Aggiornamento per il trimestre gennaio - marzo 2005 di componenti e parametri della tariffa elettrica e dei parametri Rt e Ct

Pubblicata sul sito www.autorita.energia.it il 30 dicembre 2004
GU n. 34 del 11.2.2005 - Suppl. Ordinario n.18

L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 30 dicembre 2004

Visti:

• la legge 14 novembre 1995, n. 481;
• la legge 23 dicembre 1998, n. 448;
• il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99;
• la legge 28 ottobre 2002, n. 238, di conversione in legge del decreto legge 4 settembre 2002, n. 193;
• la legge 17 aprile 2003, di conversione in legge, con modificazioni, del decreto legge 18 febbraio 2003, n. 25;
• la legge 27 ottobre 2003, n. 290, di conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239;
• il decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379;
• la legge 24 dicembre 2003, n. 368, di conversione del decreto legge 14 novembre 2003, n. 314 (di seguito: legge n. 368/03);
• la legge 23 agosto 2004, n. 239;
• la legge 30 dicembre 2004, n. 311 (di seguito: legge finanziaria 2005);
• il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387;
• il decreto del Presidente della Repubblica 22 maggio 1963, n. 730;
• il decreto del Presidente della Repubblica 26 ottobre 1972, n. 633, come successivamente modificato e integrato;
• il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6;
• il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995;
• il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 15 gennaio 1999;
• 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, come modificato con il 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;
• il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro dell'ambiente, 11 novembre 1999, come modificato e integrato con il decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio, 18 marzo 2002;
• il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 31 ottobre 2002;
• il decreto del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze, 10 settembre 2003;
• il decreto del Ministro delle attività produttive 19 dicembre 2003 recante assunzione della titolarità delle funzioni di garante della fornitura dei clienti vincolati da parte della società Acquirente unico e direttive alla medesima società;
• il decreto del Ministro delle attività produttive 6 agosto 2004;
• il decreto del Ministro delle attività produttive 17 dicembre 2004, recante modalità e condizioni delle importazioni di energia elettrica per l'anno 2005(di seguito: decreto del Ministro delle attività produttive 17 dicembre 2004);
• il decreto del Ministro delle attività produttive 24 dicembre 2004, recante determinazione delle modalità di vendita dell'energia elettrica di cui all'articolo 3, comma 12, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, per l'anno 2005 (di seguito: decreto del Ministro delle attività produttive 24 dicembre 2004).

Viste:

• la deliberazione dell'Autorità 26 giugno 1997, n. 70/97 e successive modifiche e integrazioni (di seguito: deliberazione n. 70/97), e in particolare le deliberazioni dell'Autorità 25 febbraio 1999, n. 24/99 (di seguito: deliberazione n. 24/99), 28 dicembre 2000, n. n. 244/00 (di seguito: deliberazione n. 244/00), 27 febbraio 2002, n. 24/02 (di seguito: deliberazione n. 24/02), 24 settembre 2003, n. 109/03, 27 marzo 2004, n. 46/04, 25 giugno 2004, n. 103/04 (di seguito: deliberazione n. 103/04) e 29 settembre 2004, n. 171/04 (di seguito: deliberazione n. 171/04);
• la deliberazione dell'Autorità 30 gennaio 2004, n. 5/04, come successivamente modificata e integrata (di seguito: deliberazione n. 5/04);
• il Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica - Periodo di regolazione 2004-2007, approvato con deliberazione, n. 5/04, come successivamente modificato e integrato (di seguito: Testo Integrato);
• la deliberazione dell'Autorità 6 febbraio 2004, n. 13/04 (di seguito: deliberazione n. 13/04);
• la deliberazione dell'Autorità 27 maggio 2004,n. 79/04;
• la deliberazione dell'Autorità 29 luglio 2004, n. 135/04;
• la deliberazione dell'Autorità 20 dicembre 2004, n. 224/04;
• la deliberazione dell'Autorità 22 dicembre 2004, n. 231/04 (di seguito: deliberazione n. 231/04);
• la deliberazione dell'Autorità 24 dicembre 2004,n. 237/04.

