L'AUTORITA'
PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 29 luglio 2005
Visti:
la Direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
del 26 giugno 2003;
la legge n. 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n.
481/1995);
la legge 27 ottobre 2003, n. 290 (di seguito: legge n. 290/2003);
la legge 23 agosto 2004, n. 239;
la legge 18 aprile 2005, n. 62;
il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (di seguito:
decreto legislativo n. 164/2000);
il decreto del Ministro delle attivita' produttive 25 giugno
2004;
la deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
(di seguito: l'Autorita) 30 maggio 2001, n. 120/2001 e sue successive
modifiche e integrazioni (di seguito: deliberazione n. 120/2001);
la deliberazione dell'Autorita' 21 dicembre 2001, n. 311/2001;
la deliberazione dell'Autorita' 17 luglio 2002, n. 137/2002 e sue
successive modifiche e integrazioni (di seguito: deliberazione n.
137/2002);
le deliberazioni dell'Autorita' 1° luglio 2003, n. 75/2003 e
12 dicembre 2003, n. 144/2003;
la deliberazione dell'Autorita' 29 marzo 2005, n. 53/2005;
la segnalazione dell'Autorita' al Parlamento e al Governo in
materia di terzieta' della rete nazionale, degli stoccaggi e di
sviluppo concorrenziale del mercato del gas naturale del 27 gennaio
2005;
il documento per la consultazione «Criteri per la determinazione
delle tariffe per l'attivita' di trasporto di gas naturale per il
secondo periodo di regolazione» del 2 maggio 2005 (di seguito:
documento per la consultazione 2 maggio 2005).
Considerato che, nel documento per la consultazione 2 maggio 2005,
l'Autorita', ai fini della determinazione della disciplina tariffaria
per il secondo periodo di regolazione, ha prospettato tra l'altro la
necessita' di:
prevedere un periodo di regolazione della durata di tre anni al
fine di allineare la revisione della disciplina tariffaria
dell'attivita' di trasporto a quella dell'attivita' di distribuzione
del gas e delineare criteri coerenti con l'aggregazione territoriale
che sara' adottata a partire dal prossimo periodo di regolazione
dell'attivita' di distribuzione;
confermare anche per il secondo periodo di regolazione criteri
tariffari che non penalizzino le aree con minori dotazioni
infrastrutturali, ed in particolare le aree del Mezzogiorno, nel
rispetto dei vincoli normativi imposti dal decreto legislativo n.
164/2000;
prevedere, al fine di incrementare la flessibilita' del sistema,
anche alla luce dell'esperienza registrata durante il periodo di
emergenza climatica del marzo 2005, l'introduzione di incentivi
all'utilizzo di servizi di trasporto interrompibili;
incentivare i nuovi investimenti per assicurare lo sviluppo delle
infrastrutture di trasporto nazionali, coordinato anche con
infrastrutture di interconnessione su linee strategiche per il nostro
Paese, per garantire un offerta di capacita' che assicuri adeguati
margini rispetto alla esigenza di sviluppo della domanda e per
favorire lo sviluppo della concorrenza nel mercato interno;
individuare un corrispettivo specifico per i punti di
esportazione in relazione al punto fisico di uscita, differenziato
dal corrispettivo di uscita dell'area nella quale si trova
fisicamente il punto per l'esportazione del gas, per il trasporto di
transito sulla rete nazionale di gasdotti;
definire criteri che comportino il piu' possibile la
determinazione ex-ante delle posizioni di costo degli utenti.
