributrice abbia formulato al condominio proposta di ammodernamento ai sensi della deliberazione 467/2019/R/EEL e questa non risulti essere stata ancora formalmente accettata dal condominio, perché ciò potrebbe depotenziare la spinta all’ammodernamento degli impianti, nonché potenziali rischi per la sicurezza;

— sia opportuno, alla luce di quanto emerso nei lavori dei Focus Group, che la richiesta di adesione alla sperimentazione e la relativa documentazione venga presentata dal cliente al Gse, sotto forma di dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà;

— sia opportuno incaricare il Gse, nel regime di avvalimento di cui alla legge 99/09, di predisporre un presidio organizzativo per le seguenti attività necessarie all’attuazione della sperimentazione:

a. riscontrare la correttezza formale della richiesta;

b. trasmettere notifica al gestore della rete elettrica a cui il cliente è connesso, al fine di ottenerne conferma definitiva;

c. comunicare telematicamente al cliente l’esito delle verifiche compiute;

d. effettuare, anche a campione, controlli inerenti alla correttezza e veridicità delle informazioni fornite dal cliente;

e. redigere, con frequenza almeno annuale, rapporti di sintesi sulle attività svolte e sui risultati conseguiti, anche con il supporto di Rse;

— le spese sostenute dal Gse per lo svolgimento delle attività di cui al punto precedente vengano coperte tramite il “Fondo per eventi eccezionali, resilienza e altri progetti speciali”, istituito presso la Cassa dal comma 5.13 della deliberazione 568/2019/R/EEL;

— sia necessario prevedere che le imprese distributrici che gestiscono le reti elettriche a cui sono connessi i clienti aderenti alla sperimentazione debbano:

a. adeguare i propri sistemi di telegestione per configurare i misuratori elettronici di prima e di seconda generazione in modo da applicare i criteri sperimentali di gestione della potenza disponibile descritti nel presente provvedimento;

b. aggiornare il Registro centrale ufficiale (di seguito: Rcu) del Sistema informativo integrato con l’inserimento di appositi codici tariffari con riferimento ai punti di prelievo che aderiscono alla sperimentazione;

c. notificare tempestivamente al Gse sia le situazioni nelle quali non ritengono possibile procedere all’attivazione della sperimentazione per uno specifico cliente, fornendone adeguata motivazione, sia il verificarsi — successivamente all’attivazione — di una delle condizioni di esclusione;

— l’attivazione della sperimentazione per i clienti che ne fanno richiesta e soddisfano tutte le condizioni di applicabilità debba avvenire in tempi certi e indicativamente non superiori a due mesi solari dalla richiesta;

— sia opportuno riservarsi di introdurre, con eventuale successivo provvedimento, meccanismi di indennizzo automatico a tutela dei clienti che non vengano ammessi alla sperimentazione nel rispetto delle tempistiche indicate dal presente provvedimento;

— in coerenza con quanto già disposto dal Tic 2020-2023, l’adesione alla

sperimentazione da parte di clienti domestici non debba comportare l’applicazione di alcun diritto fisso

 

Delibera

Articolo 1

Definizioni

1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni di cui al Tit, nonché le ulteriori definizioni formulate come segue:

a) Aggregatore è un fornitore, in forma aggregata, di servizi ancillari e, allo scopo, è responsabile per la partecipazione al mercato dei servizi di dispacciamento;

b) Cei è il Comitato elettrotecnico Italiano;

c) Cliente aderente è un cliente finale titolare di un’utenza in bassa tensione, di cui al comma 2.2, lettere a) e d) del Tit, in possesso dei requisiti previsti per l’adesione alla sperimentazione di cui all’Articolo 2 e la cui richiesta è stata accolta;

d) Criteri sperimentali sono i criteri sperimentali di gestione dei misuratori elettronici descritti all’Articolo 6;

e) Direzione Infrastrutture è la Direzione infrastrutture energia e unbundling dell’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente;

f) Dispositivo di ricarica è un dispositivo in grado di erogare il servizio di ricarica di veicoli elettrici secondo il modo 3, di cui alla norma tecnica Cei EN 61851-1;