Viste:

• la comunicazione dell'Acquirente unico del 24 settembre 2004, prot. Autorità n. 021120 del 27 settembre 2004 (di seguito: comunicazione dell'Acquirente unico 24 settembre 2004);
• la comunicazione dell'Acquirente unico del 27 ottobre 2004, prot. Autorità n. 023686 del 28 ottobre 2004 (di seguito: comunicazione dell'Acquirente unico 27 ottobre 2004);
• la comunicazione del Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa (di seguito: il Gestore della rete) 9 dicembre 2004, prot. Autorità n. 027427, del 10 dicembre 2004;
• la comunicazione congiunta della Cassa conguaglio per il settore elettrico (di seguito: la Cassa) e del Gestore della rete in data 10 dicembre 2004, prot. Autorità n. 027835 del 14 dicembre 2004;
• la comunicazione della Cassa del 13 dicembre 2004, prot. Autorità n. 027744, del 14 dicembre 2004;
• la comunicazione dell'Acquirente unico del 23 dicembre 2004, prot. Autorità n. 028677 del 27 dicembre 2004;
• la comunicazione dell'Acquirente unico del 28 dicembre 2004, prot. Autorità n. 028981 del 29 dicembre 2004;
• la comunicazione del Gestore della rete 29 dicembre 2004, prot. Autorità n. 028939 del 29 dicembre 2004.

Considerato che:

• gli elementi PC e OD della componente CCA a copertura dei costi di acquisto e di dispacciamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, sono fissati, in ciascun trimestre, in modo tale da coprire i costi stimati per l'approvvigionamento dell'energia elettrica da parte dell'Acquirente unico;
• l'articolo 33, comma 33.3, lettera a) del Testo integrato prevede che, ai fini delle determinazioni di cui al precedente alinea, l'Acquirente unico invii all'Autorità entro 20 giorni dall'inizio di ciascun trimestre la stima dei propri costi unitari di approvvigionamento relativi a ciascuno dei quattro trimestri successivi, articolata per fascia oraria;
• ai sensi l'articolo 33, comma 33.3, lettera b) del Testo integrato, entro 30 giorni dalla fine di ciascun trimestre, l'Acquirente unico è tenuto ad inviare all'Autorità, la differenza tra la stima dei costi di approvvigionamento comunicati nel trimestre precedente e i costi effettivi di approvvigionamento sostenuti dall'Acquirente unico nel medesimo periodo;
• relativamente al periodo aprile - ottobre 2004, sulla base delle informazioni rese disponibili dall'Acquirente unico, non si evidenziano scostamenti di rilievo tra i costi effettivamente sostenuti dal medesimo Acquirente unico per l'approvvigionamento di energia elettrica ed i costi stimati dall'Autorità nella determinazione dell'elemento PC della componente CCA;
• relativamente al periodo aprile - ottobre 2004, sulla base delle informazioni rese disponibili dall'Acquirente unico e dal Gestore della rete, non si evidenziano scostamenti di rilievo tra i costi effettivamente sostenuti dal medesimo Acquirente unico in qualità di utente del dispacciamento ed i costi stimati dall'Autorità nella determinazione dell'elemento OD della componente CCA;
• l'Acquirente Unico non ha ancora trasmesso il rendiconto circa i costi sostenuti nell'anno 2004 per l'attività di acquisto e vendita dell'energia elettrica per il mercato vincolato e il budget relativo all'anno 2005;
• con la deliberazione n. 171/04, l'Autorità ha quantificato in via preliminare il livello dei costi riconosciuti all'Acquirente unico per l'attività di acquisto e vendita dell'energia elettrica per il mercato vincolato per l'anno 2004, pari a circa 8,2 milioni di euro;
• sulla base della comunicazione dell'Acquirente unico del 27 ottobre 2004, è possibile quantificare, relativamente all'attività di compravendita dell'energia elettrica di cui alla deliberazione n. 13/04 svolta dalla medesima società nel I trimestre dell'anno 2004, un margine economico lordo pari a circa 5,2 milioni di euro, ulteriore rispetto a quanto evidenziato nella precedente comunicazione dell'Acquirente unico del 24 settembre 2004;
• la componente UC1, di cui al comma 1.1 del Testo integrato, destinata a coprire gli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, è attualmente pari a zero;
• solamente nel corso dell'anno 2005 sarà possibile quantificare con certezza gli oneri derivanti dagli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, relativamente all'anno 2004;
• gli oneri derivanti dall'articolo 4 della legge n. 368/03, a partire dall'anno 2005, sono stati posti in capo al Conto oneri per il finanziamento delle misure di compensazione territoriale, istituito con deliberazione n. 231/04;
• ai sensi dell'articolo 1, comma 298 della legge finanziaria 2005, a decorrere dall'1 gennaio 2005 è assicurato un gettito annuo pari a 100 milioni di euro mediante il versamento all'entrata del bilancio dello Stato di una quota pari al 70 per cento degli importi derivanti dall'applicazione dell'aliquota della componente della tariffa elettrica di cui all'articolo 4 della legge n. 368/03, nonché di una ulteriore quota che assicuri il predetto gettito a valere sulle entrate derivanti dalla componente tariffaria A2;
• in ragione di quanto al precedente alinea e nell'ipotesi di mantenere stabili gli oneri connessi al finanziamento delle attività residue, si registrerebbe un sensibile aumento degli oneri a carico della componente A2;
• sulla base delle informazioni rese disponibili dalla Cassa circa la situazione dei conti di gestione di cui al comma 59.1 del Testo integrato e tenuto conto della revisione delle esigenze di gettito dei conti medesimi sulla base della vigente normativa:
  1. il gettito della componente A2, a copertura degli oneri in capo al Conto per il finanziamento delle attività nucleari residue, in attesa di una più precisa quantificazione degli oneri relativi all'attività della società Sogin e tenuto conto dell'istituzione della componente MCT, può essere transitoriamente dimensionato per far fronte prevalentemente agli oneri derivanti dalla legge finanziaria 2005;
  2. il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, alimentato dalla componente A3, tenuto conto degli effetti attesi del decreto del Ministro delle attività produttive 24 dicembre 2004 e dei residui di competenza dell'anno 2004, evidenzia previsioni di oneri in linea con le attese di gettito garantite dalle aliquote vigenti;
  3. il Conto per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali, alimentato dalla componente A4, evidenzia previsioni di oneri di competenza dell'anno 2005 superiori al gettito garantito dalle attuali aliquote unitarie della richiamata componente A4;
  4. il Conto per la reintegrazione delle imprese produttrici-distributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione dell'energia elettrica nella transizione, finanziato dalla componente A6, evidenzia, nel medio periodo, esigenze di gettito superiori a quelle garantite dalle attuali aliquote della medesima componente A6;
  5. il Conto oneri per certificati verdi, finanziato dall'elemento VE, evidenzia accantonamenti già realizzati nel corso degli anni 2003 e 2004, che consentono una sostanziale riduzione dell'aliquota unitaria;
• l'Autorità in data 25 giugno 2004 ha inviato una segnalazione al Governo e al Parlamento in materia di istituzione di nuovi oneri generali afferenti al sistema elettrico, relativi:
  1. alle integrazioni tariffarie da corrispondere alle imprese elettriche minori;
  2. alle "misure di compensazione territoriale" di cui all'articolo 4, comma 1, del decreto legge n. 314/03;
• con deliberazione n. 231/04, l'Autorità ha istituito la componente tariffaria MCT, destinata ad essere applicata a ciascun kWh consumato da clienti finali ovvero dalle imprese di distribuzione e trasmissione limitatamente agli usi finali delle medesime, in attuazione delle disposizioni della legge n. 368/03.