Considerato che, nell'ambito della consultazione, le osservazioni
pervenute hanno evidenziato, le seguenti esigenze:
mantenere la durata del periodo di regolazione del trasporto pari
a quattro anni, in modo da renderlo coerente con la programmazione e
la realizzazione degli investimenti caratteristici delle
infrastrutture di trasporto;
introdurre elementi di degressivita' tariffaria, con riferimento
alle caratteristiche di prelievo del punto di riconsegna, garantendo
al contempo l'equita' del sistema e la non penalizzazione dei servizi
di trasporto nei punti di riconsegna di minori dimensioni;
incentivare lo sviluppo di un mercato interrompibile con
riferimento alla Procedura di emergenza di cui al decreto del
Ministro delle attivita' produttive 25 giugno 2004 (di seguito:
Procedura di emergenza climatica);
riconoscere incrementi del tasso di remunerazione dei nuovi
investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacita' di
trasporto superiori a quelli relativi a investimenti destinati alla
sicurezza del sistema e per un arco temporale maggiore rispetto al
periodo regolatorio;
considerare, relativamente agli investimenti diretti in nuove
infrastrutture di interconnessione o finalizzati a rendere operative
nuove infrastrutture di importazione ed esportazione, oltre
all'incremento del tasso di remunerazione, i costi operativi
incrementali;
individuare un corrispettivo specifico per i punti di
esportazione in relazione al punto fisico di uscita e valorizzare il
costo di trasporto in controflusso in misura ridotta rispetto al
costo di trasporto in flusso, tenuto conto dei costi legati a tali
tratte, stimabili pari al 14% del costo di trasporto in flusso;
mantenere l'applicazione del corrispettivo fisso del trasporto,
determinato con riferimento alle attivita' di rilevazione e gestione
dei dati di misura, modificandone la sua articolazione in modo che
vengano rimosse eventuali limitazioni allo sviluppo della concorrenza
nel mercato della vendita a clienti finali;
mantenere l'applicazione annua del fattore correttivo,
apportandone opportune modifiche in modo tale che venga garantita una
maggiore stabilita' tariffaria nel corso del periodo di regolazione;
prevedere la definizione di un corrispettivo per il servizio di
pressione relativo alla fornitura di una prestazione superiore a
quella standard definita nel codice di rete e la definizione di
corrispettivi da applicare ai punti di entrata e uscita della rete
nazionale interconnessi con gli stoccaggi.
Considerato che la deliberazione n. 137/2002 rimanda alle
disposizioni della deliberazione n. 120/2001 e prevede che il
conferimento della capacita' di trasporto continua annuale e
pluriennale, e della capacita' di trasporto interrompibile, sia
effettuato entro il 1° di settembre; e che le relative richieste
siano presentate entro il 1° di agosto.
Ritenuto che sia necessario:
prevedere un periodo di regolazione di durata di quattro anni al
fine di minimizzare gli elementi di incertezza e instabilita' anche
in relazione al notevole sviluppo previsto per gli investimenti in
nuove infrastrutture;
mantenere un corrispettivo di trasporto regionale indifferenziato
per area, al fine di non penalizzare le aree del Paese con minori
dotazioni infrastrutturali, ed in particolare le aree del Mezzogiorno
e prevedere la definizione di un corrispettivo di trasporto regionale
unico a livello nazionale a partire dall'anno termico 2006-2007;
mantenere corrispettivi tariffari non degressivi in quanto, a
fronte di esigui benefici, vista la limitata incidenza del costo del
trasporto sulle condizioni economiche di fornitura, comporterebbero
implicazioni fortemente negative sull'equita' del sistema,
rafforzando il vantaggio di costo dell'operatore dominante o
conducendo a una penalizzazione dei punti di riconsegna di minori
dimensioni;
prevedere l'offerta di un servizio di trasporto di tipo
interrompibile nei punti di entrata della rete nazionale di gasdotti
e incentivare l'utilizzo di contratti di fornitura di tipo
interrompibile da parte delle grandi utenze, incrementando la
flessibilita' del sistema anche ai fini della sicurezza dello stesso
nei casi di emergenza climatica, nonche' vigilare sulla corretta
applicazione degli obblighi di interruzione disposti dalla Procedura