g) Fasce orarie notturne/festive sono l’insieme delle ore dalle 00.00 alle 7.00 e dalle 23.00 dalle 24.00 dei giorni dal lunedì al sabato e tutte le ore dei giorni di domenica e festivi, come definiti dal Tiv;

h) Gse è la società Gestore dei servizi energetici Spa;

i) Pod è il codice alfanumerico unico nazionale identificativo del punto di prelievo ai sensi del Tis;

j) Potenza disponibile è la massima potenza prelevabile in un punto di prelievo senza che il cliente finale sia disalimentato;

k) Potenza impegnata è la potenza contrattualmente impegnata come definita all’articolo 1 del Tit;

l) Sperimentazione è la sperimentazione di cui all’articolo 2 del presente provvedimento;

m) Sii è il Sistema informativo integrato istituito in attuazione della legge 13 agosto 2010, 129/10, di conversione del decreto-legge 8 luglio 2010, n.105;

n) Tic è l’Allegato C alla deliberazione 568/2019/R/EEL, recante “Condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione per il periodo di regolazione 2020-2023” e successive modifiche e integrazioni;

o) Tit è l’Allegato A alla deliberazione 568/2019/R/EEL, recante “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2020-2023” e successive modifiche e integrazioni;

p) Tiv è l’Allegato A alla deliberazione 19 luglio 2012, 301/2012/R/eel, recante “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” e successive modifiche e integrazioni.

Articolo 2

Natura e durata della sperimentazione

2.1 In attuazione di quanto previsto dall’articolo 5, comma 7, della deliberazione 568/2019/R/EEL, allo scopo facilitare la ricarica dei veicoli elettrici in luoghi non accessibili al pubblico, in condizioni di economicità e sicurezza per il sistema elettrico, viene avviata su scala nazionale una sperimentazione rivolta ai clienti finali di energia elettrica in bassa tensione che risultino possedere i requisiti previsti dal presente provvedimento.

2.2 La richiesta di adesione alla sperimentazione è volontaria per i clienti interessati e comporta, da parte delle imprese distributrici, l’attuazione delle modifiche provvisorie ai criteri di funzionamento dei misuratori elettronici installati presso i punti di prelievo per i quali è stata formulata richiesta, come descritto al successivo Articolo 6.

2.3 L’adesione alla sperimentazione non comporta alcuna variazione delle tariffe applicabili all’utenza ed è gratuita, fatta salva l’applicazione, ai soli clienti titolari di utenze ricadenti nella tipologia di cui all’articolo 2, comma 2, lettera d) del Tit, del contributo in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi di cui alla Tabella 2 del Tic. L’adesione alla sperimentazione non rientra tra le prestazioni che l’esercente del servizio di maggior tutela può assoggettare al contributo in quota fissa di cui al comma 11.1 del Tiv.

2.4 L’applicazione dei criteri sperimentali ai dispositivi limitatori di potenza attivi presso i clienti aderenti alla sperimentazione decorre dal 1 luglio 2020 decorre dal 1 luglio 2021 e, fatte salve eventuali estensioni temporali che l’Autorità si riserva di introdurre con successivo provvedimento, rimane attiva fino al 31 dicembre 2023.

Articolo 3

Requisiti di ammissibilità alla sperimentazione

3.1 L’accesso alla sperimentazione è consentito ai clienti titolari di utenze connesse in bassa tensione, che rispettino i seguenti requisiti:

a) rientrino tra le tipologie di utenze definite all’articolo 2, comma 2, lettera a) e lettera d) del Tit;

b) siano contrattualizzate con una potenza impegnata non inferiore a 2 kW e non superiore a 4,5 kW;

c) siano dotate di misuratore elettronico telegestito messo in servizio, di prima o di seconda generazione, e in quest’ultimo caso configurato in modo tale che le eventuali fasce orarie personalizzate siano compatibili con l’identificazione dei prelievi di energia effettuati nelle fasce orarie notturne/festive;

d) a tale misuratore elettronico sia elettricamente connesso un sistema di ricarica per veicoli elettrici ritenuto idoneo ai sensi del successivo Articolo 4;

e) forniscano il proprio consenso all’effettuazione di verifiche e controlli anche presso la propria abitazione e si impegnino a comunicare tempestivamente al Gse ogni variazione impiantistica o contrattuale che possa intervenire durante il periodo di adesione alla sperimentazione.