Considerato che:

• la determinazione dell'indice gas nel prezzo medio del paniere di combustibili fossili sui mercati internazionali, di cui all'allegato n. 1 della deliberazione dell'Autorità n. 24/99, è stato modificato con la deliberazione n. 24/02 che ha sostituito, a partire dal mese di gennaio 2002, le quotazioni mensili, espresse in US$/barile (Fob Breakeven Price - ARA), dei due greggi denominati Algeria-Saharan Blend e Lybia- Zuetina con valori calcolati a partire dalla tipologia Arabian Light e Iranian Light, in quanto le prime due quotazioni non sono state più pubblicate, a partire dall'1 gennaio 2002, dal bollettino Platt's Oilgram Price Report;
• a partire dal mese di settembre 2004 il bollettino Platt's Oilgram Price Report ha ripreso a pubblicare le quotazioni mensili, espresse in US$/barile (Fob Breakeven Price - ARA), dei due greggi denominati Algeria-Saharan Blend e Lybia-Zuetina;
• l'articolo 6, comma 6.5, della deliberazione n. 70/97, stabilisce che il costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali (Ct) è determinato come prodotto tra il consumo specifico medio riconosciuto per la produzione netta degli impianti termoelettrici nazionali (Rt) e il costo unitario riconosciuto dei combustibili (Vt);
• l'articolo 2, comma 2.2, della deliberazione n. 244/00 fissa il consumo specifico medio riconosciuto per la produzione netta degli impianti termoelettrici nazionali (Rt) pari a 2260 kcal/kWh, modificando il valore di 2290 kcal/kWh precedentemente fissato dall'articolo 6, comma 6.7, della deliberazione n. 70/97;
• il consumo specifico medio per la produzione netta degli impianti termoelettrici nazionali è ulteriormente migliorato a seguito dell'entrata in esercizio di un numero significativo di impianti di produzione di energia elettrica, nuovi o potenziati o rifatti, di elevata efficienza rispetto a quelli esistenti;
• una stima prudenziale del consumo specifico medio riferito alla produzione netta degli impianti termoelettrici nazionali, valutata in base alla tipologia e alle prestazioni degli impianti di produzione di energia elettrica, nuovi o potenziati o rifatti, entrati in esercizio nel corso dell'anno 2004, porta a ritenere conseguibile un miglioramento di almeno 30 kcal/kWh;
• rispetto al valore preso a riferimento nella deliberazione n. 171/04, il costo unitario riconosciuto dei combustibili (Vt) ha registrato una variazione in aumento superiore al 3%.