di emergenza climatica;
prevedere una disciplina tariffaria che incentivi lo sviluppo
delle infrastrutture di trasporto e determini condizioni favorevoli
alla concorrenza nel mercato interno, incentivando i nuovi
investimenti, anche in corso d'opera, mediante il riconoscimento di
una componente di ricavo addizionale, calcolata come somma della
quota di ammortamento relativo a tali investimenti e della quota di
remunerazione del valore dei medesimi, riconoscendo un tasso di
remunerazione maggiorato rispetto a quello riconosciuto sul capitale
esistente al termine dell'esercizio 2004 e per una durata superiore
al periodo di regolazione in funzione delle diverse tipologie di
investimento;
prevedere il riconoscimento dei costi operativi incrementali
conseguenti la realizzazione di investimenti diretti in nuove
infrastrutture di interconnessione o finalizzati a rendere operative
nuove infrastrutture di importazione ed esportazione, ove questi
possano compromettere l'equilibrio economico e finanziario della
societa' di trasporto;
individuare corrispettivi specifici per i punti di esportazione e
valorizzare il costo di trasporto in controflusso in misura pari al
14% del costo di trasporto in flusso ai fini di una miglior
caratterizzazione del costo del servizio di trasporto;
prevedere la definizione a partire dall'anno termico 2006-2007 di
un corrispettivo per l'attivita' di misura e transitoriamente, per
l'anno termico 2005- 2006, non prevedere alcun corrispettivo fisso
del trasporto al fine di rimuovere limitazioni allo sviluppo della
concorrenza nel mercato della vendita a clienti finali ed elementi
che non permettono la determinazione ex-ante del costo del servizio
di trasporto;
garantire una maggior stabilita' tariffaria durante il periodo di
regolazione, rivedendo il meccanismo di conguaglio, ripartendone
l'ammontare su piu' anni termici nel caso in cui vengano calcolati
fattori correttivi superiori ad una determinata soglia dei ricavi di
riferimento;
effettuare approfondimenti circa l'opportunita' di definire un
corrispettivo per il servizio di pressione relativo alla fornitura di
una prestazione superiore a quella standard definita nel codice di
rete;
rimandare alla revisione della disciplina tariffaria
dell'attivita' di stoccaggio la valutazione sull'opportunita' di
definire corrispettivi di entrata e uscita della rete nazionale
interconnessa con gli stoccaggi.
Ritenuto che sia necessario:
applicare, per la determinazione dei costi operativi
riconosciuti, il criterio del profit sharing, riconoscendo alle
imprese la meta' degli ulteriori recuperi di produttivita' realizzati
in eccesso rispetto a quelli prefissati ai sensi della deliberazione
n. 120/2001, tenuto conto dei costi operativi riconosciuti per i
nuovi investimenti effettuati nel primo periodo di regolazione,
remunerati nella misura dell'1,2% attraverso i ricavi di capacily;
mantenere il meccanismo di riconoscimento dei costi sostenuti per
la compressione e le perdite di rete e per il bilanciamento operativo
della rete introdotto dalla deliberazione n. 120/2001;
applicare il recupero di produttivita' alle sole componenti del
vincolo relative ai costi di gestione e alla quota ammortamento in
analogia a quanto indicato dalla legge n. 290/2003 sottoponendo la
quota parte dei ricavi garantiti riconducibili alla remunerazione del
capitale investito netto ad un aggiornamento mediante ricalcolo
annuale del costo storico rivalutato del capitale investito netto;
mantenere una ripartizione iniziale dei ricavi tra le componenti
capacity e commodity rispettivamente pari al 70 e al 30 per cento;
confermare il modello tariffario entry-exit per la determinazione
dei corrispettivi di capacita' sulla rete nazionale di gasdotti;
individuare corrispettivi specifici di uscita per il trasporto di
transito del gas sulla rete nazionale di gasdotti, confermando per
tali trasporti l'applicazione di corrispettivi variabili ridotti
riferiti alla sola rete nazionale di gasdotti;
migliorare la flessibilita' nell'offerta di servizi da parte
delle imprese di trasporto introducendo, a partire dall'anno termico
2006-2007, conferimenti e tariffe nei punti di entrata della rete
nazionale di gasdotti interconnessi con l'estero per periodi
inferiori all'anno.