3.2 Tra il 3 maggio 2021 e il 30 aprile 2023 ogni cliente, che soddisfi i requisiti di cui al precedente comma 3.1 e che intenda aderire alla sperimentazione, presenta al Gse una richiesta, redatta secondo apposita modulistica, i cui fac-simile vengono pubblicati dal Gse, insieme ad una guida operativa alla

compilazione, sentita la Direzione Infrastrutture, entro il 31 gennaio 2021.

3.3 La richiesta, di cui al precedente comma 3.2, redatta nella forma di dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà ai sensi degli articoli 38 e 47, del Dpr 445/2000, dovrà contenere, oltre alle informazioni anagrafiche indispensabili per l’identificazione del cliente aderente e del relativo Pod, dati e documentazione utili a verificare il rispetto dei requisiti minimi di ammissione di cui al precedente comma 1 e a raccogliere un quadro informativo sufficientemente completo e attendibile delle principali caratteristiche relative all’unità immobiliare che ospita l’installazione, agli impianti e alle apparecchiature elettriche in essa contenuti.

Articolo 4

Dispositivi di ricarica idonei

4.1 Con successivo provvedimento l’Autorità individua i requisiti tecnici dei dispositivi di ricarica dei veicoli elettrici idonei per l’accesso alla sperimentazione, tra quelli che verranno indicati nell’Allegato X della norma Cei 0-21 e che siano applicabili in presenza di misuratori di prima e seconda generazione. Nelle more dell’approvazione e pubblicazione di tale allegato alla suddetta norma tecnica, per accedere alla sperimentazione è necessario che il dispositivo di ricarica sia almeno in grado di:

a) misurare e registrare la potenza attiva di ricarica del veicolo elettrico e trasmettere tale misura a un soggetto esterno designato dal cliente (come ad esempio un aggregatore);

b) ricevere ed attuare comandi assegnati da tali soggetti designati dal cliente, quali:

— riduzione della potenza massima di ricarica;

— incremento o ripristino della potenza massima di ricarica.

4.2 Oltre a quanto già indicato al precedente comma 4.1, da attestare sulla base di dichiarazione di idoneità predisposta dal costruttore del dispositivo di ricarica, è necessario che l’installazione del dispositivo stesso venga effettuata secondo il modo 3, definito dalla norma Cei EN 61851-1 e venga asseverata tramite rilascio della dichiarazione di conformità prevista dal decreto 37/08.

4.3 Sulla base delle informazioni e documentazione ricevute dai clienti che intendono aderire alla sperimentazione, nonché verificando le dichiarazioni di idoneità rilasciate dai costruttori per i propri dispositivi, il Gse predispone, mantiene aggiornato e pubblica sul proprio sito internet un elenco dei dispositivi di ricarica che rispettano i requisiti tecnici di cui al comma 4.1, mettendo in evidenza quelli in grado di regolare la potenza di ricarica in base alla rilevazione della potenza disponibile residua al punto di prelievo.

Articolo 5

Procedura di gestione delle richieste dei clienti per l’adesione alla sperimentazione

5.1 Il Gse, riscontrata la completezza formale della modulistica e dei relativi allegati, procede entro 7 giorni lavorativi dalla ricezione della richiesta di cui al comma 3.2 a processare l’istanza ricevuta dal cliente, notificandola all’impresa distributrice in relazione al codice Pod dell’utenza interessata, ai fini dell’espletamento delle verifiche tecniche di sua competenza.