Ritenuto opportuno:

• dati gli esiti delle procedure d'asta concluse dall'Acquirente Unico per la sottoscrizione di contratti differenziali e le previsioni del medesimo Acquirente Unico relativamente all'andamento dei costi attesi di approvvigionamento di energia elettrica per il mercato vincolato nell'anno 2005 in relazione alla composizione del proprio portafoglio acquisti, modificare in aumento la stima del costo medio annuo di approvvigionamento dell'Acquirente unico rispetto al quarto trimestre dell'anno 2004, adeguando conseguentemente il valore dell'elemento PC;
• date le previsioni formulate per l'anno 2005 dal Gestore della rete relativamente agli oneri attesi di dispacciamento, adeguare prudenzialmente il livello dell'elemento OD a tali previsioni;
• adeguare il valore dell'elemento VE e delle componenti tariffarie A2, A4 e A6;
• attivare, fissando le aliquote a livello prudenziale, la componente UC1;
• quantificare in via preliminare, anche ai fini della determinazione del prezzo di cessione di cui al comma 30.1 del Testo integrato, il livello dei costi riconosciuti all'Acquirente Unico per l'attività di acquisto e vendita dell'energia elettrica per il mercato vincolato nell'anno 2005, pari al livello dei costi riconosciuti in via preliminare per l'anno 2004;
• confermare per il primo trimestre (gennaio - marzo) 2005 l'applicazione della componente UC₄ e la sospensione della componente A₈;
• dare disposizioni all'Acquirente unico affinché provveda a versare al Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, il margine economico lordo residuo, relativo all'attività di compravendita dell'energia elettrica di cui alla deliberazione n. 13/04 svolta nel I trimestre dell'anno 2004.

Ritenuta l'opportunità di:

• ripristinare, nella disciplina relativa alla determinazione dell'indice gas nel prezzo medio del paniere di combustibili fossili sui mercati internazionali di cui all'Allegato n. 1 della deliberazione n. 24/99, il riferimento alle quattro quotazioni mensili, espresse in US$/barile (Fob Breakeven Price - ARA), dei greggi denominati Arabian Light, Iranian Light, Algeria-Saharan Blend e Lybia-Zuetina, almeno fintantoché le medesime sono pubblicate dal bollettino Platt's Oilgram Price Report, nella tabella World Crude Oil Price;
• applicare quanto previsto dall'articolo 2, comma 2.1, della deliberazione n. 24/02 per i greggi di riferimento nel caso in cui una, o entrambe, le quotazioni mensili, espresse in US$/barile (Fob Breakeven Price - ARA), dei due greggi denominati Algeria-Saharan Blend e Lybia-Zuetina non dovessero essere pubblicate dal bollettino Platt's Oilgram Price Report;
• prevedere un adeguamento, con effetto dall'1 gennaio 2005, del consumo specifico medio riconosciuto per la produzione netta di energia elettrica degli impianti termoelettrici nazionali di cui all'articolo 2, comma 2.2, della deliberazione n. 244/00, che tenga conto dei miglioramenti di efficienza conseguiti nel corso dell'anno 2004 a seguito dell'entrata in esercizio di un numero significativo di impianti di produzione di energia elettrica, nuovi o potenziati o rifatti;
• aggiornare il valore del parametro Ct

DELIBERA

Articolo 1

Definizioni

1.1 Ai fini del presente provvedimento, si applicano le definizioni riportate all'articolo 1 del Testo integrato, allegato A alla deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 30 gennaio 2004 n. 5/04 e sue successive modificazioni e integrazioni (di seguito richiamato come il Testo integrato).