Ritenuto che sia necessario modificare la deliberazione n. 137/2002
laddove rimanda e richiama le disposizioni della deliberazione n.
120/2001 e prorogare relativamente all'anno termico 2005-2006, i
termini per il conferimento delle capacita' di trasporto nonche' i
termini per la presentazione delle relative richieste,
congruentemente con i termini per la presentazione delle proposte
tariffarie da parte delle imprese di trasporto disposti per il
medesimo anno termico
Delibera:
Art. 1.
Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni
dell'art. 2 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, (di
seguito: decreto legislativo n. 164/2000), le definizioni di cui alla
deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
17 luglio 2002 n. 137/2002 (di seguito deliberazione n. 137/02) e le
seguenti definizioni:
a) anno termico e' il periodo che intercorre tra il 1° ottobre di
ogni anno e il 30 settembre dell'anno successivo;
b) attivita' di trasporto e' il servizio di trasporto e di
dispacciamento di gas naturale o anche solo di trasporto di gas
naturale svolto attraverso reti di gasdotti, esclusi i gasdotti di
coltivazione e le reti di distribuzione;
c) Autorita' e' l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas,
istituita ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481;
d) conferimento e' l'esito del processo di impegno di capacita'
di trasporto che individua la quantita' massima di gas, che ciascun
utente puo' immettere nella rete o prelevare dalla rete, espressa
come volume giornaliero misurato alle condizioni standard;
e) impresa di trasporto e' l'impresa che svolge l'attivita' di
trasporto;
f) impresa maggiore e' l'impresa che, avendo la disponibilita'
della rete nazionale di gasdotti, svolge l'attivita' di trasporto
sulla maggior parte della medesima;
g) periodo di avviamento di un punto di riconsegna che alimenta
un impianto per la produzione di energia elettrica direttamente
connesso alla rete di trasporto e' il periodo di 9 (nove) mesi
successivo alla data di disponibilita' della capacita' di trasporto a
seguito di realizzazione di un nuovo punto di riconsegna o di
potenziamento superiore al 10% della capacita' di un punto di
riconsegna esistente;
h) periodo di avviamento di un punto di entrata interconnesso con
l'estero o con terminali di Gnl e' il periodo di 16 (sedici) mesi
successivo alla data di disponibilita' della capacita' di trasporto a
seguito di realizzazione di un nuovo punto di entrata;
i) periodo di regolazione e' il periodo intercorrente tra il
1° ottobre 2005 e il 30 settembre 2009;
j) periodo di punta e' il periodo di 6 (sei) mesi intercorrente
tra il 1° novembre e il 30 aprile di ciascun anno;
k) periodo fuori punta e' il periodo di 6 (sei) mesi
intercorrente tra il 1° maggio e il 31 ottobre di ciascun anno;
1) procedura di emergenza climatica e' la «Procedura di emergenza
per fronteggiare la mancanza di copertura del fabbisogno di gas
naturale in caso di eventi climatici sfavorevoli» approvata con
decreto del Ministro delle attivita' produttive 25 giugno 2005;
m) punta dei consumi e' la media dei tre giorni consecutivi di
maggior consumo nel corso dell'anno termico;
n) punto di consegna e' il punto fisico delle reti nel quale
avviene l'affidamento in custodia del gas dall'utente all'impresa di
trasporto;
o) punto di riconsegna e' il punto fisico delle reti o
l'aggregato locale di punti fisici tra loro connessi nel quale
avviene l'affidamento in custodia del gas dall'impresa di trasporto
all'utente e la misurazione del gas;
p) punto di entrata e' un punto di consegna, o un aggregato di
punti di consegna;
q) punto di uscita e' un punto virtuale aggregato di piu' punti
fisici di interconnessione tra la rete nazionale di gasdotti e la
rete regionale di gasdotti, ovvero un punto fisico di
interconnessione tra la rete nazionale di gasdotti e un sistema di
gasdotti estero;
r) rete nazionale di gasdotti e' la rete di trasporto definita
con decreto del Ministero delle attivita' produttive ai sensi
dell'art. 9 del decreto legislativo n. 164/2000;
s) reti regionali di gasdotti sono le reti di gasdotti per mezzo
delle quali viene svolta l'attivita' di trasporto ai sensi dell'art.