5.2 Entro 10 giorni lavorativi dalla ricezione della notifica di cui al precedente comma 5.1, salvo che ciò richieda sopralluoghi in campo e in tal caso il termine è incrementato di ulteriori 10 giorni lavorativi, l’impresa distributrice trasmette al Gse i dati anagrafici e tecnici di base relativi all’utenza interessata, confermando la possibilità di applicare i criteri sperimentali di cui all’Articolo 6 e la loro decorrenza oppure segnalando l’eventuale impossibilità di procedere, in ragione di una o più delle seguenti motivazioni:

a) mancato rispetto delle condizioni di cui comma 3.1, lettere a), b) e c);

b) incompatibilità dei criteri sperimentali con le fasce orarie personalizzate in cui è articolata l’offerta commerciale attivata presso l’utenza (in caso di misuratore di seconda generazione):

c) il punto di prelievo per il quale viene richiesta adesione alla sperimentazione è sotteso ad una colonna montante per la quale l’impresa distributrice abbia formulato al condominio proposta di ammodernamento ai sensi della deliberazione 467/2019/R/EEL e questa non risulti essere stata ancora formalmente accettata dal condominio;

d) impossibilità di adeguare in tempi stretti la porzione di rete a cui è connesso il punto di prelievo del cliente richiedente.

5.3 Entro 7 giorni lavorativi dalla ricezione delle informazioni di cui al comma 5.2 il Gse comunica telematicamente al cliente l’esito della richiesta e:

a) in caso di esito positivo, comunica la data di prima applicazione dei criteri sperimentali, valutata sulla base delle disposizioni di cui al successivo comma 5.4;

b) in caso di esito negativo delle verifiche di cui al precedente comma 5.1, richiede al cliente di correggere o integrare la richiesta;

c) in caso di esito negativo delle verifiche di cui al precedente comma 5.2, segnala al cliente l’impossibilità di procedere, specificandone le motivazioni.

5.4 Nei casi di esito positivo di cui al precedente comma 5.3, lettera a), l’impresa distributrice procede ad aggiornare il Rcu del Sii con il codice tariffa sperimentale di cui all’allegata Tabella 1, associato al Pod e ad applicare i criteri sperimentali, di cui all’Articolo 6, a decorrere dal primo giorno del mese seguente a quello in cui cade il settimo giorno lavorativo successivo alla data di ricezione della notifica, di cui al precedente comma 5.2 il settimo giorno lavorativo successivo alla data in cui il distributore trasmette al GSE le informazioni di cui al precedente comma 5.2 ma, in ogni caso, non prima del 1 luglio 2021.

5.5 Nei casi di cui al precedente comma 5.3, lettera b):

— i termini di cui al comma 5.1 decorrono dalla ricezione di una richiesta completa e formalmente corretta;

— la mancata risposta da parte del cliente entro 30 giorni equivale a rinuncia della richiesta ai sensi comma 7.1.

5.6 Nei casi di cui al precedente comma 5.3, lettera c), l’impresa di distribuzione fornisce al Gse rendicontazione relativa alle azioni intraprese a seguito dei sopralluoghi che avessero evidenziato effettivi rischi per la sicurezza in mancanza di intervento sulla porzione di rete a cui è connesso il punto di prelievo oggetto della richiesta di adesione.

Articolo 6

Criteri sperimentali di gestione dei misuratori elettronici

6.1 Fermo restando, a fini tariffari e fiscali, il valore di potenza impegnata del punto di prelievo oggetto della richiesta di adesione, l’impresa distributrice imposta il dispositivo limitatore in modo tale che, nelle sole fasce orarie notturne/festive, la potenza disponibile coincida con quella che si avrebbe se la potenza impegnata fosse pari a 5,5 kW.

Articolo 7

Variazioni contrattuali e revoca

7.1 Il cliente aderente può richiedere in qualsiasi momento al Gse di rinunciare alla sperimentazione. Tale richiesta viene notificata dal Gse all’impresa distributrice che, entro trenta giorni dalla ricezione di tale notifica, torna ad applicare all’utenza nella titolarità del cliente i criteri di funzionamento del misuratore elettronico già in essere prima dell’adesione. Il cliente che rinuncia alla sperimentazione, o che ne viene escluso per occorrenza delle condizioni di cui al successivo comma 7.2, può in ogni caso aderire nuovamente con riferimento al medesimo Pod.

7.2 Comportano automatica esclusione dalla sperimentazione le seguenti condizioni:

a) la cessazione del contratto di fornitura di energia elettrica che avviene per disattivazione del Pod su richiesta del cliente finale;

b) l’entrata in vigore di modifiche contrattuali che comportino il mancato rispetto di una delle condizioni di cui al comma 3.1, lettere a), b) e c);

c) la voltura del contratto di fornitura, con effetto dall’applicazione del cambio di intestatario;

d) la sospensione o disattivazione della fornitura o la riduzione della potenza disponibile per morosità.