Articolo 2

Determinazione dell'indice gas naturale nel prezzo medio del paniere di combustibili fossili sui mercati internazionali

2.1 La determinazione dell'indice gas naturale, di cui all'allegato n. 1 della deliberazione n. 24/99, come modificata dalla deliberazione n. 24/02, segue i criteri stabiliti nell'Allegato n. 1 alla deliberazione n. 24/99 se, nel mese di riferimento, il bollettino Platt's Oilgram Price Report pubblica, nella tabella World Crude Oil Price, tutte e quattro le quotazioni mensili, espresse in US$/barile (Fob Breakeven Price - ARA) dei greggi denominati Arabian Light, Iranian Light, Algeria-Saharan Blend e Lybia-Zuetina.

2.2 La determinazione dell'indice gas naturale, di cui all'allegato n. 1 della deliberazione n. 24/99, come modificata dalla deliberazione n. 24/02, segue i criteri stabiliti dall'articolo 2, comma 2.1, della deliberazione n. 24/02 se una, o entrambe, le quotazioni mensili, espresse in US$/barile (Fob Breakeven Price - ARA) dei due greggi denominati Algeria-Saharan Blend e Lybia-Zuetina non dovessero essere pubblicate dal bollettino Platt's Oilgram Price Report.

Articolo 3

Aggiornamento dei parametri Rt e Ct

3.1 A decorrere dall'1 gennaio 2005, il consumo specifico medio riconosciuto per la produzione netta degli impianti termoelettrici nazionali, di cui all'articolo 2, comma 2.2, della deliberazione n. 244/00, è pari a 2230 kcal/kWh.

3.2 Il parametro Ct per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005 è pari a 4,121 centesimi di euro/kWh.

Articolo 4

Aggiornamento di elementi e componenti tariffarie

4.1 I valori dell'elemento PC, dell'elemento OD per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005 sono fissati nelle tabelle 1.1, 1.2, 1.3, 2.1, 2.2, allegate alla presente deliberazione. Per l'elemento CD sono confermati i valori fissati con deliberazione dell'Autorità 29 settembre 2004, n. 171/04 e per l'elemento INT, sono confermati i valori fissati con deliberazione dell'Autorità 27 marzo 2004, n. 46/04. I valori della componente CCA per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005 sono fissati nelle tabelle 3.1, 3.2 e 3.3.

4.2 I valori dell'elemento PV e della componente CAD per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005 sono fissati nelletabelle 4 e 5 allegate alla presente deliberazione.

4.3 L'elemento VE per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005 è fissato pari a 0,02 centesimi di euro/kWh.

4.4 Per l'elemento DP per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005 è confermato il valore fissato con deliberazione dell'Autorità 27 marzo 2004, n. 46/04.

4.5 I valori delle componenti tariffarie A e delle componenti tariffarie UC1, UC3, UC5, UC6 e MCT, per il primo trimestre (gennaio-marzo) 2005, sono fissate come indicato nelle tabelle 6.1, 6.2 e 7 allegate alla presente deliberazione.

Articolo 5

Componenti UC₄ e A₈

5.1 Per il periodo compreso tra l'1 gennaio 2005 e il 31 marzo 2005, la tariffa per il servizio di vendita di cui al comma 22.1 del Testo integrato comprende anche la componente UC₄ di cui alla tabella 5 della deliberazione dell'Autorità 24 settembre 2003, n. 109/03.

5.2 Per il periodo compreso tra l'1 gennaio 2005 e il 31 marzo 2005, le tariffe domestiche di cui ai commi 24.1, 24.2 e 24.3 del Testo integrato comprendono anche la componente UC₄ di cui alla tabella 5 della deliberazione dell'Autorità 24 settembre 2003, n. 109/03.

5.3 L'applicazione della componente tariffaria A₈ di cui al comma 52.2, lettera f) del Testo integrato, è sospesa.

Articolo 6

Disposizioni all'Acquirente unico

6.1 La società Acquirente unico Spa versa al Conto per la perequazione dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica destinata al mercato vincolato, di cui al comma 59.1 del Testo integrato, il margine economico lordo residuo, relativo all'attività di compravendita dell'energia elettrica di cui alla deliberazione n. 13/04 svolta nel I trimestre dell'anno 2004.

6.2 Il versamento di cui al comma 6.1 è effettuato entro 28 febbraio 2005, previa comunicazione all'Autorità dell'ammontare effettivo del margine economico lordo residuo, relativo all'attività di compravendita dell'energia elettrica di cui alla deliberazione n. 13/04 svolta nel I trimestre dell'anno 2004.

Di pubblicare il presente provvedimento nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana e nel sito internet dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) affinché entri in vigore dall'1 gennaio 2005.