2, comma 1, lettera ii) del decreto legislativo n. 164/2000, esclusa
la rete nazionale di gasdotti;
t) rifacimento di un impianto per la produzione di energia
elettrica e' l'intervento su un impianto esistente finalizzato a
migliorare le prestazioni energetiche ed ambientali attraverso la
sostituzione, il ripotenziamento o la totale ricostruzione di
componenti che nel loro insieme rappresentano la maggior parte dei
costi di investimento sostenuti per la realizzazione di un impianto
nuovo di potenza equivalente;
u) RA e' il ricavo pari al costo riconosciuto per il servizio di
bilanciamento del sistema;
v) RD e' il ricavo derivante dall'applicazione dei corrispettivi
di disequilibrio;
w) RNI e' il ricavo addizionale relativo ai nuovi investimenti;
x) RSC N e' il ricavo derivante dall'applicazione dei
corrispettivi di scostamento nei punti di entrata e uscita della rete
nazionale di gasdotti;
y) RSC R e' il ricavo derivante dall'applicazione dei
corrispettivi di scostamento nei punti di riconsegna della rete
regionale di gasdotti;
z) RT e' il ricavo di riferimento per l'attivita' di trasporto;
aa) RT E e' la quota parte dei ricavi relativa all'attivita' di
trasporto di gas naturale, attribuita all'energia associata ai volumi
trasportati;
bb) RT M e' la quota parte dei ricavi relativa all'attivita' di
misura;
cc) RT N e' la quota parte dei ricavi relativa all'attivita' di
trasporto di gas naturale sulla rete nazionale di gasdotti,
attribuita alla capacita' di trasporto conferita su tale rete ed e'
data dalla somma delle componenti RT N «capitale», RT N «co+amm»;
dd)RT N «capitale» e' la quota di ricavo della rete nazionale di
gasdotti riconducibile al capitale investito riconosciuto;
ee)RT N «co+amm» e' la quota di ricavo della rete nazionale di
gasdotti riconducibile ai costi operativi e alla quota ammortamento
riconosciuta;
ff) RT «NP» e' la quota parte dei ricavi relativa ai nuovi
investimenti finalizzati all'attivita' di trasporto di gas naturale
sulla rete nazionale di gasdotti, attribuita alla capacita' di
trasporto conferita su tale rete;
gg)RT R e' la quota parte dei ricavi relativa all'attivita' di
trasporto di gas naturale sulla rete regionale di gasdotti,
attribuita alla capacita' di trasporto conferita di tali reti rete ed
e' data dalla somma delle componenti RT N «capitale», RT R «co+amm»;
hh) RT R «capitale»e' la quota di ricavo della rete regionale di
gasdotti riconducibile al capitale investito riconosciuto;
ii) RT R «co+amm»e' la quota di ricavo della rete regionale di
gasdotti riconducibile ai costi operativi e alla quota ammortamento
riconosciuta;
jj) RT «RP» e' la quota parte dei ricavi relativa ai nuovi
investimenti finalizzati alle attivita' di trasporto di gas naturale
sulle reti regionali di gasdotti, attribuita alla capacita' di
trasporto conferita su tali reti;
kk) utente e' l'utilizzatore del sistema gas che acquista
capacita' di trasporto per uso proprio o per cessione ad altri.