7.3 L’impresa distributrice notifica tempestivamente al Gse il verificarsi di una delle condizioni di esclusione di cui al comma precedente e aggiorna il Rcu.

7.4 Al fine di garantire un costante allineamento tra le informazioni a disposizione del Gse e quelle a disposizione delle imprese distributrici e per le finalità di cui al successivo Articolo 8, il Gestore del Sistema Informativo Integrato mette a disposizione al Gse, su base bimestrale, una reportistica contenente i dati presenti nel Rcu funzionali alla gestione della sperimentazione, con riferimento ai punti di prelievo interessati dalla sperimentazione.

7.5 Gli scambi di informazioni e le notifiche previste dai precedenti commi 5.1, 5.2, 7.1 e 7.2 avvengono sulla base di specifiche tecniche definite dal Gse e rese note alle imprese distributrici entro il 1 marzo 2020.

Articolo 8

Verifiche e controlli

8.1 Quanto dichiarato dai clienti aderenti può essere oggetto di verifiche documentali e di controlli effettuati a cura del Gse, tramite tecnici qualificati da esso incaricato, anche presso l’abitazione del cliente.

8.2 Con successivo provvedimento verranno definiti, su proposta del Gse, i criteri e le modalità di svolgimento di tali controlli.

8.3 Qualora l’esito del controllo sia negativo o si verifichi l’impossibilità di effettuare i controlli per ragioni imputabili al cliente, il Gse ne invia comunicazione al distributore e l’applicazione dei criteri sperimentali, di cui all’Articolo 6 viene interrotta.

Articolo 9

Avvalimento del Gse

9.1 L’Autorità, ai sensi dell’articolo 27, comma 2, della legge 99/09, si avvale di Gse Spa per lo svolgimento delle attività legate:

a) alla predisposizione di un portale internet dedicato alla raccolta e all’esame delle richieste di adesione o rinuncia alla sperimentazione, di cui ai precedenti commi 3.2 e 7.1;

b) alla predisposizione, aggiornamento e pubblicazione dell’elenco di dispositivi di ricarica di cui al precedente comma 4.3;

c) alla gestione dei flussi informativi diretti alle o provenienti dalle imprese distributrici, di cui ai precedenti commi 5.1, 5.2 e 7.3;

d) allo svolgimento delle verifiche e dei controlli previsti dal precedente comma 8.1;

e) alla predisposizione, anche con il supporto di Rse Spa, di reportistica periodica inerente ai risultati conseguiti dalla sperimentazione.

9.2 Entro e non oltre il 30 aprile degli anni 2022, 2023 e 2024 Gse invia all’Autorità una documentata relazione tecnica avente ad oggetto risultati sintetici e dati statistici, nonché il consuntivo dei costi sostenuti per lo svolgimento delle attività di cui al comma precedente, svolte nell’anno antecedente, con evidenza della quota dei medesimi costi non già riconosciuta per effetto dell’applicazione di altri provvedimenti dell’Autorità.

9.3 Ai fini del riconoscimento dei costi sostenuti per lo svolgimento delle attività di cui al comma 9.1 Gse ha l’obbligo di tenere separata evidenza contabile dei medesimi costi tramite una commessa di contabilità analitica.

9.4 I costi sostenuti dal Gse per lo svolgimento delle attività di cui al comma 9.1 trovano copertura sul il “Fondo per eventi eccezionali, resilienza e altri progetti speciali” istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali.

Articolo 10

Disposizioni finali

10.1 Al comma 3.3 del Tit, dopo le parole “incrementata almeno del 10%” sono aggiunte le parole “, fatte salve le disposizioni di cui alla deliberazione 541/2020/R/EEL”.

10.2 Al comma 8.7 del Tic, dopo le parole “aumentata del 10%” sono aggiunte le parole “, fatte salve le disposizioni di cui alla deliberazione 541/2020/R/EEL”.

10.3 Il presente provvedimento viene trasmesso al Gse.

10.4 Il presente provvedimento viene pubblicato sul sito internet dell’Autorità www.arera.it.

Tabella 1